Protection Ligne I-Philosophie HQ

TransÉnergie Une divisiond'Hydro-Québec

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Direction Ressources humaines

I- Principes, applicationsdes protections de lignes

«Philosophie»Par Serge Tremblay ing.

Conception 2000

Revision mai 2004

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

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

Serge Tremblay ing Auteur

OBJECTIF GÉNÉRAL

Intervenir de façon sécuritaire et efficace sur les systèmes de protection de lignes de transport. Comprendre le pourquoi et l’importance de nos actions posées sur une protection lors des réglages et des vérifications.

OBJECTIFS SPÉCIFIQUES

Bien comprendre la nature du défaut « Notion de ligne de transport » Différencier les types de gradins utiliser dans une protection de ligne Reconnaître versus le contexte réseau les types de gradins utiliser Tracer et vérifier les gradins d'une protection de ligne Vérifier toutes les conditions et formes de déclenchement Analyser et bien comprendre les différentes philosophies de protection en fonction du contexte du réseau de transport

Bien comprendre l’impact d’un mauvais réglage sur le réseau SUJETS TRAITÉS

Nature des lignes de transport face à un défaut Modèle électrique Effet du court-circuit sur la ligne

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

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

Philosophie de protection Notion de configuration de réseau

Ligne longue et Ligne courte Extrémité faible et forte Client ou source connecté sur le parcourt d’une ligne

Détail des philosophies de protection Mise sous tension de la ligne Mode de base Accéléré avec et sans dépassement « PUR, POR » Faiblesse des modes PUR et POR Phénomène d’inversion de courant avec le mode POR Mode blocage Mode « Weak Infeed », Extrémité faible

MÉTHODOLOGIE D’ENSEIGNEMENT

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

Support à la Gestion des Compétences Techniques

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Support à la Gestion des Compétences Techniques

ÉQUIPEMENT FOURNI PAR L’APPRENANT

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

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

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

PRÉALABLE Notions de vecteurs; expérience de chantier; Intro Automatismes 1 et 2 LIEU DE DIFFUSION Aucune restriction

SGCT

Par Serge Tremblay ing. ©2003 May 4, 2004 Table des Matières Page 1

TABLE DES MATIÈRES

INTRODUCTION STRUCTURE DE BASE DE LA PROTECTION DE LIGNE 21 - - - - - 1

1.1 - Introduction . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2

1.2 - Structure de base de la protection . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 41.2.1 - Portion Analogique . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 41.2.2 - Portion Logique . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6

CHAPITRE 1- NOTIONS DE BASE D’UN DÉFAUT DE LIGNE - - - - - - - - - - - - - - 7

1.1 - MODÈLE ÉLECTRIQUE D’UNE LIGNE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 81.1.1 - Élément Résistif . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 81.1.2 - Élément Capacitif . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 91.1.3 - Élément Inductif . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 101.1.4 - Modèle PI de la ligne . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12

1.2 - COMPORTEMENT D’UNE LIGNE SANS DÉFAUT . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 141.2.1 - Charge faible . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 141.2.2 - Charge élevée . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 151.2.3 - Diagramme d’impédance . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15

1.3 - COMPORTEMENT D’UNE LIGNE EN DÉFAUT . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 161.3.1 - Modèle électrique de la ligne en défaut . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 161.3.2 - Déphasage du courant en défaut . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 171.3.3 - Régime transitoire lors de défaut . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17

1.3.3.1 - Asymétrie du courant de défaut............................................................................ 181.3.3.2 - Harmoniques ........................................................................................................ 20

CHAPITRE 2- LES GRADINS ET ÉLÉMENT DIRECTIONNEL - - - - - - - - - - - - - 23

2.1 - NOTION DE DISTANCE DU DÉFAUT . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 242.1.1 - Distance du défaut par rapport au poste électrique . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 242.1.2 - Visualisation Simplifiée . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 252.1.3 - Mesure de portée avec l’impédance . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 262.1.4 - Cercle d’impédance, Gradin de type mho . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 272.1.5 - Position d’un défaut . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 28

2.2 - DESCRIPTION DES GRADINS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 292.2.1 - Comparateur d’angle . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29

2.2.1.1 - Comparateur électromagnétique .......................................................................... 302.2.1.2 - Technologie intermédiaire de type commutée...................................................... 312.2.1.3 - Technologie récente - un comparateur par gradin................................................ 32

2.3 - Gradins de mesure, ou polarisés . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 332.3.1 - Gradin-1, gradin sans dépassement . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 33

2.3.1.1 - Description............................................................................................................ 33

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2.3.1.2 - Pourquoi un maximum de portée de 80% ? ......................................................... 332.3.1.3 - Exception - Gradin-1 avec dépassement.............................................................. 342.3.1.4 - Visibilité et temps de déclenchement ................................................................... 342.3.1.5 - Fiabilité du Gradin-1 versus la résistance d’arc du défaut.................................... 352.3.1.6 - Première méthode de correction de la résistance de l’arc - DSR......................... 382.3.1.7 - Deuxième méthode de correction de la résistance de l’arc - Quadrilatère ........... 40

2.3.2 - Gradin-2, gradin avec dépassement . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 412.3.2.1 - Description............................................................................................................ 412.3.2.2 - Visibilité et temps de réaction ............................................................................... 422.3.2.3 - Visibilité limitée par des enroulements de transformateurs .................................. 432.3.2.4 - Portée du gradin-2 avec une ligne courte et gradin de type mho ......................... 442.3.2.5 - Portée du gradin-2 avec une ligne courte et gradin de type Quadrilatère ............ 452.3.2.6 - Portée du gradin-2 face à une ligne très longue................................................... 462.3.2.7 - Forme de l’arachide «THR».................................................................................. 47

2.4 - Grand gradin et élément de démarrage . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 482.4.1 - Description . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 482.4.2 - Visibilité - gradin orienté vers l’avant . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 482.4.3 - Temporisation du grand dradin . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 492.4.4 - Visibilité - gradin orienté vers l’arrière . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 502.4.5 - Grand gradin exploité sur une ligne longue . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 51

2.4.5.1 - LENTILLE ............................................................................................................. 512.4.6 - Grand gradin avec une ligne courte . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 52

2.5 - Élément Directionnel 67 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 532.5.1 - Temps de réaction . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 532.5.2 - Utilité de l’élément directionnel . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 542.5.3 - Directionnel de terre 67N . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 552.5.4 - Directionnel de phase 67f . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 562.5.5 - Élément directionnel de séquence inverse 32Q . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 57

2.5.5.1 - Défaut avant ......................................................................................................... 572.5.5.2 - Défaut arrière........................................................................................................ 58

CHAPITRE 3- LES DÉFAUTS À LA TERRE ET ENTRE PHASES - - - - - - - - - - - 61

3.1 - Défaut Phase-Neutre An, Bn, Cn . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 623.1.1 - Concepts préliminaires . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 64

3.1.1.1 - Impédance Image IaZ et Angle de couple maximum ........................................... 643.1.1.2 - Vecteur OPÉRATION ........................................................................................... 65

3.1.2 - Composante homopolaire . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 663.1.3 - Compensation homopolaire . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 67

3.1.3.1 - Exemple du KD4................................................................................................... 693.1.3.2 - Compensation homopolaire avec la technologie récente ..................................... 70

3.2 - Défaut entre phases AB, BC, CA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 713.2.1 - Convention de mesure . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 713.2.2 - Description du défaut entre phases . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 723.2.3 - Déplacements des tensions lors de défaut entre phases . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 733.2.4 - Vecteurs tension & courant du défaut entre phases . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 743.2.5 - Exemple de défaut entre phases & élément d’opération . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 753.2.6 - Branchement des éléments de courants . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 77

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3.2.6.1 - Sommation par le transactor................................................................................. 773.2.6.2 - Sommateurs internes au relais ............................................................................. 79

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

3.3 - Défaut entre deux phases et la terre . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 82

3.4 - Défaut Triphasé . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 84

CHAPITRE 4- MÉTHODES DE BRANCHEMENT POUR FIN DE VÉRIFICATION - - 87

4.1 - Sources - Banc d’essai . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 884.1.1 - Historique et évolution des bancs d’essai . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 884.1.2 - Description sommaire de la source . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 89

4.1.2.1 - Capacité de chaque source .................................................................................. 894.1.2.2 - Neutre ................................................................................................................... 89

4.1.3 - Activation Source ou Système de la source . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 904.1.4 - Vérification rapide des sources de tension . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 91

4.1.4.1 - Méthode du triangle de 45°................................................................................... 914.1.4.2 - Méthode du triangle équilatéral ............................................................................ 924.1.4.3 - Méthode du triangle 30°-60° ................................................................................. 924.1.4.4 - Méthode triphasée ................................................................................................ 92

4.1.5 - Vérification rapide des sources de courant . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 934.1.5.1 - Conversion de courant en tension ........................................................................ 934.1.5.2 - Sommation des courants ...................................................................................... 934.1.5.3 - Méthode de sommation de courant avec l’ampèremètre...................................... 944.1.5.4 - Différence de potentiel.......................................................................................... 944.1.5.5 - Comparaison d’une source de tension avec une source de courant.................... 95

4.2 - Vérification du défaut à la terre . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 964.2.1 - Branchement des tensions et courant . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 964.2.2 - Représentation vectorielle du montage . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 99

4.2.2.1 - Injection de fort courant ...................................................................................... 100

4.3 - Vérification du défaut entre phases . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1014.3.1 - Montage en T . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 102

4.3.1.1 - Position du neutre de la source Ns..................................................................... 1024.3.1.2 - Tension V3 = 104V ............................................................................................. 1024.3.1.3 - Centrer le neutre du relais Nr ............................................................................. 1034.3.1.4 - Problème du neutre relais Nr mal centré ............................................................ 104

4.3.2 - Branchement des tensions et courants du montage en T . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1064.3.2.1 - Mauvais branchement de la tension ................................................................... 1064.3.2.2 - Branchement correcte de la tension ................................................................... 1084.3.2.3 - Mauvais branchement des courants................................................................... 1094.3.2.4 - Branchement correcte des courants................................................................... 110

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

CHAPITRE 5- MÉTHODE DE MESURE ET CALCUL - - - - - - - - - - - - - - - - - - 113

5.1 - Calcul de l’impédance . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1145.1.0.1 - Calcul de l’impédance d’un point ........................................................................ 114

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

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

5.2 - Effet d’Hystérésis . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1195.2.1 - Vacillement d’un défaut . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1195.2.2 - Hystérésis . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1195.2.3 - Méthode de mesure d’un gradin avec hystérésis . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 121

5.3 - Mesure du couple maximum d’un cercle . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1225.3.1 - Technique de mesure . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1225.3.2 - Mesure de portée d’un cercle avec hystérésis . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1235.3.3 - Mesure de portée d’un cercle avec hystérésis angulaire . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 124

CHAPITRE 6- CONDITIONS DE FONCTIONNEMENT DES GRADINS - - - - - - - - 125

6.1 - Condition minimale de courant . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1266.1.1 - Situation à risque . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1266.1.2 - Mise au travail avec minimum de courant [50] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 127

6.2 - Chevauchement des gradins øn et øø . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 128

6.3 - Élément directionnel [67] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 130

6.4 - Temporisation des gradins . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 131

6.5 - Gradin accéléré ou assité . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 132

6.6 - Déclenchement des disjoncteurs . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1336.6.1 - Déclenchement en mode triphasé . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1336.6.2 - Déclenchement en mode monotri . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1346.6.3 - Logique de déclenchement et temps de maintien . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 136

6.6.3.1 - Majority Gate ...................................................................................................... 1376.6.3.2 - Déclenchement triphasé sur gradin temporisé et SOTF..................................... 1376.6.3.3 - Perte du lien de communication ......................................................................... 1386.6.3.4 - Semblant de monotri alors que nous sommes en déclenchement triphasé ....... 1386.6.3.5 - Temps de maintien ............................................................................................. 139

6.7 - Réenclenchement . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1406.7.1 - Défaut causé par la foudre . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1406.7.2 - Défaut de ligne . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1406.7.3 - Blocage du réenclencheur . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 141

6.7.3.1 - Conditions favorables au réenclenchement........................................................ 1416.7.3.2 - Conditions favorables au BLOCAGE du réenclenchement [79BL]..................... 142

6.7.4 - Circuit de Récidive . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1436.7.5 - Réenclenchement avec le circuit SOTF . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 145

CHAPITRE 7- FONCTIONS DE BLOCAGES DES GRADINS - - - - - - - - - - - - - 147

7.1 - Détection de perte de fusible(s) «60» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1497.1.1 - Limitation des l’effets causés par la perte de fusible . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 150

7.1.1.1 - Limitation avec les seuils de mise au travail ....................................................... 1507.1.1.2 - Limitation par les enroulements delta de transformateur.................................... 151

SGCT


7.1.2 - Détection de la débalance de la tension . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1537.1.2.1 - Détection de la débalance utilisant la composante homopolaire........................ 1537.1.2.2 - Détection de la débalance utilisant la composante inverse ................................ 155

7.1.3 - Discrimination entre le défaut et perte d’un fusible . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1567.1.3.1 - Discrimination par le courant de neutre .............................................................. 1567.1.3.2 - Discrimination avec le courant de séquence inverse.......................................... 157

7.1.4 - Actions de la fonction «60» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1587.1.4.1 - Verrouillage de la fonction «60» en blocage de comparateur ............................ 1587.1.4.2 - Choix du blocage des comparateurs .................................................................. 1597.1.4.3 - Blocage de la fonction «60» sur discordance de phases ou monotri ................. 160

7.2 - Oscillation de puissance . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1617.2.1 - Analogie mécanique . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1617.2.2 - Réseau en exploitation normal . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1627.2.3 - Perte de ligne . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1637.2.4 - Oscillation angulaire . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1647.2.5 - Effet de l’oscillation angulaire sur la protection de ligne . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1657.2.6 - Vitesse de l’oscillation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 166

7.2.6.1 - Pénétration de l’oscillation dans les gradins de défaut entre phases ................. 1667.2.6.2 - Gradin-6 [AB], détection de l’oscillation angulaire .............................................. 1667.2.6.3 - Méthode de détection ......................................................................................... 167

7.2.7 - Détection de l’oscillation de puissance et action à prendre . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1687.2.8 - Autres méthodes de contrer l’oscillation de puissance . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 169

7.2.8.1 - Régulateur de tension des alternateurs.............................................................. 1697.2.8.2 - Compensateur synchrone ou statique ................................................................ 169

CHAPITRE 8- NOTIONS DE CONFIGURATION RÉSEAU DE LA LIGNE - - - - - - 171

8.1 - Longueur de la ligne . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1728.1.1 - Ligne courte . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1728.1.2 - Ligne longue . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1738.1.3 - Ligne très longue . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 173

8.2 - Extrémité Forte ou Faible . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1758.2.1 - Deux extrémités fortes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1758.2.2 - Extrémité faible avec répartition . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1758.2.3 - Extrémité faible distribuée ou sans disjoncteur . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1768.2.4 - Extrémité faible avec ligne adjacente . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1778.2.5 - Commutation de ligne . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 178

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

CHAPITRE 9- PHILOSOPHIES DE PROTECTIONS DE LIGNE - - - - - - - - - - - - 181

9.1 - Mise sous tension de la ligne . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1839.1.1 - Détection de l’état de la ligne . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 185

9.1.1.1 - Détection de l’état d’une phase .......................................................................... 1869.1.1.2 - Détection de l’état d’une ligne............................................................................. 187

9.1.2 - Fenêtre de temps pour la mise sous tension . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1889.1.3 - Réarmement de la mise sous tension . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 189

SGCT


9.1.3.1 - Réenclenchement avec SOTF............................................................................ 1899.1.3.2 - Réenclenchement sans SOTF............................................................................ 190

9.1.4 - Circuits de détection de défaut . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1919.1.4.1 - Méthode des comparateurs ................................................................................ 1919.1.4.2 - Méthode des seuils............................................................................................. 194

9.2 - Mode de base . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1959.2.1 - Client seulement en vue . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1959.2.2 - MALT rapide - Réactance du transformateur . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1979.2.3 - Mode de base avec la compensation série . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1989.2.4 - Mode de base avec source à haute réactance en réseau iloté. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 199

9.3 - Accéléré sans dépassement (PUR) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2019.3.1 - Mise en situation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2019.3.2 - Solution avec lien de communication . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2039.3.3 - Défaut hors zone . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2059.3.4 - Problème conséquent d’un disjoncteur déjà ouvert lors d’un défaut . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 206

9.4 - Accéléré avec dépassement (POR) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2089.4.1 - Mise en situation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2089.4.2 - Solution avec lien de communication . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2099.4.3 - Un disjoncteur est déjà ouvert en extrémité de ligne . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2109.4.4 - Défaut Hors Zone . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 211

9.5 - Protection de ligne Poste-Centrale . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 212

9.6 - Liens de communication hors service . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 214

9.7 - Problème causé par l’inversion de courant . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2159.7.1 - Mise en situation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2159.7.2 - Cas d’inversion de courant avec circuit conventionnel . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 215

9.7.2.1 - Étape 1 : Arrivée du défaut ................................................................................. 2159.7.2.2 - Étape 2 : Déclenchement du disjoncteur provoquant ’inversion de courant....... 217

9.7.3 - Circuit de blocage de signal Rx sans Z2 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2199.7.4 - Cas d’inversion de courant avec circuit de blocage Tp-Td . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2209.7.5 - Méthode de blocage avec le gradin-3 inversé . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 223

9.8 - Client branché sur le parcourt de la ligne . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2249.8.1 - Défaut dans le poste client . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2279.8.2 - Défaut dans la zone grise de la ligne . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2289.8.3 - Défaut avoisinant . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 229

9.9 - Mode blocage . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2309.9.1 - Défaut dans le poste client . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2339.9.2 - Défaut dans la zone grise de la ligne . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2349.9.3 - Défaut avoisinant . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2359.9.4 - Avantage du mode blocage . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 236

9.10 - Protection écho ou extrémité faible [WI] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2379.10.1 - Configuration des protections . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 238

9.10.1.1 - Philosophie de l’extrémité forte......................................................................... 2389.10.1.2 - Philosophie de l’extrémité faible ....................................................................... 238

SGCT


9.10.2 - Extrémité faible avec source d’appoint . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2399.10.3 - Extrémité faible sans alimentation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2409.10.4 - Défaut arrière près du poste . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2419.10.5 - Extrémité faible avec ligne adjacente absente . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2429.10.6 - Extrémité faible avec ligne adjacente présente . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2439.10.7 - Extrémité faible avec défaut arrière sur ligne adjacente . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 244

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

SGCT


Philosophie de protection de ligne SGCT

Par Serge Tremblay ing. ©2003 mai 4, 2004 Introduction Page 1

INTRODUCTION STRUCTURE DE BASE DE

LA PROTECTION DE LIGNE 21



1.1 - IntroductionLa protection de ligne est subdivisée en deux manuels :

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

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

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

Mode de base

Accéléré avec dépassement

Accéléré sans dépassement

Mode blocage

Etc.

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

Défaut à la terre

Défaut entre phases

Défaut entre phases et la terre

Défaut triphasé

Gradins polarisés 1 & 2

Gradin avec vue arrière

Forme circulaire, quadrilatère, arachide, lentille, etc.

Les divers aspects fonctionnels du relais :

Perte d’un fusible

Mise sous tension de la ligne

Pendulaison de puissance

Seuil de mise au travail

Etc.

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



Figure 1 - Indication des Portions du relais selon les manuels

Le deuxième manuel, "Technologie des Protections de lignes (21)", traite dufonctionnement interne de la protection de ligne, en considérant les différents niveauxtechnologiques ainsi que les principes vectoriels universels sur lesquels repose laconception d’un relais. Il explique comment un relais lit les tensions et les courants,comment fonctionnent les réglages d’un relais, les manières de générer un cercled’impédance ou un élément directionnel, etc. En comprenant mieux comment fonctionneune protection de ligne, il devient plus facile de saisir à quel niveau se situe le problèmelorsqu’il y a défaillance.

Malgré que les protections de lignes aient tous le même rôle, il y a des différences entreles divers fabricants, aussi bien au niveau technologique que fonctionnel. Selon l’âge del’équipement, la construction du relais peut être de technologie électromagnétique,électronique, logique câblée, ou numérique. Sur le plan fonctionnel, il y a des fonctionsinternes que l’on retrouve chez la plupart des fabricants. Par exemple : le blocage duréenclencheur. D’autres fonctions sont essentielles pour l’ensemble des protections delignes. Exemple : Minimum de courant ou seuil de mise au travail. Le maximumd’options sera traité afin de balayer le mieux possible l’ensemble des protections de ligne.

CONDITIONNEURD'ENTRÉE RÉGLAGE

TRAITEMENTVECTORIEL

FABRICATIONDU GRADIN

ANALYSEET DÉCISION

Σ

ΣPolarisation

Opération

Seuils minimums de courantPhilosophies de protectionLogiques de déclenchement

Entrées et Sorties

Z1 ou Z2 ou Z3

Comparateur d’angle

niveau 1 = Intérieur du gradinniveau 0 = Extérieur du gradin

120 Vφφ

1A/5A IZ

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

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

des défauts

Logique Généralde Protection



1.2 - Structure de base de la protection

1.2.1 -PORTION ANALOGIQUE

La figure-2 montre les étapes classiques que doit franchir une protection de ligne lorsde son traitement vectoriel. Les portions générant les éléments d’opération et depolarisation sont pleinement analogiques. Il s’agit des CONDITIONNEURS D’ENTRÉES,les RÉGLAGES, et finalement les SOMMATEURS. La phase et l’amplitude de chaquevecteur de tension et de courant sont importants pour l’analyse correcte du défaut. Cesportions du relais sont traitées en profondeur dans deuxième livre "Technologie desProtections de lignes (21)".

Figure 2 - Transformateurs et portions de circuit des gradins

Par la suite, l’élément de polarisation et l’élément d’opération sont convertis en ondelogique. Leur écart angulaire est considéré par le comparateur d’angle qui finalementdélimite le gradin. Il existe deux familles de comparateur d’angle.

Type Lag-Lead

Type +/- 90°

Ce sujet est aussi traité en profondeur dans le manuel "Technologie des Protections delignes (21)".

Le présent manuel, "Principes et Applications des Protections de lignes", nes’intéresse pas à la manière de construire un gradin, mais plutôt à l’application du gradin

CONDITIONNEURD'ENTRÉE

RÉGLAGE TRAITEMENTVECTORIEL


ANALYSEET DÉCISION

Logique généralede protection

Σ

Σ Polarisation

Seuil minimum de courantPhilosophie de protectionLogique de déclenchement

Entrée et Sortie


120 Vφφ

1A/5A IZ

Opération



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

Figure 3 - Réglage du KDGU, relais électromagnétique

Figure 4 - Réglage de relais électroniques

Figure 5 - Réglage de relais numérique



1.2.2 -PORTION LOGIQUE

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

Figure 6 - Schéma logique de la protection de ligne

Comparateurd’angle

Gradin 1, 2 ou 3

Philosophiede protection

Surveillance

BlocageRéenclencheur

TX

Logique dedéclenchement

Mode de base

60 - Perte de fusiblePower Swing

Défaillance du Relais

Mise soustension

PORPOR WI

BLOCAGE

85

94

!

79BL

ECE et annonciateur

Facultatif

"#

##

"#

$%&$%

&

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

ECEAnnonciateur

'(

AFFICHAGEABC

Z2Z1

Z3Assisté

60

Blocage Comparateur


Par Serge Tremblay ing. ©2003 mai 4, 2004 Chapitre-1 Page 7

NOTIONS DE BASE D’UN DÉFAUT DE LIGNE



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

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

Élément résistif «R»

Élément inductif «L»

Élément capacitif «C»

Chacun de ces éléments affecte le comportement global de la ligne suite à uneperturbation électrique subit par cette même ligne. Suite à un court-circuit, un régimetransitoire apparaît. Il est maintenu temporairement par l’effet résonnant de l’ensembledes inductances et des capacitances du réseau. Lors de défaut de ligne, l’importance ducourant de défaut sature divers équipements. Par exemple, la saturation d’untransformateur brise la forme de l’onde sinusoïdale, et génère la présence d’harmoniquessur le réseau. Le gain engendré par les circuits résonnants «LC» du réseau donne plus oumoins de l’importance à chacune de ces harmoniques. La ligne de transport s’inclut ellemême dans le circuit résonnant «LC». De plus, le moment précis où se produit le défautpar rapport à la tension de la ligne, provoque une asymétrie du courant de défaut. Unecomposante CC s’ajoute au régime transitoire. La protection de ligne doit résister à toutcela. Sur le plan vectoriel, la phase du courant par rapport à la tension est aussi affectéepar l’inductance de la ligne. La protection de ligne doit en tenir compte. Il est doncimportant de bien comprendre les différents éléments qui composent la ligne.

1.1.1 -ÉLÉMENT RÉSISTIF

La fabrication des conducteurs de la ligne detransport se compose de matériaux ayant une bonneconductivité. Le poids, la résistance mécanique, larésistance à la corrosion, la conductivité électrique et lecoût affectent le choix des matériaux. Pour jumelerplusieurs paramètres, on peut mélanger différentsmatériaux. L’aluminium renforcit d’acier (ACSR -Aluminium Conductor Steel Reenforced) est un excellentcompromis parmi plusieurs critères.

Figure 1.1 - Conducteur Curlew

1 2

34

5

6 7

13

14

1516

171819

20

21

22

23

2425

26 2728

29

30

31

32

33

3435

36373839

40

41

42

43

44

45

4647

48 49 5051

52

53

54

1

234

5

6

7

89 10

11

12

AluminiumConductorSteelReenforced

795 MCM ACSR 54/7



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

Figure 1.2 - Effet résistif de la ligne

1.1.2 -ÉLÉMENT CAPACITIF

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

Figure 1.3 - Effet capacitif

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

Esource

R

LIGNE

Longueur de la ligne

exemple : ligne 735 kV11 miliohm par kilomètre

Champs Électrique Effet Capacitif



Figure 1.4 - Effet Capacitif de la ligne

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

1.1.3 -ÉLÉMENT INDUCTIF

Lorsqu’un courant circule dans un conducteur, une pression magnétique appelée forcemagnétomotrice Fmm apparaît dans l’espace entourant le conducteur. Il est mesuré enampère-tour. Exprimé par unité de longueur, on l’appèle champ magnétique H et semesure en ampère-tour par mètre. Cette pression engendre la circulation d’un fluxmagnétique. La grandeur du flux magnétique dépend de la conductivité magnétique dumilieu où se trouve le champ magnétique. La variation de ce flux produit une tension auxbornes de tout enroulement exposé à ce flux.

Si le flux ne varie pas, aucune tension n’est présente aux bornes des conducteurs. Onprésume ici que le conducteur est de résistance nul. Si le flux doit varier comme c’est lecas dans un réseau à 60Hz, il induit une tension aux bornes des conducteurs, qui génèreensuite une force contre magnétomotrice. Cette tension induite est appelée aussi auto-Induction. Par exemple, lorsque vous alimentez l’enroulement primaire d’untransformateur sans charge avec une tension de 120Vac, vous remarquez que le courant demagnétisation est très faible. Dû à l’excellente conduction du noyau magnétique dutransformateur, pour une très petite force magnétomotrice, donc très faible courant, le fluxmagnétique généré dans le noyau est élevé. À une fréquence de 60Hz, ce flux devragénérer une tension aux bornes du transformateur. La tension induite devra être la mêmetension qui lui est imposée par le réseau. La ligne de transport ne compte qu’un seul touret ne possède pas de noyau magnétique comme c’est le cas d’un transformateur. Le

Esource

R

!

LIGNE

Longueur de la ligne

exemple : ligne 735 kVY=5 microSiemens par kilomètre

Y2

Y2

dE n Faraday

dt

φ=



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

Figure 1.5 - Effet inductif

EsourceCourt-Circuit

Z

XL

tension induitepar auto-induction

Champ Magnétique

Effet Inductif

2LX fLπ=Source XLRE E E= −

1

28

88

L

L

X

RX

TanR

−

≈

= °



1.1.4 -MODÈLE PI DE LA LIGNE

La disposition des trois éléments « résistif, inductif, capacitif » crée un circuitélectrique équivalent de la ligne appelé modèle en PI (). Voir la figure suivante.

Figure 1.6 - Modèle PI de la ligne

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

Figure 1.7 - Modèle PI en cascade

Pour un réseau triphasé, le modèle électrique d’une ligne se compliqueappréciablement. Il y a l’interaction entre les trois conducteurs (phase A, B et C). De plus,chacun de ces conducteurs a une interaction avec la terre. Mais pour la compréhensiond’une protection de ligne, le modèle se simplifie heureusement à deux conducteurs lorsd’un défaut de ligne. La contribution des autres conducteurs est négligeable lors dedéfaut.



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

Figure 1.8 - Rotation de phases

3 phases superposéesLigne biterneexemple du 315 KV

3 phases côte à côteexemple du 735 Kv

C2C >C >C1 2 3

C >C >C >C >C1 2 3 4 5

C1 C1

C3 C3 C3

C4

C5

C2

C1

C1

C3

A A

B BC C

A loin de C B loin de CA loin de CB loin de A

Tiers du parcoursTiers du parcours

Tiers du parcours

Sixièmedu parcoursSixième

du parcours

Balancement de la ligne de transport



1.2 - COMPORTEMENT D’UNE LIGNE SANS DÉFAUTEn exploitation normale du réseau de transport d’énergie, la ligne de transport connaît

deux extrêmes. Un de ces extrêmes est le très faible transit dû à la faible charge. L’autreextrême est le très fort transit dû à la charge élevée. La ligne se comporte différemmententre ces deux extrêmes.

1.2.1 -CHARGE FAIBLE

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

Figure 1.9 - Ligne avec faible charge

La manière d’équilibrer la tension du réseau est la correction du facteur de puissance dela ligne. Lorsque la ligne est capacitive, on compense avec une charge de nature inverse,l’inductance shunt. Plus le transit est faible, plus la ligne est capacitive, et plus on doitajouter des inductances shunt. Afin de corriger la tension sur tout le parcourt de la ligne,on doit corriger ce facteur de puissance de manière distribée sur la ligne. Par exemple, deLG2 vers Montréal, on corrige la tension au poste Némiscau, ensuite au poste Abitibi,ensuite au poste La Vérendrye, et finalement à la charge au poste Chénier.

Figure 1.10 - Compensation réactive

Source

Ligne fortement capacitive

Inductance Shuntpour compensation

ClientFaible

Client +résistance de ligne

(Watt)

'

Résultante

Effet capacitifde la ligne

VAR(-)

Inductancede compensation

VAR(+)Client +résistance de ligne

(Watt)

'

Résultante

Effet capacitifde la ligne

VAR(-)



1.2.2 -CHARGE ÉLEVÉE

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

Figure 1.11 - Charge élevée

1.2.3 -DIAGRAMME D’IMPÉDANCE

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

Figure 1.12 - Diagramme d’impédance, zone client

Source

Ligne fortement inductiveClientFort

R

XL

zone clientrésistanceindu

ctan

ceca

paci

tanc

e

Diagramme d’impédance



1.3 - COMPORTEMENT D’UNE LIGNE EN DÉFAUTAvant l’arrivé d’un défaut, la ligne est stable et en régime permanent. Dès l’apparition

d’un court-circuit, la ligne subit une perturbation et entre en régime transitoire. Ce régimetransitoire affecte la qualité de la sinusoïde de diverses manières :

Composante CC ou asymétrie.Harmoniques.Fluctuation de la fréquence.Amplitude du courant de court-circuit en baisse de manière exponentielle.

Une protection de ligne peut être bernée par ce régime transitoire. La protection deligne devra donc être équipée de filtres et de circuits spéciaux assurant son immunité auxphénomènes transitoires. Voyons une brève description du défaut de la ligne et desrégimes transitoires.

1.3.1 -MODÈLE ÉLECTRIQUE DE LA LIGNE EN DÉFAUT

Lorsqu’un court-circuit se produit, l’effet capacitif de la ligne est court-circuité, seretrouvant en parallèle avec ce court-circuit. En exploitation normale de réseau, l’effetinductif de la ligne compense en partie l’effet capacitif de cette même ligne selon lagrandeur de la charge en cours. Normalement, l’effet capacitif de la ligne est dominant etnous oblige à utiliser des inductances shunt. Mais, en court-circuit, il ne reste plus quel’effet inductif et résistif de la ligne. De plus, le très fort courant de court-circuit de laligne met fortement en évidence l’effet inductif de la ligne.

Figure 1.13 -

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

Ligne fortement inductiveTRÈS "#$%

Source



1.3.2 -DÉPHASAGE DU COURANT EN DÉFAUT

Lors de court-circuit de ligne, la source alimentant le défaut ne perçoit que la résistanceet l’inductance de la ligne. On présume un défaut parfait pour le moment. Le courantdéphase d’environ -45° à -85° par rapport à la tension de la source. L’angle du déphasagedépend de la relation entre la réactance XL de la ligne et la résistance R de la ligne. Leschéma de phaseur suivant visualise ce déphasage entre le vecteur tension et le vecteurcourant. Le diagramme d’impédance montre le résultat de ce déphasage sous formed’impédance. Voir figure-1.14.

Figure 1.14 - Déphasage de I et de E lors de défaut

La protection de ligne devra définir une zone de défaut au niveau du diagrammed’impédance. Le chapitre suivant traitera de cette question.

1.3.3 -RÉGIME TRANSITOIRE LORS DE DÉFAUT

Le passage d’un régime permanent à un autre passe toujours par un régime transitoire.Le passage d’une ligne en exploitation normale à un état de court-circuit passe par unemultitude d’effets transitoires. La protection de ligne doit se protéger contre la tempêted’impuretés que représente le régime transitoire. Deux éléments importants constituent cerégime transitoire. Apparition momentanée d’une composante CC provoqué parl’asymétrie du courant de défaut, et une abondance d’harmoniques dû à la saturation deséquipements.

1 X

R

LTang θ− =

Phaseur

Iinductif

Irésistif

θ

R

XLDiagramme d’impédance

Portionrésistivede la ligne

PortionInductivede la ligne

Impé

danc

e du

déf

aut

θ



1.3.3.1 - Asymétrie du courant de défaut

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

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

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

0

1

dIE L

dt

I Edt IL

=

= +∫

-2.0

-1.5

-1.0

-0.5

0.0

0.5

1.0

1.5

2.0

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-15

-10

-5

0

5

10

15

Tension Courant

ASYMÉTRIE

Valeur crête à crête - amplitude doublée à partir du zéro



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

Figure 1.16 - Erreur provoqué par l’asymétrie

La relation XL/R entre la réactance XL et la résistance R de la ligne décide de la duréede cette asymétrie. La ligne de 735kV est de l’ordre de X/R=28. La courbe de couleurverte de la figure suivante montre la décharge de l’asymétrie.

Figure 1.17 - Courbe de décharge de l’asymétrie

VinVout

Vin

Vout

Vin

Vout

)*+),-.

/*+),-.

asymétrie

erreur

-1.2

-0.7

-0.2

0.3

0.8

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

Temps en msec

Co

ura

nt

en P

U

-12

-7

-2

3

8

Ten

sio

n e

n P

U

X/R = 5

X/R =

X/R = 30

X/R = 500

tension

Courant de défautComposante CC

LX

Rτ =



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

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

1.3.3.2 - Harmoniques

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

Figure 1.19 - Zone linéaire du transformateur

Le problème commence lorsqu’il y a saturation, ou que la zone non linéaire estexploitée. Par exemple, un défaut de ligne engendre un très fort courant de court-circuit.

-2.0

-1.5

-1.0

-0.5

0.0

0.5

1.0

1.5

2.0

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-15

-10

-5

0

5

10

15

Tension Courant

a

a

Zone linéairedes transfo.

n Amplitude Phase0.0000

1 1.00002345678910111213



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

Figure 1.20 - Saturation du transformateur

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

Figure 1.21 - Saturation asymétrique du transformateur

Les harmoniques peuvent provenir de systèmes utilisant la commutation à thyristor.Les excitations statiques, compensateurs statiques sont des exemples de générateurs

a

a

Zone de saturationdes transfo.


1 0.895923 0.073345 0.0311 180.0°67 0.000389 0.00911011 0.0039 180.0°1213 0.0026 180.0°

a

a

Zone de saturationpar asymétriedu transfo.


1 0.80452 0.1379 90.0°3 0.06904 0.0138 270.0°5 0.01386 0.0158 270.0°7 0.0050 180.0°8 0.0050 270.0°9 0.0069 180.0°10 0.0025 90.0°11 0.0025 180.0°12 0.0039 90.0°13 0.0015



d’harmoniques. Les redresseurs des alumineries génèrent des harmoniques.Normalement, ces générateurs d’harmoniques ne sont pas appréciés du réseau. Ils doiventdonc être accompagnés de filtre afin de les éliminer au maximum. Les harmoniquespeuvent aussi provenir des équipements de lectures de tension.

La figure-1.22 montre de multiple passages par zéro provoqué par la 7e harmonique denotre exemple. Comme la protection de ligne électronique gère le passage par zéro, il nefaut pas que ces multiples passages provoquent une mauvaise décision du relais. Le relaisutilise donc des techniques de filtration ou d’inertie afin de se protéger de ces multiplespassages par zéro.

Figure 1.22 - Passage par zéro de la 7e harmonique

Les techniques de filtrations sont traitées dans le volume II "Technologie desProtections de ligne 21". La suite de ce manuel traitera de la sélectivité de la protectionde ligne, aussi bien au niveau de la zone d’impédance comme au niveau des philosophiesde protection.



LES GRADINS ET ÉLÉMENT

DIRECTIONNEL



Ce chapitre traite :

Portée et orientation des gradins

Gradin de type commuté

Gradins sans dépassement «Z1» et avec dépassement «Z2»

Visibilité et fiabilité des gradins

Formes des gradins «mho, quadrilatère, lentille, arachide»

Le grand gradin «Z3»

Temporisation des gradins «TZ2, TZ3»

Élément directionnel «67»

2.1 - NOTION DE DISTANCE DU DÉFAUT

2.1.1 -DISTANCE DU DÉFAUT PAR RAPPORT AU POSTE ÉLECTRIQUE

Commençons par définir la portée d’un défaut. La protection de ligne 21 prend commeinformations, la tension et le courant provenant de la ligne à protéger. Elle évalue laportée du défaut en utilisant ces deux mesures :

Une protection de ligne regarde en direction de la ligne à surveiller. Tout défaut seproduisant sur sa ligne est un défaut avant. Si le défaut ne se produit pas du côté surveillépar la protection de ligne, le défaut est arrière. La protection de ligne est aussi appeléeRELAIS D’IMPÉDANCE ou RELAIS DE LIGNE. Donc, ce manuel utiliseraoccasionnellement le terme relais pour signifier la protection de ligne. Comme le relaisne perçoit les défauts que d’un seul côté, nous disons que le relais est DIRECTIONNEL ouPOLARISÉ.

Figure 2.1 - Point zéro et porté d’un gradin polarisé

La tension agit comme la référence angulaire du relais. Chaque type de défaut à saréférence angulaire : Défaut à la terre AN, BN, CN ; Défaut entre phase AB, BC et CA.

Relais 21

Poste

Bar

re

LigneDisjoncteur

TCTT

Point Zéro

Portée du gradin concernéa b

Vue avantVue arrière



Par exemple, pour les défauts de type AN, la tension «Ean» agit comme référence 0°.Donc, la tension ne distingue pas le fait que le défaut soit arrière ou avant.

Le courant est sensible à l’orientation du défaut. Un courant de défaut avant est à 180°du courant de défaut arrière. La protection analyse l’orientation du courant en fonction dela tension de référence afin d’évaluer la direction du défaut.

Figure 2.2 - Sens du courant de défaut

2.1.2 -VISUALISATION SIMPLIFIÉE

Pour nous aider à procéder plus simplement dans les pages à venir, la figure-2.3 montreune manière simplifiée de visualiser la position d’un poste et la ligne à protéger. On doitse souvenir que le point zéro «a» pour une protection de ligne correspond au point demesure du courant «TC» de la même ligne à protéger. Le schéma suivant ne montre que lenécessaire : La barre, les disjoncteurs, la ligne et la délimitation du poste.

Figure 2.3 - Visualisation simplifiée du réseau

Pour la compréhension du fonctionnement de la protection de ligne, le schémaprécédent est largement suffisant.

Relais 21

Bar

re


Relais 21

Bar

re


a b

Poste-1 Poste-2Ligne

Point Zéro

Portée du gradin concerné

Portée = 100%

Délimitation du posteBarre

Disjoncteur

LigneLigne



2.1.3 -MESURE DE PORTÉE AVEC L’IMPÉDANCE

Au chapitre 1, section 1.3.1 page 16, lors d’un court-circuit de la ligne, nous avons vuque la ligne est purement résistive et inductive. Les grandeurs de XL et de R sontproportionnelles à la longueur de la ligne. On peut donc utiliser l’impédance de la ligneafin de délimiter la portée du défaut.

Figure 2.4 - Diagramme d’impédance

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

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

R

XL

Portion résistivede la ligne

PortionInductivede la ligne

Impé

danc

e du

déf

aut

θ

θ

R R

XL XL

XL 2*arctan arctan

2*

XL XL

R Rθ = =

LXR



2.1.4 -CERCLE D’IMPÉDANCE, GRADIN DE TYPE MHO

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

Figure 2.5 - Gradin de type mho

Ce manuel se limite strictement à l’application des gradins et non à leur fabrication.

Voyons avec la figure-2.5, le lien qu’il existe entre le diagramme d’impédance et lareprésentation du réseau juste en dessous. En contexte de défaut de ligne, il est possiblede représenter sur l’axe de défaut du diagramme d’impédance, chacun des points duréseau «a» et «b». Il est même possible de représenter la position du poste éloigné.«poste2». La portée s’exprime normalement en pourcentage. La longueur totale de laligne, en partant du point de mesure de courant du poste-1 jusqu’au point de mesure ducourant du poste-2, représente 100%. La portée des gradins sera exprimée en ohm ou enpour cent. Le relais est capable de fabriquer un cercle d’impédance orientable et ajustableen grandeur par des réglages. Le cercle en jaune à la figure précédente représente cecercle d’impédance appelé GRADIN. Si l’impédance du défaut se retrouve à l’intérieur ducercle, le gradin est actif et agit selon la philosophie adoptée par le relais.

R

XL

θ

Gradin

a

bPoste-2

Axe

de d

éfau

t

Axe client

a b

Poste-1 Poste-2Ligne

Point Zéro

Portée du gradin concerné

Portée = 100%



2.1.5 -POSITION D’UN DÉFAUT

Imaginons maintenant un défaut à différentes positions. Dans la figure suivante ondéplace le défaut de la position (a) jusqu’à la position (f). Le gradin du poste-1 couvre80% de la ligne.

Figure 2.6 - Différentes positions de défauts

On fait correspondre point pour point, ces mêmes défauts sur le diagrammed’impédance. Les points «c» et «d» sont à l’intérieur du gradin. En voyant le gradin actif,le relais applique la philosophie qui lui a été proposée. Le relais finira par libérer le défauten donnant l’ordre aux disjoncteurs d’ouvrir si le verdict de la philosophie adoptée lepermet. Il faut savoir que le gradin doit toujours franchir un circuit contenant une certainelogique accomplissant une philosophie de protection. Nous traiterons de ces philosophiesplus tard dans ce manuel.

Les points «b» et «e» sont sur la limite du cercle d’impédance. Difficile de savoir si ledéfaut est à l’intérieur ou à l’extérieur du cercle. Il peut y avoir hésitation dans le sens oùle défaut peut vaciller tantôt à l’intérieur, tantôt à l’extérieur, rendant la tâche difficile aurelais. Ce vacillement est provoqué par l’arc électrique au point de défaut. Certainsfabricants de relais de distance créent un effet hystérésis au cercle d’impédance pourempêcher cette hésitation. Dès qu’un défaut touche au cercle d’impédance, le cercles’agrandit légèrement afin de rendre permanent la décision du gradin. GEC par exemplecrée un effet hystérésis de 5% sur le SHNB-103.

Les points «a» et «f» sont en dehors du cercle d’impédance. Donc le gradin est inactif.

R

XL

Gradin

Poste-2

Axe

de d

éfau

t

a

b

c

d

ef

AvantArrière

a b c d e f

Poste-1 Poste-2

Ligne = 100%

Portée du gradin = 80%

10% 40% 80% 90%



2.2 - DESCRIPTION DES GRADINSNormalement, on compte trois types de gradins dans une protection de ligne. Il y a le

Gradin-1, Gradin-2 et le grand gradin normalement appelé Gradin-3. Certainesprotections de ligne de type commuté peuvent avoir quatre ou cinq gradins de bases, et ungrand gradin appelé élément de démarrage. Avant de voir chaque gradin en détaille, ilserait intéressant de comprendre ce qu’est le comparateur d’angle.

2.2.1 -COMPARATEUR D’ANGLE

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

Figure 2.7 - Comparateur d’angle

Le deuxième manuel "Technologie des Protections de ligne 21" traite exclusivementde ces circuits et de leurs diverses réalisations techniques. Nous ne ferons qu’une trèsbrève description de quelques comparateurs dans ce manuel. Il ne faut pas perdre de vueque ce manuel ne s’intéresse qu’a l’application et non à la conception technologique.

TRAITEMENTVECTORIEL


ANALYSEET DÉCISION

Σ

Σ

Seuils minimum de courantPhilosophies de protectionLogique de déclenchement

Entrées et Sorties

Z1 ou Z2 ou Z3


120 Vφφ

1A/5A IZ

CONDITIONNEURSD'ENTRÉES

RÉGLAGES

Logiques généralesde Protection



2.2.1.1 - Comparateur électromagnétique

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

Figure 2.8 - Relais KDGU

Généralement, il n’y aura pas de gradin-3 avec cette technologie. Question de coût etd’espace physique.



2.2.1.2 - Technologie intermédiaire de type commutée

Comme la technologie évolue, et que les relais coûtent chers, un moyen économiqueétait qu’un même comparateur puisse créer à lui seul une multitude de gradins. Le relaisde type commuté prend naissance : L3L6, LZ96 de ABB, LZX-51 de BB. Lorsqu’undéfaut de ligne se produit, le grand gradin démarre les minuteries du circuit decommutation. Voir figure-2.9 Au départ, les réglages du gradin-1 sont sélectionnés. Laséquence des minuteries, démarrée par le grand gradin, commute tour à tour les gradins de1 à 2, de 2 à 3, de 3 à 4, et ainsi de suite selon le nombre de gradins à commuter et leréglage de chaque minuterie.

Figure 2.9 - Relais commuté

Il n’est possible de voir qu’un seul gradin à la fois. Il est impossible de savoir si noussommes dans le gradin-2 tant que le réglage du gradin-2 n’est pas sélectionné. Cettetechnique enlève plusieurs possibilités de philosophies de protection. Par contre, elle offre

Σ

Σ

Circuit deCommutation


Gradin dedémarrage

Réglage Gradin-1

Réglage Gradin-2

Réglage Gradin-3

Réglage Gradin-4

Gradin dedémarrage



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

2.2.1.3 - Technologie récente - un comparateur par gradin

Maintenant, le coût d’un comparateur est minime. La commutation devient doncinutile. Chaque gradin a donc son propre comparateur. Un relais normal de trois gradinspossède 18 comparateurs.

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

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

Troisième gradin AN, BN, CN, AB, BC, CAQue la technologie soit avec la logique câblée, ou purement numérique (logiciel), cela

ne change en rien les diverses possibilités offertes. Par exemple, le fabricant GEC aencapsuler dans un circuit intégré, deux comparateurs de gradin et deux comparateursd’invalidation.

Figure 2.10 - Un comparateur par gradin

Comme il est possible de savoir instantanément l’état de chaque gradin, une multitudede philosophies de protections très intéressantes deviennent possibles. Chaque gradindémarre lui-même ses propres séquences et minuterie.

Cicuit intégré de GEC



2.3 - Gradins de mesure, ou polarisésLes gradins de mesure, aussi appelé gradins polarisés, sont des gradins qui passent par

l’origine du diagramme d’impédance. Ils sont purement directionnels et sont de portéelimitée. Le gradin-1 est aussi appelé gradin sans dépassement. Sa portée ne dépasse pasla longueur de la ligne. Le gradin-2 est aussi appelé gradin avec dépassement puisqu’ildépasse la longueur de la ligne. Voyons plus en détail leur description.

2.3.1 -GRADIN-1, GRADIN SANS DÉPASSEMENT

2.3.1.1 - Description

Le gradin-1 est par définition un gradin sans dépassement. Cela signifie que le gradin-1 ne doit jamais dépasser la longueur de la ligne à protéger. Sa portée est donc limitée à80% de la longueur de la ligne. Si la ligne est reliée à des sources à ses deux extrémités,elle est protégée dans ses deux extrémités. Il y a une protection qui protège la ligne auposte-1 et au poste-2. Le Gradin-1 est un gradin de mesure et est directionnel. C’est-à-dire qu’il ne perçoit pas les défauts se produisant en arrière.

Figure 2.11 - Gradin-1 - Sans dépassement

2.3.1.2 - Pourquoi un maximum de portée de 80% ?

Au départ, il est impossible d’être parfaitement précis. De plus, les paramètresd’impédance de la ligne sont soumis à des contraintes climatiques comme le froid, lachaleur, l’humidité, la sécheresse. Ces paramètres affectent aussi la qualité du défaut, etparticulièrement le retour du courant de défaut dans la terre. Il y a aussi la manièred’exploiter la ligne en réseau. Plus le transit est élevé, plus la chaleur affecte la partierésistive de la ligne par effet Joule.

R

XL

Gradin-1

Poste-2

Axe

de d

éfau

t

AvantArrière

80%

Poste-1 Poste-2

Portée du Gradin-1 poste-1maximum 80%

Portée du Gradin-1 poste-2maximum 80%

zone non protégéepar le poste-1

zone non protégéepar le poste-2



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

2.3.1.3 - Exception - Gradin-1 avec dépassement

Il y a parfois des exceptions. Par exemple, aux Iles de la Madeleine, un contexteparticulier de réseau ne permet pas le délai qu’un gradin-2 exige normalement. Lacentrale thermique tombe hors d’usage suite à un défaut, faute de tension à la centralecausée par la forte réactance synchrone des alternateurs. Donc, la stratégie adoptée est defaire dépasser les premiers gradins. Leur portée cesse dans la réactance destransformateurs abaisseurs des postes de distribution qui sont à l’autre bout de la ligne. Cesujet sera traité au niveau des philosophies de protection.

2.3.1.4 - Visibilité et temps de déclenchement

Le gradin-1 perçoit un défaut se produisant entre 0% et 80% de la portée de la ligne. Sile gradin-1 perçoit un défaut, il est absolument certain que ce défaut est bien sur sa ligne.Donc, le gradin-1 actionne instantanément le relais 94 afin d’ouvrir le disjoncteur le plusrapidement possible et isoler le défaut. Si un défaut se produit entre 20% et 80% de laportée de la ligne, le gradin-1 de chaque extrémité de la ligne perçoit le défaut et lesdisjoncteurs de chaque extrémité de la ligne sont aussitôt ouverts. Le temps de réactionglobale pour isoler le défaut se situe normalement entre 4 à 6 cycles.

Figure 2.12 - Chevauchement des gradin-1

L’importance de la rapidité de la protection de ligne est aussi la stabilité du réseau. Sile défaut dure trop longtemps sur le réseau, il peut initier un régime transitoire fortementindésirable, entraînant le réseau en oscillation angulaire, et difficile à maîtriser par la suite.Le risque de l’effondrement du réseau devient très probable. La rapidité des protectionsde ligne à éliminer le défaut est donc très apprécié de la part du grand réseau.

Poste-1 Poste-2

Gradin-1 du poste-1actif

Gradin-1 du poste-2 actif

0

0

Circuit duposte-1

Circuit duposte-2

Temps de réactionde 4 à 6 cycles



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

Figure 2.13 - Zone non chevauchée

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

2.3.1.5 - Fiabilité du Gradin-1 versus la résistance d’arc du défaut

La qualité d’un défaut à la terre est généralement médiocre. Un conducteur touchant lesol n’arrive pas à passer tout le courant qu’il pourrait dû à la qualité du court-circuit. Leniveau de tension élevé de la ligne de transport amorce une multitude d’arcs électriques ausol, finissant par établir une bonne connection avec le sol. Lorsqu’un sol est mauvaisconducteur, on installe un câble parcourant le sol se reliant de pylône à pylône. Ceciassure une meilleure qualité du défaut à la terre. Le trajet du courant de défaut à la terreparcourt le sol jusqu’au câble sillonnant le sol s’il y en à un, ensuite atteint le prochainpylône, et continue sa route avec les fils de garde, conducteur du sol et le sol lui-même,tous en parallèle, jusqu’à la source homopolaire.

Figure 2.14 - Résistance de défaut

Poste-1 Poste-2

Gradin-1 du poste-1inactif


0

0

Circuit duposte-1

Circuit duposte-2

Poste-1

Portée Gradin-1

Courant de défaut



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

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

Figure 2.15 - Déplacement de l’axe de défaut par la résistance d’arc

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

R

Portion résistivede la ligne

Axe

du

défa

ut d

épla

cé

par

la r

ésis

tanc

e d’

arc

α

R

Rarc

XL

XL

RA

xe d

u dé

faut

dép

lacé

par

la r

ésis

tanc

e d’

arc

α

Rarc

XL



négligeable par rapport à l’impédance de la ligne.

Figure 2.16 - Effet de la résistance de l’arc

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

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

R

XL

Axe

de d

éfau

tAx

e de

déf

aut d

épla

cépa

r la

rési

stan

ce d

’arc

$12

Portée perdue

R

XL

Axe

de d

éfau

t

Axe

de d

éfau

t dép

lacé

par l

a ré

sist

ance

d’a

rc

80%

Portée perdue

Poste-1

Poste-2Vue réelle

du Gradin-1du poste 1

Vue réelledu Gradin-1du poste 2

Zone invisible



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

Figure 2.18 - Ligne très courte

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

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

Si nous décalons l’orientation ducercle d’impédance vers l’axe résistifcomme montré à la figure-2.19, nousseront obligé d’agrandir ce cercle afinde maintenir le point du 80% de l’axe-1de défaut. C’est à dire, défaut sansrésistance d’arc. De cette manière, nousenglobons à l’intérieur du gradin ledéfaut de l’axe-3 ayant une très forterésistance d’arc. Si la qualité du défautest meilleur et nous amène à l’axe-2 dedéfaut, le gradin dépasse la longueur dela ligne.

Figure 2.19 - Décalage angulaire du cercle

R

XL

Axe

de d

éfau

t

Axe

de d

éfau

t dép

lacé

par l

a ré

sist

ance

d’a

rc

80%

Portée perdueCOMPLÈTEMENT

R

XL

Gradin-1

Cer

cle

norm

alCercle décalé et co

rrigé

Axe

- 1

Poste

Axe

- 2

Axe

- 3

Zone avec dépassement



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

Figure 2.20 - Carte DSR de la protection THR

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

Carte DSRProtection de ligne THR

R

XL

80%

Gradin-1

Cer

cle

norm

alCercle décalé et co

rrigé

Axe

- 1

Poste

Axe

- 2

Axe

- 3



2.3.1.7 - Deuxième méthode de correction de la résistance de l’arc - Quadrilatère

Une autre façon d’englober la résistance de l’arc dans la zone d’impédance, est de créerune zone d’impédance différente de la forme d’un cercle. Un gradin de type mho (formecirculaire) est réalisé avec un seul comparateur. À l’époque des relais électromécaniques,le comparateur montré en figure-2.8 page 30 coutait très cher. On se limitait donc augradin de type mho. Aujourd’hui, la fabrication d’un comparateur ne coûte pratiquementplus rien avec la nouvelle technologie. Il est possible de fabriquer un quadrilatère avec lechevauchement de quatre cercles d’impédance de grandeurs infinis. La courbe d’un cercleinfiniment grand tend à être une droite. On doit donc utiliser quatre comparateurs d’angledéjà définis en section 2.2.1 page 29. Le manuel "Technologie des Protections de ligne21" explique comment fabriquer ces cercles d’impédances.

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

Le gradin de forme quadrilatèreexige maintenant deux réglages :

Réglage de portée du gradin-1.S’applique au quadrilatère et au relaisMho.

Réglage de l’axe résistif R. Pour lequadrilatère seulement. Ce réglageaffecte le côté gauche et le côté droitdu quadrilatère.

Figure 2.22 - Gradin en forme de quadrilatère

R

XL

Quadrilatère:Portée avant arc de cercle = droite

Élément directionnelPortée avantCôté gauche

Côté droit

Quadrilatère

R

XL

Axe

de d

éfau

t

Axe

de d

éfau

t dép

lacé

par l

a ré

sist

ance

d’a

rc

$12

Gradin-1

Lim

ite-D

roit

e

Lim

ite-G

auch

e

Directionnel 67

Réglage R

Rég

lag

e Z

Réglage R



Le relais Quadramho (version quadrilatère), le relais Optimho, le relais SchweitzerSEL-321, sont tous des relais qui utilisent des gradins de formes quadrilatère.

LE QUADRILATÈRE NE S’APPLIQUE QU’AUX DÉFAUTS ENTRE LAPHASE ET LA TERRE. Les défauts entre phase est le contact de deuxconducteurs, donc très bonne qualité de défaut.

2.3.2 -GRADIN-2, GRADIN AVEC DÉPASSEMENT

2.3.2.1 - Description

Le gradin-2 est par définition, un gradin avec dépassement. Sa portée dépasse lalongueur de la ligne à protéger. Pour les mêmes raisons invoquées en section 2.3.1.2 page33, il faut couvrir l’ensemble des erreurs. Comme le gradin-1, on se donne 20%. Cettefois-ci, il s’agit d’un minimum de 20% de dépassement. Donc, afin de s’assurer que laportée du gradin-2 demeure en dépassement, on la règle à un minimum de 120%. Selon laconfiguration du réseau, il peut être possible de régler le gradin-2 à 130%, ou à 140%. Enréalité, le vrai but du dépassement est de percevoir tout défaut de la ligne à protéger de 0%jusqu’à 100%.

Figure 2.23 - Portée et dépassement du gradin-2

R

XL

Gradin-1

Gradin-2Poste-2

AvantArrière

-3$12

-12

Dép

asse

men

t

Poste-1 Poste-2

Portée du Gradin-2 poste-1minimum 120%


DépassementDépassement



2.3.2.2 - Visibilité et temps de réaction

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

Figure 2.24 - Défaut perçu par le gradin-2

Le symbole de la minuterie adopté dans ce manuel est selon la figure-2.25. Le triangledu haut représente le délai de montée, et le triangle du bas le délai de descente. Le trianglevide est équivalent à zéro et représente aucun délai. Plusieurs fabricants adoptent cettesymbolisation.

Figure 2.25 - Symbole de la minuterie

Poste-1

Poste-2Gradin-2 Poste-1 Ligne-B actif

Gradin-2 Poste-2 Ligne-B InactifGradin-1 Poste-2

Ligne-CActif

0 0 0

Circuit duposte-1

Circuit duposte-2

Ligne-A

Ligne-B Ligne-C

PROTECTIONLIGNE-B

PROTECTIONLIGNE-C

Circuit duposte-2

A

A

B

B



À la figure-2.26, le défaut se produit sur la ligne protégée par nos gradins-2. Lechevauchement des gradins-2 correspond à la totalité de la longueur de la ligne. Legradin-2 devrait donc agir rapidement. La minuterie l’en empêche. Plus tard dans cemanuel, on traitera de philosophies de protection où il sera question d’accélération. Il estpossible aux protections de chaque extrémité de la ligne de communiquer entre eux etd’accélérer le fonctionnement du gradin-2 de l’autre extrémité en outrepassant laminuterie.

Figure 2.26 - Chevauchement des gradins-2

2.3.2.3 - Visibilité limitée par des enroulements de transformateurs

Les enroulements d’untransformateur sont très impédantscomparativement à la réactance dela ligne de transport. Donc, si leposte en extrémité éloigné possèdeun transformateur abaisseur ouélévateur de tension, le gradin-2 nepourra pas le franchir. L’impédanced’un transformteur peut équivaloirà plusieurs centaines de kilomètresde ligne. La présence detransformateur à l’autre extrémitéde la ligne nous permet d’agrandirle gradin-2 afin d’englober larésistance d’arc.

Figure 2.27 - Limite du gradin-2 par un transformateur

Poste-1

Poste-2



0 0

Circuit duposte-1

Circuit duposte-2

RxAccélération

RxAccélération

Relais 21

Poste - 2

Portée du gradin-2Poste - 1

Bar

re

Ligne

CT

PT



2.3.2.4 - Portée du gradin-2 avec une ligne courte et gradin de type mho

À la figure-2.28 nous pouvonsvoir la grandeur d’un gradin-2ajusté pour une ligne courte.L’exemple est arbitraire ici, mais ilest important de comprendre quemême si vous orientez le gradincomplètement sur l’axe résistif R,vous êtes loin de toucher à la zonede la charge. La charge nereprésente donc pas une menacepour des gradins ajustés pour uneligne courte. Le problème de larésistance d’arc vue en section2.3.1.5 page 35 est aussi vrai pour legradin-2.

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

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

Figure 2.29 - Gradin-2 agrandi et décalé pour englober la résistance de l’arc

R

XL

Axe

de d

éfau

t

Axe de défaut déplacépar la résistance d’arc

Portée perdue par Z1mais récupérée par Z2

Client très loin

α

β

0P1 P3

Portée du Gradin-2 suppérieur à 120% zone à ne

pas empiéter

Ligne très courteà protéger

P2

R

XL

Zone de charge

Gradin-2 d'une par rapport à la charge

ligne courte

très éloignél'un de l'autre



2.3.2.5 - Portée du gradin-2 avec une ligne courte et gradin de type Quadrilatère

Supposons que la configuration de notre réseau local est remplie de lignes courtes. Ildevient très difficile d’agrandir le gradin-2 afin d’englober la résistance d’arc. Lequadrilatère discuté en section 2.3.1.7 page 40 devient la solution au problème.

Figure 2.30 - Réseau de lignes courtes

En utilisant le quadrilatère, nous n’avons pas besoin de toucher au réglage de la portéedu gradin-2 pour englober la résistance de l’arc. Nous n’avons qu’à ajuster le réglage dela résistance sur l’axe R.

Figure 2.31 - Gradin 1 et 2 en forme de quadrilatère

P1

P3Ligne très courte

à protéger

P2

P4

P5

Z2 ???

R

XL

$12

12

Gradin-1

Gradin-2

Lim

ite-

Dro

ite

Lim

ite-

Gau

che

Directionnel 67

Réglage R

Rég

lag

e Z

Réglage R



2.3.2.6 - Portée du gradin-2 face à une ligne très longue

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

Figure 2.32 - Oscillation de puissance

R

XL

Gradin-1

Gradin-2Poste-2

AvantArrière

max80%

min120%

Zone de la charge

Oscillation angulaire du réseausuite à une perturbation se traduisant en variation de puissance active et réactiveDonc oscillation de l’impédance.

Position de la charge avant oscillation

Position de la charge après oscillation

P1 Ligne très longue P21200 MW

1200 MW

P1 Ligne très longue P22400 MW



2.3.2.7 - Forme de l’arachide «THR»

Les gradins de mesure polarisés,c’est-à-dire les gradins 1 et 2, doiventavoir un angle de vision du défaut assezlarge. La lentille appliquée au grandgradin, section 2.4.5.1 page 51, neconvient pas pour les gradins demesure 1 et 2. Quelques fabricantsseulement ont adopté la technique demodelage des gradins afin de s’éloignerde la zone de charge. Le relais THR deReyrolle par exemple utilise la formede l’arachide. Plus précisément, ils’agit de la forme de deuxmontgolfières se joignant l’un à l’autrecomme montrée dans la figure-2.33.

Figure 2.33 - Gradin en forme d’arachide

La réalisation d’un gradin en forme de montgolfière est complexe mais versatile. Enobservant la figure précédente. on voit que l’angle d’attaque est conservé. On peutaffecter la largeur de chaque montgolfière individuellement. Une fois les formes jointent,on obtient la figure suivante. On remarque que la forme s’est éloignée de l’oscillation depuissance et de la zone de charge.

Figure 2.34 - Effet de la forme d’arachide sur l’oscillation de puissance

Oscillation angulaire du réseausuite à une perturbation se traduisant en variation de puissance active et réactiveDonc oscillation d’impédance.

Position de la charge après oscillation

Gradin-2

AvantArrière

min120%

Poste-2

Zone Client

XL

R

R

XL

Gradin-2Poste-2

AvantArrière

-12

Angle d’attaque

Arachide



2.4 - Grand gradin et élément de démarrage

2.4.1 -DESCRIPTION

À l’origine, le grand gradin était utilisé pour démarrer les minuteries dans les relais detype commuté, décrit brièvement à la section 2.2.1.2 page 31. Il est aussi utilisé commegradin de secours. Dans les relais plus récents, le grand gradin porte maintenant le nom degradin-3 et ne démarre plus de minuterie. Les relais d’aujourd’hui n’utilisent plus lacommutation puisque les gradins de mesure sont pleinement autonomes. On lui alloue parla suite d’autres tâches. Il est utilisé dans le circuit de mise sous tension de la ligne. Il estutilisé dans la philosophie de mode blocage. Le grand gradin est disponible à accomplirune multitude de tâches utiles à diverses philosophies. Nous verront chacune de cesfonctions en détailles dans le suite de ce manuel. Pour l’instant, limitons-nous auxdifférentes portées que peut connaître le grand gradin et ainsi qu’à ses différentsmodelages.

2.4.2 -VISIBILITÉ - GRADIN ORIENTÉ VERS L’AVANT

La portée avant du Grand Gradin est normalement de 150% à 180%. Il pourrait mêmeêtre plus grand que 200%, en autant qu’il ne chevauche pas un deuxième poste plus loin.Voir figure-2.35. Dans le cas de lignes adjacentes avec extrémité faible, il peut dépasserfacilement les 200% selon la configuration de réseau. Finalement, le gradin-3 est trèsversatile et son réglage varie d’une configuration réseau à l’autre. Ce qui le distingue leplus des autres gradins est sa portée arrière. La portée arrière peut varier de 0% à 100%dépendant du fabricant. Dans le jargon populaire, le terme offset du Grand Gradin estsouvent utilisé pour la portée arrière.

Figure 2.35 - Portée du gradin-3 ou grand gradin

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

Poste-1 Poste-2 Poste-3

Portée du Gradin-3 poste-2

Portée du Gradin-3 poste-1Portée arrière (-10% à -50%)

Portée avant (150% à 180%)

Offset Offset

Portée arrière (-10% à -50%)

Portée avant (150% à 180%)



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

Figure 2.36 - Cercle d’impédance du grand gradin

2.4.3 -TEMPORISATION DU GRAND DRADIN

Le Grand Gradin couvre une zone très grande. Il est plutôt menaçant pour le réseau. Ildevra donc avoir une très longue temporisation TZ3. Généralement, la minuterie du GrandGradin est de l’ordre de 50 cycles et plus. Dans certain cas, elle peut même être l’infinie.Le grand gradin doit être perçu comme une PROTECTION DE SECOURS. Si un défaut perçupar le grand gradin n’est pas éliminé dans le tempsTZ3, alors le grand gradin ouvrira son disjoncteur.Notez que ce genre de situation ne devrait jamais seproduire. Pour se produire, il faut que les gradins-1et 2 des protections A et B des deux extrémités dela ligne soient défectueux. En d’autres termes, 8gradins défectueux ! Il y a un sérieux problème ???Lors de la mise sous tension de la ligne, certainsfabricants utilisent le grand gradin pour déclencherinstantanément si il y a défaut.

Figure 2.37 - Temporisation TZ3

R

XL

Gradin-1

Gradin-2

AvantArrière

Gradin-3

ou

Grand

Gradin

150% à 180%

min120%

Poste-2

04

Circuit de misesous tension de la ligne

#5



2.4.4 -VISIBILITÉ - GRADIN ORIENTÉ VERS L’ARRIÈRE

Le grand gradin peut être utilisé avec philosophie de blocage. Il doit donc être inverséet ne regarder qu’en arrière. Si le défaut est en arrière, le grand gradin envoie un signal deblocage à la protection de l’autre extrémité. La vue arrière peut aussi être utilisée avec laphilosophie «WI - weak infeed» «Extrémité Faible».

Figure 2.38 - Grand gradin orienté vers l’arrière

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

Poste-1Poste-2



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

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

R

XL

Gradin-1

Gradin-2

Poste-2

AvantArrière

Gradin-3 ouGrand Gradin

Z3

Z2

Exclusion de portée avant

120%min



2.4.5 -GRAND GRADIN EXPLOITÉ SUR UNE LIGNE LONGUE

Les explications de la section 2.3.2.6 page 46 s’appliquent aussi au grand gradin. Cequi rend le grand gradin encore plus vulnérable est qu’il doit normalement être plus grandque les gradins 1 et 2, sauf s’il est utilisé avec une philosophie nécessitant un vueexclusivement arrière. La portée arrière du grand gradin provoque un croisement de l’axerésistif important. La figure suivante le démontre bien. Donc, si la ligne à protéger esttrès longue, le grand gradin risque d’être très près de la zone de charge, peut-être même, lachevaucher.

Figure 2.39 - Effet de l’oscillation de puissance

2.4.5.1 - LENTILLE

Le gradin de forme lenticulaire ne s’applique qu’au grand gradin seulement. Legrand gradin n’est pas un gradin de mesure comme le sont les gradins 1 et 2. Il estplutôt un gradin de secours, utile à diverses philosophies, et au démarrage desminuteries pour le relais de type commuté. Cependant, le grand gradin peut avoir lepouvoir de déclencher la ligne qu’il protège. La lenteur de l’oscillation de puissancepeut pénétrer le grand gradin facilement au-delà du temps sa minuterie TZ3, etprovoquer le déclenchement de la ligne. La lentille a une vision angulaire médiocre,mais sans importance pour le grand gradin. Le fonctionnement des gradins 1 et 2peut être conditionné par le grand gradin comme c’est le cas avec le relais LZ-96 deABB ou SHNB-103 de GEC. C’est à dire que pour tout défaut en dehors du grandgradin « partie jaune de la figure précédente », il n’y a pas de déclenchement. Ceprincipe ne s’applique pas à tous les relais de protection de ligne. Il s’appliquesurtout à des relais conçus pour des lignes très longues.

R

XL

Gradin-1

Gradin-2

AvantArrière

Zone Charge

Gradin-3

ou

Grand

Gradin

La portée arrièreprovoque un croisementimportant de l'axe R

150% à 180%

min120%

Poste-2

0

Gradins de mesureconditionnés parle grand gradin

Utilisé par certainfabricant seulement

0 04

Gradin de mesureGrandGradin



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

Figure 2.40 - Réglage de la lentille

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

2.4.6 -GRAND GRADIN AVEC UNE LIGNE COURTE

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

R

XL

a

bab



2.5 - Élément Directionnel 67L’élément directionnel n’est rien d’autre qu’un cercle d’impédance infiniment grand,

passant par l’origine et orienté vers le centre du quadrant I dans le diagrammed’impédance. En d’autres termes, l’élément directionnel est une droite dont laperpendiculaire est orientée à environ 45° dans le quadrant I.

Figure 2.41 - Élément directionnel 67

2.5.1 -TEMPS DE RÉACTION

La fonction 67 doit bloquer ou permettre l’opération des fonctions importantes commeles relais de surintensité 50, relais de distance 21, etc. L’élément directionnel doit doncêtre très rapide. Pour les relais électromécaniques tel le CYL, le temps de réponse est àson maximum lorsque le défaut se produit sur l’axe de couple maximum du 67. Voirfigure-2.41. Pour tirer le maximum de performance du relais directionnel 67 dans tout lequadrant I, on oriente l’axe du couple maximum au centre du quadrant I, soit 45°.

Aujourd’hui, avec la nouvelle technologie, la vitesse de l’élément directionnel nereprésente plus un problème.

R

XL

Poste-2Avant

Arrière

Élément Directionnel 67

III

III IV

QUADRANT

R

XL

Vue de

l’élé

men

t dire

ctio

nnel

Axe d

e vite

sse

optimal

e

pour cer

tain

s ty

pes d

e re

lais

45°

'(//



2.5.2 -UTILITÉ DE L’ÉLÉMENT DIRECTIONNEL

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

Figure 2.42 - Gradins conditionnés par l’élément directionnel 67

L’élément directionnel 67 ne connaît pas de procédé de comparaison et ne vit pas ceproblème. Conditionner le fonctionnement des gradins 1 et 2 avec l’élément directionnel67, cela élminine le problème de la mauvaise décision. Ainsi, la protection de ligne gagneen fiabilité.

Le grand gradin n’est pas conditionné par l’élément directionnel. Il doit percevoir undéfaut en arrière et l’élément directionnel l’empêcherait de le faire. De plus, le grandgradin est fortement temporisé TZ3, et ne connaît pas d’accélération comme le gradin-2.

R

XL

Gradin-1Gradin-2

Poste-2Avant

Arrière


Vue d

e l’él

émen

t dire

ctio

nnel

Axe d

e vit

esse

optim

ale

pour c

erta

ins

types

de r

elai

s

45°

67Z2Z1



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

2.5.3 - DIRECTIONNEL DE TERRE 67N

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

Figure 2.43 - Gradins de défaut à la terre conditionnés par 67N

La figure précédente nous permet de voir simultanément les trois circuits différentsAN, BN et CN. Le circuit 67N est le même pour les trois circuits en question. Dans lepassé, la fabrication d’un circuit directionnel représentait un certain coût et occupait unespace physique dans la protection. L’idée de l’élément directionnel de terre 67Nreprésentait une économie d’argent et d’espace, et le but visé était tout de même atteintavec un seul circuit.

Z1AN

Z1BN

Z1CN

Z2AN

Z2BN

Z2CN

DEF67N

TZ2

94



2.5.4 -DIRECTIONNEL DE PHASE 67

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

Figure 2.44 - Éléments directionnels appropriés au type de défaut

Ainsi la fiabilité du protections de ligne vient d’augmenter encore d’un cran.

Z1AB

Z1BC

Z1CA

Z1AN

Z1BN

Z1CN

67B

67BC

67CA

67AN

67BN

67CN

Z2AB

Z2BC

Z2CA

Z2AN

Z2BN

Z2CN

TZ2

94

Ph

ase

Terr

eE

ntr

e P

has

es



2.5.5 -ÉLÉMENT DIRECTIONNEL DE SÉQUENCE INVERSE 32Q

Le fabricant Schweitzer utilise la méthode de l’élément directionnel de séquenceinverse. Pour le fabricant Schweitzer, le suffixe Q indique que la fonction concernéeutilise les composantes inverses (E2 et I2). Exemple :

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

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

2.5.5.1 - Défaut avant

Selon la figure suivante, le défaut avant est à une impédance Zb du poste-1 où se trouvenotre élément 32Q. On calcule la tension de composante inverse E2, et on calcule lecourant de composante inverse I2. Le calcul est fait avec les valeurs lues au poste-1. Sivous êtes familier avec les composantes symétriques, la valeur calculée pour la séquenceinverse est le tiers de la débalance de la tension ou du courant. La débalance représente laportion perdue entre la source et le poste où nous prenons nos lectures. Il est donc normalque la relation suivante donne l’impédance qui sépare la source du poste, soit Za.

Z2th signifie impédance thévenin de composante inverse. Voir cours sur lescomposantes symétriques.

Figure 2.45 - Défaut sur la ligne à protéger vue du poste-1

L’impédance Za peut varier selon la topologie du réseau. Par exemple, Za est deux foisplus petit si nous avons deux lignes en parallèles. Mais, il y a une valeur où Za ne peutêtre plus petit. Le cas où toutes les lignes sont sollicitées. Il est donc évident que Za seratoujours une valeur existante plus grande que zéro. Ce qui rend intéressant la fonction

22

2th

EZ Za

I= =

Impédance Z entrela source et le poste

Portée de laprotection

) )Poste-1 Poste-2

0

4'

06 0 0*



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

Figure 2.46 - Diagramme d’impédance - 32Q - Défaut avant

Il existe donc un réglage de portée limite vers l’avant avec le 32Q. La zone orange dela figure précédente ne peut jamais être atteind pour le pire de la topologie de réseau lorsde défaut. Si la tension du réseau est parfaitement ballancée, alors il n’y a pas de défaut etE2 = 0 donc Z2th = 0. Nous sommes dans la zone orange et l’élément 32Q ne fonctionnepas.

2.5.5.2 - Défaut arrière

Même principe que le défaut avant. La source qui alimente le défaut est Es2.L’impédance qui sépare la source du poste-1 est Zb, Zc et Zd.

Figure 2.47 - Défaut arrière vue du poste-1

R2

XL2

Élément Directionnel 32Q

0 70

Diagrammed'impédancede séquence inverse

Zone jamais atteind

Correspondant à l’impédance entrela source qui alimente le défaut etl’endroit où se trouve la protection

Position Z selon la topologie du réseau

) )

0

Impédance Z entrela source et le poste

Portée de laprotection

Poste-2Poste-1

4'

06 0 0*

22

2th

EZ Zb Zc Zd

I= = + +



Figure 2.48 - Défaut arrière

R2

XL2

Élément Directionnel 32Q

Z =Zb+Zc+Zd2th

Diagrammed'impédancede séquence inverse

Zone jamais atteind

Position Z selon la topologie du réseau

Correspondant à l’impédance entrela source qui alimente le défaut etl’endroit où se trouve la protection





LES DÉFAUTS À LA TERRE ET ENTRE PHASES



Il existe normalement deux catégories de défauts.

Défaut entre deux phases (entre phases) Défaut entre la phase et la terre (Phase-Neutre)

Il existe aussi d’autres catégories de défauts, mais ils seront perçus par la protection deligne comme plusieurs sous-défauts à la terre ou entre phases simultanément. En fait, toutdéfaut, peu importe sa nature, se décompose en un ensemble de défauts à la terre et défautentre phases. Par exemple, le défaut triphasé se décompose en trois défauts à la terre, outrois défauts entre phases.

Deux lignes de transport qui se croisent et dont la phase d’une ligne tombe sur la phased’une autre ligne «Cross-country».

Défaut entre deux phases et la terre Défaut triphasé

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

3.1 - Défaut Phase-Neutre An, Bn, CnDans un défaut Phase-Neutre, une seule phase est impliquée dans le défaut, et le court-

circuit se fait avec la terre. À la figure suivante, le courant de défaut Ia parcourt la phaseA et revient par la terre In. Cependant, il est faux de dire que le courant de la phase A estle même que le courant de neutre, si la ligne est reliée à la charge ou au réseau à l’autreextrémité. Les phases B et C sont intactes et alimentent toujours le réseau.

Figure 3.1 - Défaut à la terre - Le courant Ia différent de In.

Le courant de neutre In est la somme des trois courants de phase Ia+Ib+Ic. Si lasource alimentant le défaut est près du défaut, les courants des phases intactes Ib et Icsesont relativement négligeables par rapport au courant de défaut Ia. Voir figure-3.3. Sipar contre la source est très éloignée du défaut, les courants des phases intactes Ib et Ic ne

/!

Poste

Défaut

Terre

Ia

XLL RL

XLN RN

In = I a b c+ I + I

Ib

Ic

I + Ib c

Ia In≠



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

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

Figure 3.2 - Défaut loin de la source

À la figure suivante, un défaut se produit entre le poste Churchill et le posteMontagnais, assez près de la source Churchill. On considère qu’il n’y a qu’une seule lignedans le corridor, et que le transit est élevé.

Figure 3.3 - Défaut près de la source

et Ia In Ia In≅ ≠

Churchill Montagnais Arnaud Manic

230 km 221 km 170 km

100 km

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

Défaut

charge

charge

Ean

Ia

IbIc

Ean

IaIb

Ic

In = 1844 A -134°

Churchill Montagnais Arnaud Manic

230 km 221 km 170 km

100 kmIa = 7204 A -81° Ib = 1500 A -120°Ic = 1500 A +120°

Défaut

charge

charge

Ean Ia

IbIcIn = 7134A -93.3°

Ib

Ic



3.1.1 -CONCEPTS PRÉLIMINAIRES

Avant de poursuivre l’analyse du défaut à la terre, nous devons devancer certainsconcepts qui sont traités en détail dans le manuel "Technologie des Protections de ligne21". Dans ce manuel, on ne se limite qu’à l’essentiel de ces concepts sans aller enprofondeur. Ils sont nécessaires à la compréhension du fonctionnement de lacompensation homopolaire.

3.1.1.1 - Impédance Image IaZ et Angle de couple maximum

Une protection de ligne compare des signaux de même nature, c’est-à-dire, tensionsavec des tensions. Le courant de chaque phase est lu en courant «ampère» par laprotection. Elle doit donc convertir le courant en tension. Il existe une composanteappelée Transactor qui accomplit cette tâche. Le courant Ia entre en courant (Ampère) ducôté primaire, et ressort en tension IaZ (Volt) du côté secondaire. L’expression IaZreprésente la tension image du courant de la phase a. Pour les phases B et C, on dirait IbZet IcZ. Ne pas interpréter IaZ comme le produit de Ia avec Z. Dans les protections deligne, IaZ est une seule expression et signifie le courant de la phase A converti en tension.

Pour obtenir la portée maximale d’un cercle d’impédance, la tension IaZ doit être enphase avec la tension impliquée dans le défaut «Exemple: Ean». Voir le manuel"Technologie des Protections de ligne 21" pour les explications détaillées. LeTransactor accomplit cette tâche. Par exemple, pour un défaut AN, le courant de défaut Iaest retardé de 88° par rapport à la tension en défaut Ean sur une ligne 735kV. Commenous désirons que notre protection de ligne traite ce défaut, il faudra positionner le vecteurIaZ en phase avec la tension Ean pour avoir la portée optimum de notre cercled’impédance. Un transactor est un transformateur avec entrefer, dont la tension auxbornes des bobines est 90° en avance sur le courant qui l’alimente. Pour faire en sorte quela tension IaZ soit avancé de 88° plutôt que de 90° par rapport à Ia, on ajoute unerésistance au circuit du transactor.

Figure 3.4 - Transactor

L’entrefer du transactor limite le flux magnétique du transformateur, donc la tensiongénérée. Plutôt que de convertir le courant en tension avec une résistance shunt, on utilisela réluctance «entrefer» dans le circuit magnétique.

Ean

IaZ(Volt)

Ia (amp)Réglage



3.1.1.2 - Vecteur OPÉRATION

En demeurenat très superficiel, la manière de construire un gradin de type mho estsimplement de mettre en conflit la tension E et le courant IZ impliqués dans le défaut àtraiter. La résultante porte le nom de Élément d’Opération.

Figure 3.5 - Cercle d’impédance et vecteurs d’opérations

Reste à évaluer où se situe l’élément d’opération par rapport à une référence appeléefrontière dans la figure suivante. Si l’opération est au-dessus de la frontière, le défaut esten dehors de la zone «POINT A». Si l’opération est en dessous de la frontière, le défaut estdans la zone «POINT C». Si l’opération est sur la frontière, le défaut est à la limite de lazone «POINT B».

Figure 3.6 - Positions différentes d’un défaut

Frontière/

!

R

XL

Réglage

AN

BN

CN

AB

BC

CA

an a

bn b

cn c

ab ab

bc bc

ca ca

Opération E I Z

Opération E I Z

Opération E I Z

Opération E I Z

Opération E I Z

Opération E I Z

= −= −= −= −= −= −

6 types de défaut

EL

-IaZ

Op

Opération au dessusde la frontière

NormalDéfaut

Frontière

8)*

/

EL -IaZ

Opérationsur la frontière

Normal

Défaut

#

!

EL-IaZ

Op

Opération au dessousde la frontière

Normal

Défaut

)



3.1.2 -COMPOSANTE HOMOPOLAIRE

La figure-3.7 est un exemple simplifié d’un défaut à la terre. Simplifié dans le sens oùl’impédance de ligne ZL et l’impédance de terre ont le même angle, et que le défaut estparfait. Normalement l’angle de l’impédance de la ligne est différent de celle de la terre.Les réglages de la protection de ligne tiennent compte de cette différence. Le but simplifiéde notre exemple est de converger rapidement à la compréhension de la composantehomopolaire sans avoir à se compliquer la vie.

Supposons que le relais soit réglé pour protéger une ligne jusqu’à une portée de 10.Un défaut parfait se produit à la limite de la portée, mais légèrement à l’intérieur de lazone protégée. Le relais devrait donc réagir. On suppose un courant de défaut de 1A.

Figure 3.7 - Exemple simplifié du défaut à la terre

La chute de tension dans la ligne est . La chute de

tension dans la terre est . La chute de tension globale perçue

par le transformateur de tension du poste est donc 18 Volt. Cela signifie que le relaisperçoit en réalité 18 plutôt que 10. On peut se poser la question suivante: « Pourquoine pas mettre tout de suite 18 comme réglage afin de couvrir l’impédance de la terre? »

Premièrement : Ce réglage ne serait valide que pour les défauts à la terre. Nousdevrions prévoir d’autres réglages pour les défauts entre phases.

Deuxièmement : Les figure-3.2 et figure-3.3 démontrent que le courant de neutre Inest différent du courant de phase. Si dans notre exemple, on avait eu un courant de retourde la charge Ib + Ic de 0,2A, le courant de neutre In serait de 1.2A. Le relais aurait donclu 19.6 plutôt que 18. Et pourtant le défaut est le même.

/

Poste

Déf

aut

Terre

Ia = 1A

Zn = 8 Ω

ZL = 10 Ω

R =

0 Ω

In = 1A

En = 8V

EPoste = 18V

EL = 10V

* 10 *1 10L L aE Z I A V= = Ω =* 8 *1 8n nEn Z I A V= = Ω =



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

3.1.3 -COMPENSATION HOMOPOLAIRE

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

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

Mais la terre n’est pas un parfait conducteur. Tel quemontré à la figure de gauche, la tension lue au posteest Eposte = En + EL. Malgré que le défaut soit à lalimite du gradin, la portion de tension En semble detrop. Le relais obtient une résultanteOpération = (EL+En) – IaZ, avec une amplitudeimportante orientée du côté normal de la frontière.Le défaut est largement hors de la zone. La tensionlue par le relais est la chute de tension globale de laboucle ligne-terre Eposte = 18V. Si on observe bienla figure de gauche, le vecteur en trop qui altère lebon fonctionnement du relais est la tension de neutreEn. Comme la terre possède une impédance, leretour du courant de neutre In vers le poste ne peutfaire autrement que de générer cette tension deneutre En. Nous devrons donc compenser cettetension homopolaire.

EL -IaZ

NormalDéfaut

Figure 3.8 -

EL -IaZ

Eposte

EnOpération

Normal

Figure 3.9 -



Le courant de neutre In est le principalresponsable de l’apparition de la tension de neutreEn, alors c’est à lui de corriger cette tension. Latension E dans la relation doit

se faire avec le courant qui génère la tension E.Donc on devrait avoir un vecteur d’opération pour laligne, et un autre pour la terre.

Le relais doit donc avoir une Opération globalecomme suit :

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

Il est normal d’avoir InZ plus grand que la tensionEn pour l’exemple de la figure-3.7. L’impédance dela terre est plus petite que la ligne. Pour un mêmecourant de défaut Ia = In, la chute de tension En dansla terre est plus petite. Le réglage du relais est fait enfonction de l’impédance de la ligne et affecte lagrandeur de la tension lue au poste Eposte. C’est doncdire que la portion de tension En est ajustée avec leréglage de la ligne. Il faut donc corriger la grandeurdu courant de neutre InZ avec le rapportd’impédance K0 entre la ligne et la terre.

La figure-3.11 visualise bien cette correction appeléeCOMPENSATION HOMOPOLAIRE.

EL -IaZ

Eposte

En-InZ

Opération

NormalDéfaut

Figure 3.10 -

Opération E Iz= −

Ligne

Neutre

L

N

Opération E IaZ

Opération E InZ

= −

= −

( ) ( )[ ][ ]( )

Ligne Neutre

L N

L N

poste

Opération Opération Opération

E IaZ E InZ

E E IaZ InZ

E IaZ InZ

+

= +

= − + −

= − −

= − +

EL -IaZ

Eposte

En-InZ*Ko

Opération = 0

NormalDéfaut

Figure 3.11 -

n nO

L L

Z EK

Z E= =

( )0 *posteOpération E IaZ K InZ= − +



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

3.1.3.1 - Exemple du KD4

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

Figure 3.12 - Compensation homopolaire du KD4

Supposons que le relais soit calibré à 10 et que la compensation homopolaire K0 soità 0,8. Si on vérifie un relais KD4 en atelier, hors de son panneau de protection, la portéedu gradin à son angle de couple maximum serait de 10. Refaire la vérification avec lemême relais dans son panneau de protection, on obtiendrait 18. Dans le cas desprotections électromécaniques, la compensation homopolaire se fait généralement àl’extérieur du relais.

Ia Ia + KoIn

KoIn

6

Ia+Ib+Ic = In

9

CompensationHomopolaire

Relais Électromécanique KD4

E1E2

10 10

0 0

20 20

30 30

40 40

70 70

100 100

150

10

2

100% 20%

100% 0%80%

0.8100%

EK

E=

−=−

= =



3.1.3.2 - Compensation homopolaire avec la technologie récente

Maintenant, que la technologie soit analogique ou numérique, la compensationhomopolaire est entièrement intégrée au relais. L’exemple suivant nous montre le circuitpour la phase A. Nous voyons l’ajout du courant de neutre InZ compensé d’un facteur K0

à l’opération Ean-IaZ.

Figure 3.13 - Compensation homopolaire intégrée

Certains fabricants lisent directement le courant de neutre In avec un transactor deneutre comme la figure suivante côté gauche. D’autres fabricants n’utilisent pas detransactor de neutre comme montré à la figure suivante côté droit. Ils fabriquent lecourant de neutre InZ directement au niveau des circuits électroniques en faisant la sommesuivante: Ia+Ib+Ic.

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

Ean Ean-IaZ

Ko InZ

OpérationIaZ

IaZIbZIcZ

InZ∑

∑

∑9

∑


Ia+Ib+Ic = In

Ia+Ib+Ic = In



3.2 - Défaut entre phases AB, BC, CA

3.2.1 -CONVENTION DE MESURE

Le type de défaut entre phases est généralementcelui qui cause le plus de problèmes lors de lavérification d’un relais. Possiblement parce quenous relatons un potentiel électrique par rapport auneutre de façon inconsciente. Quand nous écrivonsl’expression Ean, nous exprimons la mesure de latension de la phase A par rapport au neutre n. Lapolarité est exprimée par la première lettre A etreprésente l’extrémité de la flèche du vecteur. Le point relatif de la mesure est le neutrequi représente la queue du vecteur. Cela vous semble peut-être très élémentaire, maisl’expérience me démontre le contraire. Notre insistance est sur l’aspect de la relativité dela mesure. C’est souvent à ce niveau qu’accroche la bonne compréhension du défaut entrephases.

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

Mesurer EAB est aussi valide que la mesureinverse EBA. Cependant le sens du courant doit

être conséquent. Si vous adoptez la mesure EAB, le courant va de la phase A vers la phaseB dont Iab = Ia – Ib. Pour la mesure EBA, le courant va de la phase B vers la phase A dontIba = Ib – Ia.

Le standard normalementutilisé est l’ordre du sens derotation des vecteurs :

EAB

EBC

ECA

Ean

E eutrede la phase par rapport auA N

AN

Figure 3.15 -

AB

EAB

E de la phase par rapport à la phaseA B

Figure 3.16 -

/

!

Eab

Ebc

Eca E

an

EbnEcn

Figure 3.17 - Polarité des vecteurs entre phases

EAB

EBAA

A

B

B



3.2.2 -DESCRIPTION DU DÉFAUT ENTRE PHASES

Prenons l’exemple d’un défaut entre les phases B et C. Voir figure-3.18. Un court-circuit se produit entre les phases B et C. Ce défaut est alimenté par les sources en sérieEbn et Ecn, donnant comme différence de potentiel entre les deux sources :

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

In = 0

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

En = 0

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

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

Figure 3.18 - Défaut entre les phases B et C

bn cn bcE E E− =

0

0

En Ean Ebn Ecn

In Ia Ib Ic

= = + += = + +

Très important pour la com-préhension du comportement dudéfaut entre phase

/

!

Poste

Défaut

Terre

Ib

Ic

XLL RL Ib’

Ic’

Ia

Ia + I + Ib’ c’ = In = 0

b cI I= −



3.2.3 -DÉPLACEMENTS DES TENSIONS LORS DE DÉFAUT ENTRE PHASES

Selon la position du défaut entre phases sur la ligne, nous sommes intéressés àconnaître le comportement des tensions que nous lisons au poste où se situe notreprotection de ligne. À la page précédente, nous disions que le défaut entre phases negénère pas de tension de neutre ni courant de neutre. La somme des tensions doit doncdemeurer égale à zéro en tout temps. Dans la figure suivante, on décompose les vecteursen deux sous-ensembles. Axe des X en rouge, et axe des Y en mauve. Comme la sommedes vecteurs de tension doit donner zéro, elle donnera zéro en X, et aussi zéro en Y.

Note : Normalement la phase A correspond à l’axe X. Pour une question de symétrie de dessin, l’axe Ycorrespondra à la phase A. Ceci ne modifie en rien le but du raisonnement.

Axe X : Seule la résultante horizontale de Ebn et Ecn possède une résultanteen X dans la figure-3.19. La tension Ebn donne comme résultante en X latension V, et Ecn la tension –V. Les deux grandeurs sont identiques mais depolarités inverses de sorte que la somme des tensions en X donne zéro.Donc Ebn et Ecn doivent varier de sorte que leur résultante sur la base dutriangle (en X) soit de grandeur identique.

Axe Y : La résultante verticale de Ebn et Ecn donnent chacune la moitié dela grandeur de la phase A, mais en polarité inverse. Ainsi la somme destensions dans l’axe Y donne zéro. Pour conserver cette vérité, les vecteursEbn et Ecn doivent varier de sorte que la résultante entre le neutre et la basedu triangle donne toujours la moitié de la tension de la phase Ean. End’autres termes, cette résultante ne doit pas varier, elle doit demeurerconstante.

Figure 3.19 - Somme des tensions donne zéro

Si Ia + Ib + Ic = In = 0

Alors donc E +E +E = 0

En = 0an bn cn

E + E + E = 1 - 0.5 - 0.5 = 0

an bn cny y y

E + E + E = 0 + V - V = 0

an bn cnx x x

ECN

EBN

EBC

!

/

X

Y

E =

1Y

anE

bnY

= -

0.5

Ecn

Y =

-0.

5

EbnX = VEcnX = -V



3.2.4 -VECTEURS TENSION & COURANT DU DÉFAUT ENTRE PHASES

Les principes fondamentaux ne changent pas. Dûà l’inductance et à la résistance de la ligne, le courantde défaut sera en retard par rapport à la tension quialimente ce défaut. Voir chapitre 2, section 2.1.3 page26 pour plus de détails. La tension en cause est latension entre phases. Dans exemple de la figure-3.18,le courant Ibc est en retard sur la tension Ebc selon larelation XL et R de la ligne.

Voyons le défaut BC de la figure-3.21.Choisissons la phase B comme référence. Noustravaillons donc avec le vecteur Ebc. Le courant dedéfaut provient de la phase B en allant vers la phaseC. Dû à la caractéristique inductive de la ligne, Ib esten retard d’environ de 75° à 85° sur la tension Ebc. Au niveau de la mesure, lestransformateurs de courant de chaque phase ont leur polarité du côté intérieur du poste. Lecourant Ib passe par la polarité du CT de la phase B. Cependant, à son retour par la phaseC, il passe par la non-polarité du CT de la phase C.

Figure 3.21 - Courant Ibc selon la tension Ebc

Ebc

I bc (amp)

Figure 3.20 -

1tanLX

Rθ − =

EAN

I I Ibc = b - c

-Ic

Ib

Ibc

IbcZ

Ia + Ib + Ic = In = 0

ECN

EBN

EBC

!

/

!

I = Ib défaut

R =

0 Ω

I = -Ic défaut



Si voulons additionner Ib avec Ic, nous devons renverser la polarité de Ic. Pour ce faire,on les soustrait. Le résultat donne le courant entre phases Ibc. Vous comprendrezpourquoi nous devons additionner Ib à Ic dans les pages qui suivent.

3.2.5 -EXEMPLE DE DÉFAUT ENTRE PHASES & ÉLÉMENT D’OPÉRATION

Dans l’exemple de la figure suivante, on crée défaut entre les phases B et C. Le courantde défaut «1A» parcourt la ligne de la phase B, et revient par la ligne de la phase C. Leslignes sont identiques «10Ω entre le poste et le défaut». La chute de tension est donc lamême dans les deux lignes «EL=10V». La chute de tension globale au poste Eposte est lasomme des chutes de tensions de chaque ligne, soit le double de la chute de tension dansune ligne. «Eposte = 2*EL = 20 Volt»

Figure 3.22 - Exemple du défaut entre phases BC

La chute de tension dans une ligne est fonction du courant passant dans cette mêmeligne. Dans l’exemple de la figure-3.22, la chute de tension de la ligne de la phase B estcausé par le courant Ib et la chute de tension dans la ligne de la phase C est causé par lecourant Ic. Pour simplifier les explications, nous considérerons la grandeur de Ib égale àla grandeur de Ic et nous appellerons le courant de défaut Idéfaut.

( ) 2

défaut

défaut

défaut défaut défaut

b

c

bc b c

I I

I I

I I I I I I

=

= −

= − = − − =

!

Poste

Déf

aut

Idéfaut = 1A

Idéfaut = 1A

ZL = 10 Ω

ZL = 10 Ω

R =

0 Ω

EPoste = 20V

EL = 10V

EL = 10V

EaIaIbIc

Eb Ec

Si alors

Et 2 2

Poste Lb Lc

Lb Lc LB Défaut LC Défaut

L Lb Lc Lb Lc L

Poste L L Défaut

E E E

E E Z I Z I

Z Z Z E E E

E E Z I

= +

+ = ⋅ + ⋅

= = = =

= =

2

2L L

LDéfaut Défaut

E EZ

I I= =



Nous avons vu au haut de la page précédente que Ib - Ic = Ibc = 2 Idéfaut. Continuonsnotre développement.

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

Figure 3.23 - Transactor et l’élément IbcZ

La section 3.1.1.2 page 65 explique le concept de l’élémentd’opération E-IZ. Le même principe s’applique pour le défautentre phases. À la page 68 nous disions que la ligne avait sonélément d’opération et la terre avait le sien. Il en est de mêmepour le défaut entre phases.

2

*

2

2

Poste L Défaut

L

LL

Défaut

bc

poste

bc

E Z I

Z I

E EZ

I I

= =

= =

I Z bc (Volt)

I bc (amp)

Régla

ge

Figure 3.24 -

ELb

ELc

-IbZ

-(-IcZ)

Eposte

Normal

Défaut

( )

( ) ( )( )( )

LigneB

LigneC

LigneB LigneC

b

c

b c

b c

L b

L c

L b L c

L L b c

poste bc

Opération E I Z

Opération E I Z

Opération Opération Opération

E I Z E I Z

E E I Z I Z

E I Z

+

= −

= − −

= +

= − + − −

= − − −= −



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

3.2.6 -BRANCHEMENT DES ÉLÉMENTS DE COURANTS

Il existe deux manières de réaliser l’opération suivante : Ib - Ic = Ibc. Soit directementavec le transactor, ou soit avec des sommateurs à l’intérieur du relais.

3.2.6.1 - Sommation par le transactor

L’ancienne technologie «KD4, THR», fabriquait le courant entre phases Ibc directementau niveau du transactor comme suit :

Figure 3.25 - Branchement du transactor pour défaut entre phases

Le transactor a deux éléments de courant au primaire. Les enroulements partagent tousle même noyau magnétique. Le premier élément appartient au courant Ib provenant de lasource et allant vers le défaut. Le second est le courant Ic de retour du défaut vers lasource. Remarquez à la figure-3.25, le courant Ic est relié à la non-polarité de l’élémentde courant du défaut BC. Cette inversion génère -Ic. La sommation se fait au niveau duflux magnétique dans le noyaux du transactor. Le résultat du flux résultant récolté parl’enroulement IZ est Ib – Ic IbcZ.

Regardons le circuit d’une autre façon. Si on observe le sens du courant de défautallant de la phase B vers la phase C et passant dans les éléments BC. Le courant de défaut

Ia+Ib+Ic = In = 0

Ia - Ib

Ib - Ic

Ic - Ia

Ia+Ib+Ic = In = 0

Branchement KD4

Branchement KD4 décomposé



entre dans la polarité de l’élément B, et lors de son retour, il entre dans la polarité del’élément C. Ce qui fait une sommation de flux magnétique dans le transactor.

La méthode de sommation avec un transactor à deux éléments de courant nécessite destransactors uniquement dédiés aux défauts entre phases. Ainsi, on ne peut mélanger dansun même circuit, le type de défaut entre phases avec le type de défaut à terre. Le cas de laprotection de ligne THR en est un exemple. Le relais se divise en trois modules distincts.Le premier module est l’alimentation électrique de relais, le deuxième module est dédiéuniquement aux défauts entre phases, et le troisième module dédié uniquement auxdéfauts à la terre.

Figure 3.26 - Protection de ligne THR de Reyrolle

Module d’alimentation

Module de défaut

Module de défaut

et de relais

entre phases

à la la terre



3.2.6.2 - Sommateurs internes au relais

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

Figure 3.27 - Un seul transactor par phase

Cette pratique appartient aux technologies plus récentes. On lit les courants de chaquephase Ia, Ib et Ic, et on lit les tensions de chaque phase Ean, Ebn et Ecn. Il n’y a plus delecture entre phases. Le relais traite avant tout les défauts à la terre en fabricant l’élémentd’opérations pour chacune des phases.

Les éléments d’opérations entre phases sont ensuitefabriqués à partir des éléments d’opérations de défaut à laterre. Voyons l’exemple du défaut entre les phases B et Cà la figure-3.28. Avant de procéder, la compensationhomopolaire fait partie de l’élément d’opération du défautà la terre. Pour la fabrication de l’élément d’opération dudéfaut entre phases, certains fabricants laissent lacompensation homopolaire k0InZ avec l’élémentd’opération à la terre, alors que d’autres l’excluent. Detoute manière, si le fabricant conserve la compensationhomopolaire, elle s’anule lors du traitement. Pourfabriquer l’élément d’opération «bc» on soustrait del’élément d’opération «bn», l’élément d’opération «cn».

Voir le déroulement de la figure-3.28.

Ia+Ib+Ic = In = 0

Opérations dedéfauts à la terre

[ ][ ][ ]

0

0

0

an a n

bn b n

cn c n

Opération an E I Z k I Z

Opération bn E I Z k I Z

Opération cn E I Z k I Z

= − −

= − −

= − −

Figure 3.28 -

E - I Zbn b - k I Z 0 n

E - I Z bn b

E - I Zbc bc

(E -E ) - (I Z-I Z) bn cn b c

-E + I Z cn c

- ( E - I Zcn c - k I Z )0 n

- k I Z 0 n+ k I Z0 n

0

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



Dans la figure suivante, la partie en vert correspond aux circuits fabriquant leséléments d’opération de défaut à la Terre. La partie orangée fabrique les élémentsd’opération de défaut entre phases. Cet exemple exclut la compensation homopolairepour la fabrication des éléments d’opérations entre phases.

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

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

Vous venez de terminer la vérificationdes gradins de défaut à la terre. Vouspassez à la vérification des gradins entrephases. Vous êtes pressé, et plutôt que detout démanteler vos branchements ayantservi à la vérification des gradins à la terre,vous passez directement aux branchementsde la vérification du défaut entre phases.Vous commettez une erreur importante.Vous oubliez de délier le neutre du courantdu relais avec la mise à la terre, ou le pointcommun du banc d’essai.

Pour vérifier le défaut BC, vous devezpousser un courant dans la phase B et lereprendre dans la phase C. Cependant, lecourant ne revient pas par la phase C. Ilrevient par le chemin du neutre. Si votrerelais possède un élément de neutre, alorsune partie du courant revient par la phaseC, et l’autre partie par le neutre.

Ean-IaZ

Ecn-IcZ

Ebn-IbZ

Opération AN

Opération BN

Opération CN

∑

∑

∑

EbnIbZ

∑

EanIaZ

∑

EcnIcZ

∑

Ko InZ

InZ9


Opération Entre Phases

Opération Phase Terre

Eab-IabZ∑

Ebc-IbcZ∑

Eca-IcaZ∑

Figure 3.30 - Déviation du courant

Manque le courant de retour

OUBLIE

BA

NC

D'E

SS

AI

Un peu de courant de retour

OUBLIE

BA

NC

D'E

SS

AI



On peut aussi s’intéresser au comportement du gradin de défaut entre phases lors d’undéfaut à la terre. Dans ce cas, nous sommes en réalité protégé par les conditionsminimales de courant 50N que nous verrons au chapitre 6, section 6.2 page 128.

Supposons que la tension et le courant fournis par le banc d’essai correspondent aupoint d’opération du gardin. En observant bien la figure suivante, le fait que IcZ manquepuisque le courant Ic est dévié par le neutre, crée un élément d’opération du côté normalde la frontière. Pour ramener l’élément d’opération du côté défaut, il faudra doncaugmenter la valeur du courant. Deux fois plus de courant signifie un gradin deux foisplus petit.

Figure 3.31 - Vecteurs d’opérations

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

Figure 3.32 - Gradin entre phases affecté par une déviation du courant

ELb ELb

ELc ELc

-I Z-(-I Z)b cOr -IcZ=0

b-I Z - 0

- I Z - 0b2*

OPERATION

OPERATION = 0

Eposte

Normal Normal

Défaut Défaut

P2P1

XL

R

Bn

BC

E réf 0°Bn

Cer

cle

BC

si

défa

ut

BC

Cercle BCsi défaut Bn

P1

P2



3.3 - Défaut entre deux phases et la terreNous serons brefs sur ce genre de défaut. Si un défaut implique à la fois deux phases et

la terre, la protection de ligne traitera ce défaut comme deux défauts à la terre. Le courantde neutre bloque le fonctionnement des gradins de défaut entre phases. Voir figure-3.35.

Figure 3.33 - Défaut phase-phase-terre

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

Figure 3.34 -

/

*

!

Poste

Défaut

Terre

Ib

Ic

XLL RL Ib’

Ic’

Ia

Ia + I + Ib’ c’ = In

EAN

ECN

ECN

EBN

EBN

!

/ Ed: Tension à l’endroit du court-circuit

: Débalance homopolairecausé par la partie de défaut à la terre

EBC



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

ZAN ZBN ZCN ZAB ZBC ZCA

Blocage des gradins phase-phasesi courant de neutre 50N



3.4 - Défaut TriphaséLe défaut triphasé est très simple. Il est un défaut parfaitement équilibré. Il n’y a pas

de courant de neutre, ni tension de neutre de généré.

Figure 3.36 - Défaut triphasé

Ce genre de défaut pourrait être traité aussi bien par les gradins de défaut à la terre queles gradins de défaut entre phases. Cependant, le fonctionnement du gradin à la terreexige normalement un courant de neutre pour le fonctionner. Donc, seuls les gradins dedéfaut entre phases peuvent traiter le défaut à la terre.

Figure 3.37 - Gradins entre phases pour le traitement de défaut triphasé

/

*71

!

PosteDéfaut

Terre

Ib

Ia

Ic

Ia + I + Ib’ c’ = In = 0




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

Figure 3.38 - Défaut triphasé en trois défaut monophasés

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

Figure 3.39 - Défaut triphasé ramené en défaut biphasé

EAN

EBNECN

!

/

Ia

Ib

Ic

EA

NE

AB

Ia

Ib

Ic-Ib

Iab

Iab

EBNECN

!

/





MÉTHODES DE BRANCHEMENT POUR FIN DE VÉRIFICATION



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

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

Les erreurs de montage subtiles les plus populaires seront aussi présentées. Agir avecconnaissance et prudence peut vous sauver beaucoup de temps et vous éviter des cassestêtes désagréables.

4.1 - Sources - Banc d’essai

4.1.1 -HISTORIQUE ET ÉVOLUTION DES BANCS D’ESSAI

Avant de traiter des montages d’essai, présentons les sources responsables de cesmontages. Depuis les vingt dernières années, les bancs d’essai ont connu une progressionassez importante. Dans les années 1960 et 1970, les montages étaient entièrement câblés àla main sur place. Nous utilisions des transformateurs déphaseurs, boîtes de charge «loadbox», multimètres, des résistances de puissance, diode, et bien d’autres composantes selonle montage à réaliser. Nous devions ensuite réaliser le montage selon la vérification àfaire. Nous appelions ces montages des pieuvres. Une première source électronique, F3de Jodice, fit son apparition au début des années 1980. C’était la grande révolution.Jodice fut acheté par Dobble. Des compétiteurs tel Multiamp sont apparu dans la course.Depuis, le monde des sources n’a pas cessé d’évoluer. Aujourd’hui, les sources sontpetites, puissantes, légères, et entièrement contrôlables par ordinateur.

Le monde des protections a aussi fortement évolué. L’évolution technologique a ouvertde nouveaux horizons, et permit l’usage de nouvelles méthodes d’analyses. Lesprotections utilisent maintenant les composantes symétriques. Chaque fabricant conçoitses protections avec des particularités propres. La vérification de chaque protectiondevient donc plus complexe et risque de différer d’une protection à l’autre. Le fait que lessources sont contrôlables par ordinateur, il est maintenant intéressant d’automatiser lesessais des différents relais. La diversité des protections est très grande et l’automatisationdes essais rend plus efficace la vérification personnalisée de chacune de ces protections.



4.1.2 -DESCRIPTION SOMMAIRE DE LA SOURCE

La figure suivante représente six sources standard d’un banc d’essai. Nous avonsnormalement trois canaux de tension et trois canaux de courant. Le canal de tension V1peut servir à simuler aussi bien la phase A que la phase B du réseau. Chacun de cescanaux représente un vecteur, et est réglable en amplitude et en angle.

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

4.1.2.1 - Capacité de chaque source

La puissance d’un canal est exprimée en VA. Il est possible d’avoir différents niveauxde courant de court-circuit pour les canaux de tensions, et différentes tensions de circuitouvert pour les canaux de courant. Supposons que chaque source soit à 100VA depuissance. Pour les canaux de courant :

Si on choisit l’échelle de 1A maximum, la tension de circuit ouvert peut atteindre 100Volt.Si on choisit l’échelle de 10A maximum, la tension de circuit ouvert peut atteindre 10 Volt.

Le choix de l’échelle est fonction de l’application. Il en est de même pour la tension.

Si on choisit l’échelle de 75Volt, on peut pousser jusqu’à 1,3A.Si on choisit l’échelle de 150Volt, on peut pousser jusqu’à 0,67A.

Il peut arriver qu’un test échoue pour la simple raison que le choix de l’échelle neconvient pas.

4.1.2.2 - Neutre

En observant la figure-4.1, on remarque que les points de neutre des différents canauxsont apparentés l’un à l’autre, et reliés à la terre. La majorité des sources sont branchéesainsi. Lors de la vérification des gradins de défaut entre phases, certaines personnes ont lamauvaise habitude d’isoler le neutre du banc d’essai avec la terre.DÉLIER LA MISE À LA TERRE DU BANC D’ESSAI EST FORTEMENT

DÉCONSEILLÉ. Si par mégarde, la polarité d’une source activées’apparente à la terre alors que le banc d’essai est flottant, vous risquezde vous affliger une désagréable surprise choc, et de plus, vous risquezd’endommager l’ordinateur ou le contrôleur relié à votre banc d’essai.

CourantTension



4.1.3 -ACTIVATION SOURCE OU SYSTÈME DE LA SOURCE

La photo suivante représente une des sources les plus répandues à Hydro-Québec. Il ya une nuance très importante à noter concernant le comportement des sources. Il estpossible d’activer simultanément plusieurs sources avec le bouton MASTER «voir B». Lessources soumises au bouton MASTER sont sélectionnées SYSTEM «voir A».

Figure 4.2 - Source Doble F2500

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

Figure 4.3 - Mode Source et Mode System

Il est donc important de considérer ce comportement si un essai quelconque échoue.

A

B

Canal Va = 10V [0°]

Canal Vb = 10V [-120°] Mode source Mode système



4.1.4 -VÉRIFICATION RAPIDE DES SOURCES DE TENSION

Il arrive parfois que la référence angulaire entre les sources tombe en panne. Quand lavérification d’une protection ne fonctionne pas, il est possible que le banc d’essai en soit lacause. Afin de s’en assurer, il est possible de vérifier l’ensemble des sources rapidementde différentes manières. Ces essais sont simples et rapides. Au départ, si les neutres devos sources sont apparentés, il n’est pas possible d’additionner deux vecteurs. La figure-4.4 montre la sommation des sources V1 avec V2. Pour additionner deux vecteurs, on lesmet en série. Or, la source V1 est court-circuitée par le neutre de la source V2 lorsquenous mettons V1 en série avec V2.

Figure 4.4 - Source en série avec neutre commun - court-circuit de V1

La soustraction entre deux vecteurs s’appelle aussi la différence de potentiel. Ellereprésente l’écart de tension séparant la polarité de deux vecteurs. Dans le cas de sourceavec les communs apparentés, la différence de potentiel ne présente pas de problème. Ilsuffit simplement de lire l’écart de tension entre deux polarités comme montré en figure-4.5.

Figure 4.5 - Différence de potentiel entre deux sources

4.1.4.1 - Méthode du triangle de 45°

Il est possible de vérifierrapidement deux sources enfabricant le triangle de 45°. Onprésente deux vecteurs de 70V à90° l’un de l’autre comme montréen figure-4.6. Nous devrions lireune différence de potentiel de 99Ventre les deux polarités dessources. Si ce n’est pas le cas,votre source à un problème deréférence angulaire.

Opération vectorielle désirée

Montage avec le banc d'essai

V1 court-ciruité

Opération vectorielle désirée


V1 court-ciruité

9

[ 99Volt ]

70Volt 0°

70Vo

lt 9

0°

70Volt 90°70Volt 0°

[ 99Volt ]

Figure 4.6 - Triangle de 45°



4.1.4.2 - Méthode du triangle équilatéralIl est possible de vérifier

rapidement deux sources en fabricantle triangle équilatéral. On présentedeux vecteurs 50V séparés de 60° l’unde l’autre comme montré en figure-4.7. Nous devrions lire une différencede potentiel 50V entre les deuxpolarités des sources. Si ce n’est pasle cas, votre source à un problème deréférence angulaire.

4.1.4.3 - Méthode du triangle 30°-60°Il est possible de vérifier rapidement

deux sources en fabricant le triangle30°-60°. On présente deux vecteurs de40V et 30V séparés de 90° l’un del’autre comme montré en figure-4.8.Nous devrions lire une différence depotentiel 50V entre les deux polaritésdes sources. Si ce n’est pas le cas, votresource à un problème de référenceangulaire.

4.1.4.4 - Méthode triphaséeIl est possible de vérifier rapidement trois sources en fabricant un réseau balancé. On

présente trois vecteurs de 69V séparés de 120° l’un de l’autre comme montré en figure-4.9. Nous devrions lire une différence de potentiel 120V entre toutes les polarités dessources. Si ce n’est pas le cas, votre source à un problème de référence angulaire.

Figure 4.9 - Méthode triphasée

[ 50Volt ]

50Volt 0°

50Vo

lt 60

°


[ 50Volt ]

Figure 4.7 - Triangle équilatéral

[ 50Volt ]

30Vo

lt 9

0°

40Volt 0°


[ 50Volt ]

Figure 4.8 - Triangle 30-60

69Vo

lt 0

°

69Volt +120° 69Volt -120°

[ 120Volt ]

[ 120Volt ][ 120

Volt

]

69Vo

lt 0

°

69Vo

lt +

120°

69Vo

lt -1

20°

[ 120Volt ][ 120Volt ]

[ 120Volt ]



4.1.5 -VÉRIFICATION RAPIDE DES SOURCES DE COURANT

Les mêmes principes appliqués aux sources de tensions peuvent s’appliquer auxcourants. Cependant, nous devons mettre une charge résistive aux bornes des circuits decourant pour lire leur valeur sous forme de tension, ou utiliser l’ampèremètre pour lire lecourant directement. L’avantage de la résistance aux bornes de la source de courant estqu’il devient possible de vérifier l’écart angulaire entre une source de tension et unesource de courant. Nous ne reprendrons pas les méthodes des triangles vuesprécédemment. Vous pouvez de les appliquer vous-même aux sources de courant.Voyons plutôt les différentes manières de vérifier les sources de courants.

4.1.5.1 - Conversion de courant en tension

Une source de courant doit toujoursêtre utilisée avec une charge. On nedoit pas utiliser une source de couranten circuit ouvert. Nous placerons doncune résistance shunt de l’ordre de 1afin de convertir le courant en tension.Le vecteur tension est à l’image duvecteur courant. Seule l’unité change.

4.1.5.2 - Sommation des courants

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

Figure 4.11 - Sommation des courants

Par exemple

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


R U =RI1 1

Convertion du courant Ien tension U

Figure 4.10 - Conversion avec résistance shunt

R U =R(I + )t 1 I2


Sommation des courants

1

2

1 0

1 120

I A

I A

= °= ° 1 2 1 60I I A+ = °



4.1.5.3 - Méthode de sommation de courant avec l’ampèremètre

Reprenons simplement la section précédente. Plutôt que de mettre une résistance shuntaux bornes des sources, on place un ampèremètre. Notez que l’ampèremètre est en réalitéune résistance shunt de très basse valeur, à la différence que nous lisons directement lecourant.

Figure 4.12 - Méthode de sommation de courant avec l’ampèremètre

Par exemple

4.1.5.4 - Différence de potentiel

Si vous préférez placer une résistance shunt à chaque source de courant, vous revenezaux principes des tensions expliqués en section 4.1.4 page 91. Cependant, les résistancesdoivent toutes être à la même valeur, et vous devez travailler avec une grandeurraisonnable. La tension de circuit ouvert d’une source de courant est limitée. Vous devezdonc travailler avec des valeurs de tensions faibles, donc des résistances de valeur faible.

Figure 4.13 - Différence de potentiel

Utilisons la technique du triangle équilatéral vu en section 4.1.4.2 page 92. On utilise1 comme résistance shunt sur chaque circuit de courant. Comme nous travaillonsfinalement en tension, on interprète la différence de potentiel.


Amp

Sommation des courants

1

2

1 0

1 120

I A

I A

= °= ° 1 2 1 60I I A+ = °

R U =RI1 1 R U =RI2 2

U = U -U1 2


Sommation des tensions

1 1

2 2

1 2

1 0 1 0

1 60 1 60

1

I A U V

I A U V

U U Volt

= ° = °= ° = °− =



4.1.5.5 - Comparaison d’une source de tension avec une source de courant

Nous voulons vérifier l’écart angulaire entre la source de tension et la source decourant. Procédons avec la technique du triangle de 45°. La grandeur de la tensiondépend de la valeur de résistance shunt choisie pour la source de courant. Supposons quela résistance shunt soit de 1. On pousse 1A à un angle de 90° avec la source de courant.Ceci nous donne une chute de tension de 1 volt aux bornes de la résistance. Pourconstituer le triangle de 45°, on règle la tension de la source de tension à 1 volt angle 0°.Si je prends l’écart de tension entre les polarités de la source de courant et de la source detension, je devrais lire 1,41 volt.

Figure 4.14 - Source de tension et source de courant

Sommation des tensions

1,41V


R

R=1I1=1A 90°

V1=1V 0°

[1,41V]

U =1V 90°1



4.2 - Vérification du défaut à la terreLe montage pour la vérification du défaut à la terre est extrêmement simple. On utilise

le branchement étoile.

4.2.1 -BRANCHEMENT DES TENSIONS ET COURANT

Le chapitre 3, section 3.1 page 62 décrit enprofondeur le défaut à la terre. Dans cechapitre, nous voulons recréer ce défaut avecun banc d’essai. À titre d’exemple,choisissons le défaut AN, défaut entre laphase A et la terre. Malgré que la vérificationne concerne que la phase A, il est trèsimportant de présenter les vecteur Ebn et Ecnau relais afin de vérifier le bonfonctionnement des polarisations croisées. Lapolarisation croisée est un vecteur de secoursprovenant des tensions non impliquées dans ledéfaut. Voir le manuel "Technologie desProtections de ligne 21", pour lesexplications détaillées.

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

Tableau 4.1 - Essais de défaut à la terre

Ean

Ebn

Ecn

/#/

!

Figure 4.15 - Branchement étoile pour défaut à la terre

DéfautEan Ebn Ecn Courant

injectéValeur Angle Valeur Angle Valeur Angle

Défaut AN 0 à 69 V 0° 69 Volt -120° 69 Volt +120° Ia

Défaut BN 69 Volt +120° 0 à 69 V 0° 69 Volt -120° Ib

Défaut CN 69 Volt -120° 69 Volt +120° 0 à 69 V 0° Ic



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

Figure 4.16 - Branchement du courant de la phase à vérifier

Dans la figure suivante, deux erreurs peuvent se produire. La première à gauche nevérifie pas la compensation homopolaire. Voir chapitre 3, section 3.1.2 page 66 pour lesexplications de la compensation homopolaire. Si le gradin à vérifier est réglé à 10 avecune compensation homopolaire k0 = 0.8, nous devrions entrer dans le gradin àl’impédance globale de 18. Mais en oubliant de relier l’élément de neutre, vous entrezdans le gradin à la valeur de 10.

L’erreur de la figure suivante, schéma de droite, correspond à l’inversion de lacomposante homopolaire. L’entrée dans le gradin se fait à la valeur de 2. Cette erreurest facile à réaliser. Vous pouvez croire que les cavaliers doivent tous être branchés ducôté (-) des éléments de courant. Cependant, si vous suivez le sens du courant en allant dela polarité de la source vers le point commun de la source, le courant entre à la polarité del’élément de courant de la phase A, et ensuite par la non-polarité de l’élément de courantde neutre. Il y a donc inversion de branchement à l’élément de neutre.

Figure 4.17 - Erreur de branchement

Ian

9

Ian

Ian



La figure-4.18 montre que le courant est utilisé par plusieurs protections. Lorsque vousisolez la protection de ligne, des court-circuiteurs chevauchent l’ouverture du courant afind’assurer la continuité du courant dans les autres protections, et de ne pas créer un circuitde courant ouvert.

Figure 4.18 - Court-circuiteur des couteaux de courant

Pour la prise d’angles, plusieurs fabricants fournissent un biscuit avec leur relais. Lebiscuit ouvre le circuit de courant pour le détourner dans un phasemètre. Il est très facileet dangereux d’oublier un circuit ouvert avec le biscuit de certains fabricants.

Figure 4.19 - Biscuit avec une ouverture de courant

court-circuiteur du couteau de protection

Protection de ligne

Autresprotections

court-circuiteur du couteau de protection

Ia

Ib

Ic

In

Protection de ligne

Autresprotections

Ia

Ib

Ic

In

BISCUIT



4.2.2 -REPRÉSENTATION VECTORIELLE DU MONTAGE

Au départ, nous présentons au relais un réseau balancé, soit les trois vecteurs detensions Ean, Ebn et Ecn à la grandeur nominale [69V] et à leur position angulairerespective. Ensuite, vous poussez le courant nominal dans la phase à vérifier. Vousajuster l’angle du courant à l’angle de couple maximum, valeur entre -75° à -85° selon leréglage du relais. Il se peut qu’à la grandeur nominale de courant, vous soyez à l’intérieurdu gradin. Alors, réduire le courant afin de sortir amplement du gradin. Par exemple, à5A nous sommes dans le gradin. Nous diminuons graduellement le courant et à 3.6A noussortons du gradin. Alors, je fixe le courant à environ 3A.

Figure 4.20 - Présentation vectorielle du défaut à la terre

Pour chaque valeur d’angle du courant, vousdiminuez la tension j’usqu’à ce que vous entriez dans legradin. Vous notez chaque valeur de tension commemontré à la figure de droite. On considère toujours lavaleur de tension ou du courant qui entre dans le cercled’impédance, et non celle qui sort du cercled’impédance. Donc, on diminue la tension ou onaugmente le courant pour entrer dans le cercled’impédance. Pour les calculs et le tracé du diagrammed’impédance, voir le chapitre 5, section 5.1 page 114.

Aujourd’hui, des procédés informatisésaccomplissent cette tâche automatiquement.

Ean = 0V à 69V 0°∠

Iaθ

Ebn = 69V 0°∠ −12

Ecn = 69V 0°∠ +12

Le courant varie de 0 amp. à la valeur nominale du relais.

Ia

Variableen amplitude

Tension Courant Angle

29.00 V 3.00 A 0 °32.10 V 3.00 A -10 °35.30 V 3.00 A -20 °38.60 V 3.00 A -30 °41.60 V 3.00 A -40 °44.20 V 3.00 A -50 °46.30 V 3.00 A -60 °46.30 V 3.00 A -70 °48.90 V 3.00 A -80 °49.00 V 3.00 A -85 °48.80 V 3.00 A -90 °48.20 V 3.00 A -100 °46.90 V 3.00 A -110 °44.90 V 3.00 A -120 °42.40 V 3.00 A -130 °39.60 V 3.00 A -140 °36.50 V 3.00 A -150 °33.30 V 3.00 A -160 °



4.2.2.1 - Injection de fort courant

La protection de ligne THR a une particularité. Pour des raisons de conception, legradin de défaut entre phases doit être vérifié avec une tension fixe. La variable n’est plusla tension, mais plutôt le courant. On doit donc augmenter le courant jusqu’à ce que nousentrions à l’intérieur du gradin. Le fabricant du THR, Reyroll, nous permet de pousserjusqu’à deux fois le courant nominal en mode continu. En réalité, le transactor est capablede prendre jusqu’à dix fois le courant nominal et peut-être même plus. Ce n’est pas lagrandeur du courant qui représente un problème. C’est l’accumulation de la chaleur dansle transactor. Normalement, quand il y a un très fort courant sur le réseau, c’est qu’il y aun défaut. Par la suite, le défaut est isolé très rapidement par une protection. En modeessai, nous voulons avoir le temps de vérifier le relais. Le temps d’injection du courantlaisse l’effet joule faire son travail et élever la température du transactor. Il ne faut doncpas perpétuer un courant qui risquerait de détruire le transactor thermiquement.

La constante de temps de l’échauffement du transactor est très longue. Nous pouvonsdonc moduler avec le temps d’injection versus le temps de repos. La valeur moyenne denotre modulation équivaut à pousser de manière continue cette même valeur moyenne. Lafigure-4.21 présente la méthode de la modulation par largeur de pulse «PWM». Parexemple, la limite du transactor en mode continue est 10A. Je peux donc moduler 50-50le temps d’injection d’un courant de 20A pour un temps de repos égal.

Figure 4.21 - Courant en mode pulsé et courbe thermique

Normalement, la constante de temps de refroidissement est plus longue que celle duréchauffement. Il faut donc être prudent en se donnant une bonne marge de sécurité.Généralement, cette technique est utilisée par un ordinateur. La lecture doit être priserapidement avant de passer en mode repos.

0

Limite Continue

2 fois la limite

50/50Continue

4 fois la limite

25/75

COURANT

ValeurMoyenne

50/50COURANT

Moyennethermique

Tendance thermique à la valeur de courant actuelle

Courbe

d'échau

ffemen

t

Courbe de refroidissement



4.3 - Vérification du défaut entre phasesLes explications détaillées du défaut entre phases sont au chapitre 3, section 3.2 page

71. Nous disions à la page 72 que la somme des tensions doit toujours égaler zéro. Pourappliquer cette règle, on utilise le montage en T qui sera expliqué et démontré dans lesprochaines pages. Ce montage est utilisé pour la vérification du défaut entre phases.

Supposons pour l’instant que nous utilisions le montage en étoile pour la vérificationdu défaut entre phases. Voir la figure suivante. Il faudrait accomplir des calcules pourchacune des tensions de défaut Ebc utilisées pour l’essai du gradin de défaut entre phases.Le calcul affecte les grandeurs et les angles des tensions Ebn et Ecn. Ensuite, il faudraitappliquer ces valeurs au banc d’essai. Soit la grandeur de Ebn, l’angle de Ebn, la grandeurde Ecn, et l’angle de Ecn. Nous comptons quatre manipulations pour chaque essai.

Figure 4.22 - Montage en étoile pour le défaut entre phases

Le tableau de droite est unexemple qui contient desvaleurs calculées pourdifférentes tensions entrephases Ebc. Accomplir cescalculs avec un ordinateur quicontrôlerait directement le bancd’essai serait excellent. Mais,le montage étoile ne convientvraiment pas si nous procédonsmanuellement.

Ecn

Ebn

Ebc

!

/E

= 6

9Van

h =

-35V

V-V

:.

référence 0°

2 235bn cnE E V= = +

1180 tan35

Vθ − = ° −

2

bcEV =

Ebc Grandeur Angle Grandeur Angle

0V 34.5V -180.00° 34.5V 180.00°15V 35.3V -167.74° 35.3V 167.74°30V 37.6V -156.50° 37.6V 156.50°45V 41.2V -146.89° 41.2V 146.89°60V 45.7V -138.99° 45.7V 138.99°75V 51.0V -132.61° 51.0V 132.61°90V 56.7V -127.48° 56.7V 127.48°105V 62.8V -123.31° 62.8V 123.31°120V 69.0V -120.00° 69.0V 120.00°

EcnEbn



4.3.1 -MONTAGE EN T

4.3.1.1 - Position du neutre de la source Ns

Sans composante homopolaire, le neutre du réseau se situe normalement au centregéométrique du triangle ABC de la figure-4.23. Le neutre du relais Nr doit donc se situerà ce centre si nous voulons respecter la règle Ean+Ebn+Ecn = 0. Cependant, nous nesommes pas obligés de conserver le neutre de la source Ns au même endroit que le neutredu relais Nr. Pour cela, il faudra détacher le neutre du relais Nr du neutre de la source Ns.

Positionnons le neutre de la source Ns à la base du triangle, juste à mi-chemin entre lespoints B et C comme montré à la figure-4.23. À partir de ce neutre, les sources V1, V2 etV3 doivent positionner les points de tension A, B et C à leur endroit respectif. La phase Breprésente la polarité du défaut BC. On choisi donc la source V1 pour positionner le pointB. Comme le point B représente la polarité, la source V1 devient la référence 0°. Lasource V2 positionne le point C, et est orientée à 180° de la source V1. La source V3

positionne le point A, et est orientée à +90° de la source V1. En observant bien laconfiguration donnée par les vecteurs V1, V2 et V3, l’ensemble prend la forme d’un T.

4.3.1.2 - Tension V3 = 104V

La source V3 doit relier lepoint A avec la base dutriangle Ns. Selon lediagramme de droite, 34.5Vsépare la base du triangle auneutre du relais Nr. Ensuite, latension de la phase Ean = 69Vsépare le neutre du relais Nrau point A. Au total, environ104V sépare le neutre de lasource Ns du point A.

La résultante verticale deEbn ou Ecn doit demeurerconstante et représente lamoitié de la tension Ean,[34.5V]. Voir chapitre 3,section 3.2.3 page 73.

LA TENSION V3 DOIT DEMEURER FIXE À 104V LORS DES ESSAIS DU DÉFAUT ENTRE PHASES.

Figure 4.23 - Neutre de la source et du relais

ECN

EBN

!

/1.

5 E

n =

1.5

x 69

V =

104

V

V1 0°∠V2 180°∠

V3

+90

°∠

)

Ebc

Nr:Ns:

neutre du relais neutre de la source

34.5V

69V

:/#;;;)



4.3.1.3 - Centrer le neutre du relais Nr

Imaginons une planche avec trois clous A, B et C. Nous relions chaque clou à unemême rondelle avec l’aide d’un ressort. En relâchant la rondelle, elle se déplace pour sestabiliser au centre géométrique du triangle formé par les points A, B et C. À ce point, lestrois ressorts ont une tension égale.

Figure 4.24 - Principe du centre géométrique

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

Figure 4.25 - Neutre centré par l’impédance des transformateurs

F1

F2F3

F +F +F1 2 3

clou

ressort

rondelle

Non équilibré

:

F1

F2F3

F +F +F = 01 2 3

Équilibré

I +I +I = 01 2 3

Équilibré

I1

I2I3

Enroulement primairedu transformateur de

tension



4.3.1.4 - Problème du neutre relais Nr mal centré

Revenons à notre exemple de la figure-4.24. Cette fois-ci, le ressort reliant le clou C àla rondelle est fortement affaibli. La rondelle ne se positionne plus au centre géométriquedu triangle ABC. Son nouveau point de stabilité est ailleurs que le centre géométrique dutriangle.

Figure 4.26 - Décentré par un ressort affaibli

Il en est de même pour la protection de ligne. Il est déjà arrivé qu’un transformateur detension de la phase C soit défectueux quoique fonctionnel. Un problème de l’enroulementprimaire modifiait son impédance et déplaçait le neutre du relais Nr très près de la tensionde la phase C.

La vérification du défaut à la terre nepermet pas de détecter ce genre deproblème. Le neutre du relais Nr est reliéau neutre de la source Ns. Il est donc forcéde se positionner à l’endroit imposé par lasource. Mais lors de la vérification d’ungradin de défaut entre phases, le montageen T de la figure-4.23 positionne le neutrede la source Ns à la base du triangle. Onlibère le neutre du relais Nr souhaitantqu’il se positionne au centre du triangle.Mais si le neutre du relais se positionneailleurs qu’au centre, la polarisation croiséeest affecté. Elle agit sur la référence dugradin et affecte le comportement de cegradin. Voir "Technologie desProtections de ligne 21" pour le détail de la polarisation croisée. La valeur d’impédancede portée avant sur l’axe de défaut demeure intacte. Mais tout le reste du cercled’impédance en souffre. La vérification du gradin n’est donc pas valide.

F1

F2F3

F +F +F = 01 2 3

Équilibré

Figure 4.27 -

&

Exemple d'un gradindéformé par un neutredécentré.

Point intactPoint normalPoint anormal



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

Figure 4.28 - Problème des lumières

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

I +I + I +I + I +I = 01t 1g 2t 2g 3t 3g

I1t

I2tI3t

I1g

I2gI3g

Lumière

I +I + I +I + I + = 01t 1g 2t 2g 3t 0

I1t

I2tI3t

I1g

I2gBRULÉ

Lumièrebrulée

:



4.3.2 -BRANCHEMENT DES TENSIONS ET COURANTS DU MONTAGE EN T

4.3.2.1 - Mauvais branchement de la tension

Dans le montage suivant, le neutre du relais Nr est demeuré branché à la terre. Commele neutre de la source est aussi apparenté à la terre, voir section 4.1.2.2 page 89, elle serelie au neutre du relais.

Nous avons donc 104V aux bornes du transformateur de la phase A. La tension est à150% de la tension nominale. Il y a donc des chances que le transformateur sature envaleur crête de la sinusoïde et surchauffe par effet joule. Cela dépend de la conception dutransformateur de la protection de ligne.

Figure 4.29 - MAUVAIS BRANCHEMENT du montage en T

L’autre problème est la lumière de la phase en surtension. Il n’est pas garanti que lalumière tienne le coup. À 150% de la tension, la lumière demande 225% de sa puissance.Soit que vous vous en rendiez compte par la forte brillance de la lumière et que vouscessiez l’essai rapidement. Soit que la lumière brûle rapidement et passe ensuiteinaperçue. Vous venez de créer le problème du neutre décentré pour les essais des autresdéfauts entre phases.

Aujourd’hui, la protection de ligne comprend un grand nombre de fonctions internes.Par exemple, la tension homopolaire informe le circuit de perte de fusible [60]. Celui-ciprétend qu’il y a une perte de fusible si la tension homopolaire est élevée, alors qu’il n’y apas de courant homopolaire. Maintenant, les relais utilisent les composantes symétriques

Nr = Ns

/#

0V à

60V

0V à

60V

Ean

Ebn

Ecn

104V 90°

0V à 60V 0°

0V à 60V 180°

Lumière

104V

Neutre relais Nrrelié au neutresource Ns



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

Composante homopolaire 3E0=104V

Composante inverse E2 = 35V à 69V

Le relais risque fort d’activer plusieurs de ses fonctions et de compromettre son bonfonctionnement. Voici l’exemple du calcul de la composante homopolaire.

Si Ns = Nr alors

=0

1 1 0bnV E V= = °

2 2 180cnV E V= = °

3 3 90anV E V= = °

1 2V V= −

1 2 0V V+ =

Comme on doit avoir

alors vectoriellement

dans ce cas

1 2 3 3V V V V+ + =

1 2V V=

3 104bn cn anE E E V V+ + = =



4.3.2.2 - Branchement correcte de la tension

Voici deux propositionsde montage en T. Lafigure-4.30 propose dedisconnecter le neutredirectement aux borniers durelais. La figure-4.31propose d’isoler le neutreau bloc fusible, et enleverles lumières. Dans les deuscas, le neutre relais Nr estflotant et on aura 69V auxbornes de Ean.

Le tableau-4.2 nousindique la rotation desbranchements pour lesdifférents essais.

Figure 4.31 - Proposition de montage en T #2

/#

0V à

60V

0V à

60V

Ean

=69

VE

bnE

cn

104V 90°

0V à 60V 0°

0V à 60V 180°

9

Figure 4.30 - Proposition de montage en T #1

/#

0V à

60V

0V à

60V

Ebn

Ecn

104V 90°

0V à 60V 0°

0V à 60V 180°

Ean

=69

V

9



Tableau 4.2 - Branchement pour les différents essais

4.3.2.3 - Mauvais branchement des courants

Nous avons traités de la perception d’un défaut à la terre par un gradin de défaut entrephases au chapitre 3, section 3.2.7 page 80. Fait par empressement, des erreurs peuvent seglisser lors du passage d’un montage pour la vérification de défaut à la terre, vers unmontage pour vérification de défaut entre phases.

Figure 4.32 - Neutre du courant oublié branché

La figure-4.33 montre la conséquence d’une telleerreur. Le gradin est plus petit. Votre essai n’est doncpas valide. La cause de la réduction de la grandeur dugradin est la suivante. En observant bien la figure-4.32,l’élément de courant de neutre du relais est en parallèleavec l’élément de courant de la phase C. Le courantpoussé par la source, passe entièrement dans l’élémentde courant de la phase B, et se divise en deux par la suitepour revenir en partie lar l’élément de courant de laphase C et celui du neutre. Selon le rapport d’impédanceentre l’élément de courant du neutre et de celui de laphase, le retour du courant par la phase C sera plus oumoins grand. Vous devez donc pousser un plus fortcourant pour combler le manque de courant de la phaseC. Donc, l’impédance du gradin est plus petit.

Branchement

AB BC CA

V3 = 104V +90° C A B

V1 = 0V à 60V 0° A B C

V2 = 0V à 60V 180° B C A

Ibc

6

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

&

Figure 4.33 - Conséquence du neutre courant

branché à la source



4.3.2.4 - Branchement correcte des courants

La figure suivante représente les branchement à faire avec la source afin de vérifier ledéfaut entre phases.

Figure 4.34 - Branchement correcte des courants pour défaut entre phases

Le tableau suivant indique les branchements à faire pour les différents essais de défautentre phases.

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

Branchement

AB BC CA

Polarité de la source A B C

Commun de la source B C A

9

Ibc

6

/

!

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



4.3.3 -PRÉSENTATION VECTORIELLE DU MONTAGE

Le montage en T, déjà décrit précédemment, simule le défaut entre phases. La sourceV3 de la figure suivante demeure fixe à 104V+90°. Les sources V1 et V2 créent ledéfaut entre phases. La source V1 représente la chute de tension dans la ligne qui va versle défaut, et la source V2 représente la chute de tension dans la ligne de retour. La figure-3.24 chapitre-3 page 76 montre le vecteur ELb pouvant être représenté par la source V1 etle vecteur ELc pouvant être représenté par la source V2. Comme la ligne par laquelle lecourant va du poste vers le défaut est identique à la ligne par laquelle revient le courant dedéfaut, la tension de la source V1 doit être égale à la tension de la source V2. Donc, lamanière de varier la tension est de varier simultanément V1 et V2 de sorte qu’ils aienttoujours la même valeur.

Pour le courant, on agit comme lasection 4.2.2 page 99. Pour chaque angledu courant, on note dans un tableau lagrandeur de la tension entre phasesV1+V2, le courant, et l’angle du courant.

Concernant l’angle du courant, il semesure par rapport à la tension deréférence. Le montage en T de la figurede droite vérifie un défaut entre phasesBC. La phase B est la polarité et Ebc estla référence 0°. Donc, le fait d’avoir mis0° à la source V1 fait que l’angle ducourant sur la source n’a pas besoin decorrection.

Le prochain chapitre traitera de lagestion des ces données.

!

6

/

V1 0°∠V2 180°∠

V3

+90

°∠

)

:/**.<

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

BC B

Figure 4.35 - Représentation vectoriel du montage pour défaut entre phases





MÉTHODE DE MESURE ET CALCUL



Dans ce chapitre nous verrons :

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

5.1 - Calcul de l’impédance

5.1.0.1 - Calcul de l’impédance d’un point

Premièrement il serait très important de faire la distinction entre un DIAGRAMME

PHASE et le DIAGRAMME D’IMPÉDANCE.

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

DIAGRAMME D’IMPÉDANCE : Représentation graphique de la relation :

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

réactif.

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

Figure 5.1 - Calcul de l’impédance

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

EI Z=

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

Diagrammede Phases

R

XL0

Diagrammed’impédance

0 E E 0

I I

EZ

Iθ θ

θ°= = ° + =

−



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

5.1.1 -MESURE DE PORTÉE AVEC COMPOSANTE HOMOPOLAIRE

Les protections de ligne d’aujourd’hui prennent en compte la composante homopolairedu défaut à la terre. Le chapitre 3, section 3.1.2 page 66 explique clairement lacomposante homopolaire. Elle ne s’applique qu’au défaut à la terre. Le relais à besoin deconnaître deux informations au niveau réglage pour faire la correction homopolaire :l’amplitude et l’angle de impédance de la terre.

Il existe deux manières de régler l’amplitude de l’impédance homopolaire. Lefabricant utilise une des deux méthodes suivantes.

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

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

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

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

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

Peu importe la méthode utilisée, le relais est informé à sa façon concernant lacomposante homopolaire. Maintenant, lors de l’essai d’un gradin de défaut à la terre, laportée du gradin sera l’impédance de la ligne à l’angle de couple, ajouté vectoriellement àl’impédance homopolaire.

gradin ligne terreZ Z Z= +

0n

L

Zk

Z=



Voici un exemple.

ZL = 10 ∠85° Zn = 8 ∠70° ou Ko = 0.8. En valeur relative, l’angle aurait été 15°

Pour vérifier le gradin, on injecte un courant à l’angle de l’impédance totale, calculéprécédemment, soit 1A-78°. Pour avoir 17.8, nous devrions entrer dans le gradin à17.8Volt.

5.1.2 -TRACÉ DU CERCLE D’IMPÉDANCE

La sections section 4.2.2 page 99 explique comment récolter les valeurs pour le défautà la terre. Il en est de même avec la section 4.3.3 page 111 pour le défaut entre phases.Après avoir relevé les valeurs de tensions et courants pour différents angles de courant, oncomplète le tableau suivant en calculant l’impédance de chaque point.

10 85 0.87 j9.96

8 70 2.74 j7.52

3.61 j17.48 17.85 78.34

L

N

L N

Z

Z

Z Z

= Ω ° = Ω + Ω= Ω ° = Ω + Ω

+ = Ω + Ω = Ω °

Tension Courant Angle Z

3.68 V 5.00 A -160 ° 0.74 ohm 160 °5.89 V 5.00 A -150 ° 1.18 ohm 150 °8.06 V 5.00 A -140 ° 1.61 ohm 140 °

10.03 V 5.00 A -130 ° 2.01 ohm 130 °11.80 V 5.00 A -120 ° 2.36 ohm 120 °12.99 V 5.00 A -110 ° 2.60 ohm 110 °13.96 V 5.00 A -100 ° 2.79 ohm 100 °14.39 V 5.00 A -90 ° 2.88 ohm 90 °14.32 V 5.00 A -80 ° 2.86 ohm 80 °13.95 V 5.00 A -70 ° 2.79 ohm 70 °13.04 V 5.00 A -60 ° 2.61 ohm 60 °11.85 V 5.00 A -50 ° 2.37 ohm 50 °10.14 V 5.00 A -40 ° 2.03 ohm 40 °8.30 V 5.00 A -30 ° 1.66 ohm 30 °6.02 V 5.00 A -20 ° 1.20 ohm 20 °3.60 V 5.00 A -10 ° 0.72 ohm 10 °1.19 V 5.00 A 0 ° 0.24 ohm 0 °

0 0 E

I

E EZ

I I

θ θθ° ° += = =

−



Ensuite on place chacun de ces points dans un diagramme polaire et on trace le cercled’impédance.

Figure 5.2 - Tracé du cercle d’impédance du gradin vérifié

Si le gradin que vous vérifiez est de type mho, c’est-à-dire que la forme du gradin estun cercle, quatre points suffisent à la vérification du gradin. Le comparateur qui fabriquece gradin n’a pas le choix de tracer un cercle. Voir "Technologie des Protections deligne 21" pour plus de détails sur le fonctionnement du comparateur. Cependant, unedéfectuosité peut modifier la position du cercle d’impédance. Voici en brefl’interprétation des quatre points montrés en figure-5.2.

PORTÉE AVANT ET ARRIÈRE - POINTS Z ET O

Seuls le réglage du relais et le transactor affectent ces deux points. Si l’un de cespoints n’est pas à la bonne valeur, une des possibilités suivantes est en cause.

Erreur de montage pour la vérification

Vous avez pris vos lectures en sortant du cercle lors de vos essais

Erreur de calcul, soit de vos relevés, soit du réglage du relais

Mauvais réglage appliqué au relais, ou réglage défectueux

Transactor défectueux

Nous allons voir dans les prochaines pages, comment mesurer l’angle du couplemaximum. Cet essai peut confirmer que le transactor est en cause si l’angle du couplemaximum ne correspond pas au réglage du relais.

Notez que la température des éléments de courant affecte la précision du relais.Lorsque vous faites passer 1A dans un transactor pendant 30 minutes, la valeur delecture change un peu. Il faut donc définir un pourcentage d’erreur raisonnable avantde conclure à un problème. Voir les caractéristiques du manufacturier.

R

XL

0°

10°

20°

30°

40°

50°

60°

70°80°90°100°

110°

120°

130°

140°

150°

160°

170°

180°

SELO

N LE

RÉG

LAG

E

0

/

!

/!

AXE

DU

COUP

LE M

AXIM

UM



PORTÉE DE CÔTÉ - POINTS A ET B

Les points Z et O doivent être corrects avant de passer aux points A et B. L’angle séparant l’axe du point A et l’axe du couple maximum doit être le même que l’angleséparant l’axe du point B et l’axe du couple maximum. Si votre gradin ne subit pas detraitement spécial comme c’est la cas avec certains fabricants [LZ96, THR], le point Adevrait être de même grandeur que le point B. Si ce n’est pas le cas, une des raisonssuivantes peut être en cause.

Vous êtes en montage en T et le neutre du relais n’est pas centré. Voir chapitre 4,section 4.3.1.3 page 103

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

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

Le comparateur d’angle du relais ne fonctionne pas à la bonne angle. voirfonctionnement des comparateurs dans "Technologie des Protections de ligne21"

Pour le gradin de type quadrilatère, on vérifie la portée avant et arrière à l’angled’impédance réglé au relais. Par la suite, deux points par section de droite du quadrilatèreafin de s’assurer que chaque section de droite est à sa place.

Figure 5.3 - Gradin de type quadrilatère

R

XL

0°

10°

20°

30°

40°

50°

60°

70°80°90°100°

110°

120°

130°

140°

150°

160°

170°

180°

0

/

!

/

!

AXE réglé au relais



5.2 - Effet d’Hystérésis

5.2.1 -VACILLEMENT D’UN DÉFAUT

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

Figure 5.4 - Vacillement d’un défaut

5.2.2 -HYSTÉRÉSIS

Si nous pouvions agrandir le cercle d’impédancepour englober la zone de vacillement, la minuteriepourrait maintenir son compte à rebours et se rendre àterme si le défaut n’est toujours pas isolé. Il faudraitdonc un circuit qui modifie le réglage à la haussed’environ 5% pour chaque gradin concerné, lorsqu’undéfaut pénètre un gradin. La figure-5.5 montre quel’agrandissement du gradin englobe la zone grise quireprésente la zone de vacillement.

Figure 5.5 - Hystérésis

E

I

t

t

défaut

Z2

&

&



Généralement, les fabricants créent l’effet d’hystérésis en amplifiant le courant de 5%dans le relais. Mais chaque fabricant a sa manière propre d’appliquer l’hystérésis.

Il existe deux sortes d’hystérésis appliquées aux protections de ligne. Il y a d’abordl’hystérésis de portée. Elle s’applique à la totalité des gradins ayant une hystérésis. Lecercle d’impédance s’agrandit d’environ 5% dans le sens de l’axe de défaut. Ensuite, il ya l’hystérésis angulaire. Celle-ci est beaucoup plus rare et s’ajoute à l’hystérésis deportée. Le but de l’hystérésis angulaire est de créer un effet d’hystérésis de porté sur l’axerésistif afin d’englober la résistance d’arc.

Figure 5.6 - Hystérésis de portée et hystérésis angulaire

Voici quelques exemples de fabricants avec leurs produits. Vous noterez quel’hystérésis n’est pas appliquée partout. Il est possible de contrer le vacillement sansutiliser l’hystérésis. Si le comparateur à un temps de maintient suffisant pour faire ensorte qu’il conserve le gradin actif entre une sortie et un retour du défaut dans le cercled’impédance, l’hystérésis peut devenir inutile. La nécessité d’utiliser l’hystérésis estétroitement liée au niveau technologique du relais.

Tableau 5.1 - Exemple de relais et de l’application de l’hystérésis

&

&

Hystérésisde portée

Hystérésisde portée

et angulaireAucun

HystérésisTechnologieRELAIS

THR de Reyrolle

LZ96 de ABB

SHNB-103 de GEC

QUADRAMHO de GEC

OPTIMHO de GEC

SEL-321 de Schweitzer

KD-4 Électromagnétique

Électronique transistor

Électronique Ampli Linéaire et Porte Logique CMos

Numérique Hardware

Numérique avec Convertisseur AD

Sur le grand Gradin 10%

Tous lesGradins 5%

Tous lesGradins 5%

Électronique Ampli Linéaire et micro contrôleur

Électronique Ampli Linéaire et micro contrôleur



5.2.3 -MÉTHODE DE MESURE D’UN GRADIN AVEC HYSTÉRÉSIS

Si le gradin à vérifier possède un effet d’hystérésis, mesurer en entrant et en sortant ducercle d’impédance donne deux valeurs différentes. Même sans hystérésis, certains relaiscomme le THR ne donnent pas exactement la même valeur en entrant et en sortant. Ceciest dû à la baisse de l’alimentation des cartes électroniques suite à l’activation de chargescomme les voyants et les relais de sortie. Ce problème relève de la conception du relais.

Figure 5.7 - Mesures différentes pour défaut entrant et sortant

Lorsque vous êtes à l’extérieur du cercle, le cercle est à sa dimension normale. Dès quevous entrez dans le cercle, il s’agrandit de 5% à 10% selon le fabricant. Si vous mesureztoujours en sortant du cercle, vous tracerez le cercle agrandi de l’hystérésis. Si vousmesurez toujours en entrant dans le cercle, vous tracerez le cercle normal de surveillancede défaut. C’est le cercle normal qui nous intéresse. Donc,

TOUJOURS MESURER EN ENTRANT DANS LE CERCLE

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

& NE JAMAIS MESUREREN SORTANT DU CERCLE

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



5.3 - Mesure du couple maximum d’un cercleUn paramètre important à vérifier est la portée du cercle d’impédance. Il y a moyen de

vérifier rapidement la portée d’un cercle sans avoir à le tracer complètement. Cettevérification permet de constater si les transactor ou transphaseur du relais fonctionnentcorrectement, et s’il n’y a pas eu inversion de tension ou courant quelque part.

5.3.1 -TECHNIQUE DE MESURE

Voyons la bonne technique pour mesurer le couple maximum d’un cercle d’impédance.

On connaît approximativement la portée du relais. Il suffit d’ajuster la tension et lecourant de sorte que l’impédance soit environ à 10% à l’intérieur du cercle surl’axe de défaut. La grandeur du courant et la grandeur de la tension doiventdemeurer fixes par la suite. Seul l’angle du courant sera varié.

Variez l’angle du courant pour sortir complètement du cercle, soit d’un côté ou del’autre du cercle. Dès que vous êtes à l’extérieur du gradin, vous variez lentementl’angle pour revenir dans le cercle. Dès que vous entrez dans le cercle, notez lavaleur de l’angle. On reprend la manoeuvre pour l’autre côté du cercle. Lesangles notés sont et comme montré à la figure-5.8.

Vous calculez la moyenne des angles et qui donne l’angle médian . L’angle représente l’angle du couple maximum.

Figure 5.8 - Mesure du couple maximum

La mesure en sortant du cercle aurait peut-être fonctionée. Mais nous risquons d’avoirun résultat erroné si l’hystérésis s’en mêle. Voyons plus de détails à ce sujet.

&

TOUJOURS EN ENTRANT

9

10%

2

α βθ +=



5.3.2 -MESURE DE PORTÉE D’UN CERCLE AVEC HYSTÉRÉSIS

La figure-5.9 présente la mesure du couple maximum en entrant dans le cercle, etensuite en sortant du cercle. Jusqu’à maintenant, la mesure en sortant du cercle ne causepas de problème.

Figure 5.9 - Mesure du couple maximum avec cercle possédant un hystérésis

Lorsque le gradin est doté d’un effet d’hystérésis de portée, il ne faut pas mélanger lesméthodes de mesure, C’est-à-dire, un côté du cercle est mesuré en entrant alors quel’autre côté l’est en sortant. Ceci donne un fau résultat comme visualisé à la figuresuivante.

Figure 5.10 - Mélange de méthodes de meusre

&

BONNE MÉTHODETOUJOURS

EN ENTRANT

9

&

-

EN SORTANT !

CONSEILLERPAS À

&

-

NE PAS MÉLANGERentrant et sortant



5.3.3 -MESURE DE PORTÉE D’UN CERCLE AVEC HYSTÉRÉSIS ANGULAIRE

Certains relais sont dotés d’effets hystérésis angulaires. [SHNB-103 (MicroMho) deGEC] Le SHNB a un effet d’hystérésis angulaire de 6°. Si le relais est réglé à uneimpédance de 85°, vérifier la portée du gradin en utilisant la méthode de mesure entrantedonne 85°. Par contre, la méthode de mesure sortante donne 79°. Mesurer en sortantpermet de vérifier l’hystérésis angulaire.

Une particularité à l’hystérésis angulaire est la partie jaune des figures suivantes. Cettezone crée une oscillation. Lorsque nous entrons dans la partie jaune, nous entrons dans lecercle d’impédance. L’effet d’hystérésis angulaire tasse le cercle et nous met en dehors ducercle. Mais comme nous sommes en dehors, le cercle revient à sa place et nous replace àl’intérieur du cercle. Et le tout recommence. Pour la partie oscillante jaune, dès qu’il y aréaction du relais en entrant dans le cercle, on cesse tout et on prend la mesure.

Figure 5.11 - Couple maximum avec hystérésis angulaire

&

BONNE MÉTHODETOUJOURS

EN ENTRANT9

Zone d'oscillation

&

NE PAS MÉLANGERentrant et sortant

à moins de vérifierl'hystérésis angulaire



CONDITIONS DE FONCTIONNEMENT DES

GRADINS



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

6.1 - Condition minimale de courant

6.1.1 -SITUATION À RISQUE

Imaginons le scénario de la figure-6.1. Un poste 735Kv possède plusieurs départs deligne tout accrochés sur la ou les mêmes barres du poste. L’inductance shunt de chaqueligne peut être connectée à la barre, pouvant servir à la compensation du réseau sinécessaire. L’inductance shunt est très importante pour le contrôle de la tension du réseau,et doit demeurer disponible en tout temps. Cependant, l’inductance est normalementintégrée à une ligne de transport, et est incluse dans la zone surveillée par la protection deligne. Le transformateur de courant lit le courant total de la ligne et de l’inductance.Lorsque des travaux d’entretient s’exécutent sur la ligne, les employés doivent se protégeren ouvrant le sectionneur de ligne et en branchant la mise à la terre de la ligne. Celan’empêche pas que l’inductance shunt demeure à la disposition de l’exploitant. Sil’exploitant sollicite l’inductance shunt, alors que la ligne est mise à la terre avec sonsectionneur ouvert, les gradins de la protection de ligne deviennent tous actifs. Uncourant réactif en provenance de l’inductance shunt associée à une tension nulle laissecroire au relais qu’il y a d’un défaut près du poste.

Figure 6.1 - Ligne avec mise à la terre

Mise à la terre

INDUCTANCE

Protection de ligne

Disjoncteur Ouvert

Disjoncteur fermé

TT

CT

CT

Lecture courantvers autres protections

Ligne à protégerSectionneur ouvert

Bar

re -

1

Bar

re -

2

zéro Volt

00

EZ

I I= = =



6.1.2 -MISE AU TRAVAIL AVEC MINIMUM DE COURANT [50]

Pour considérer qu’il y a un défaut, il ne suffit pas que l’impédance Z soit à l’intérieurd’un gradin. Comme vous avez pu le voir en figure-6.1, l’impédance perçue par le relaisest Z = 0, et pourtant, il n’y a pas de défaut. Un autre paramètre important à considérer estla grandeur du courant. Une protection de ligne est très sensible. Elle peut analyser destensions et courants résiduels provenant de phénomènes d’inductions [bruit électrique], etprendre action sur ces résidus. On exigera donc un seuil minimal de courant, afin deconfirmer au gradin que le défaut qu’il perçoit en est vraiment un. Ce seuil devraévidemment être supérieur au courant d’exploitation d’une inductance. On utilise donc deséléments de surintensité 50 pour autoriser le fonctionnement des gradins. Voir figure-6.3.Leur réglage varie de 10% à 50% du courant nominal.

Le parcours de la boucle du courant de défautcomprend l’allée et le retour. L’allée est le courantallant de la polarité de la source vers le défaut. Ils’agit toujours d’une phase. Le retour est ce mêmecourant de défaut qui revient du défaut vers la source;soit par une autre phase si le défaut est entre phases;soit par la terre si le défaut est à la terre. Laprotection de ligne exige normalement les minimumsde courant dans l’allée et le retour selon le type dedéfaut. Par exemple, un gradin-1 de défaut entre phases BC devra avoir l’autorisation du50B et du 50C pour pouvoir déclencher ses disjoncteurs.

Figure 6.3 - Seuil de mise au travail avec relais de surintensité [50]

Voir aussi l’avantage de ce circuit envers la fonction 60 chapitre 7, section 7.1.1 page150.

Figure 6.2 - Allée et retour

Es

Iallée

Iretour

Défaut

50C

50A

50B

50N

Z1an Z1bn Z1cn Z1ab Z1bc Z1ca



6.2 - Chevauchement des gradins øn et øø

Il existe six types de défaut par niveau degradin. Par exemple, pour le gradin-1, il y a lesdéfauts à la terre AN, BN et CN, et ensuite lesdéfauts entre phases AB, BC et CA. Lorsquenous traçons un cercle d’impédance, l’angle ducourant de défaut est évalué à partir de la tensionimpliquée dans le défaut. Traçons les six cerclesd’impédance en conservant pour chacun d’eux,la même tension de référence Ean. Voir figure-6.5 Les six cercles d’impédances occupent leurplace relative l’un par rapport à l’autre. Lesgradins de défaut entre phases sont à +30° desgradins de défaut à la terre si on se réfère à lafigure-6.4.

Supposons maintenant qu’un défautà terre AN se produise près duposte. Voir le point rouge de lafigure de gauche. Le chapitre 3,section 3.2.7 page 80 expliquequ’un gradin de défaut entre phasesest deux fois plus petites lors dedéfaut à la terre. Malgré tout, ledéfaut à la terre arrive tout de mêmeà pénétrer le gradin entre phases s’ilest près du poste. Le défautchevauche donc simultanémentdeux gradins de type différent.

Le procédé de déclenchement du oudes disjoncteurs est différent entreun gradin de défaut à la terre et ungradin de défaut entre phases. Letableau-6.1 énumère ces différentstypes d’actions. Par exemple, undéfaut à la terre AN se produit trèsprès du poste. Le défaut se retrouve

simultanément à l’intérieur des gradins-1 AN et AB. Nous avons choisi le mode dedéclenchement monotri. Voir section 6.6.1 page 133 pour plus de détails. Le problème estque seul le gradin de défaut à la terre exécute le déclenchement monotri. Le gradin dedéfaut entre phases déclenche en mode triphasé en tout temps. De plus, si on choisit de

/

!

AB

BC

AN

BNCN

CA

Figure 6.4 - Relation des vecteurs

&

CA

BN

CN BC

AB

AN

Figure 6.5 - Chevauchement des cercles



bloquer le réenclencheur sur un défaut entre phases, il n’y aura pas de réenclenchement dûà la perception du défaut par le gradin-1 entre phases AB. Une fois le défaut isolé, vousallez relever l’affichage du relais afin de connaître la raison du déclenchement.L’affichage du relais indique la phase A, B et le neutre. Chaque fabricant a sa manièrepropre d’afficher le type de défaut et les phases concernées. Cependant, le relais ne vousdonnera pas de bonnes informations

Tableau 6.1 - Actions des types de déclenchement

La solution aux problèmes du chevauchement des gradins est de ne pas laisser deuxgradins de type différent travailler en même temps. Le défaut à la terre est prioritaire surle défaut entre phases. Le courant de neutre est propre au défaut à la terre. On utilise doncune fonction de surintensité de courant de neutre [50N] afin de bloquer le fonctionnementdes gradins de défaut entre phases. Voir figure-6.6. Dans l’exemple de la figure-6.5, seulle gradin à la terre AN fonctionne; la fonction 50N bloque le gradin entre phases AB.

Figure 6.6 - Blocage des gragins de défaut entre phases

Défaut en gradin-1,ou gradin-2 accéléré

Défaut ØN Défaut ØØ

Possibilité de déclenchement monotrie

OUI non

Réenclenchement OUI selon réglage

Affichage relaisIndication de la phase en défaut

Indication entre phase

50C

50A

50B

50N




6.3 - Élément directionnel [67]

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

Figure 6.7 - Branchement de l’élément directionnel

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

Figure 6.8 - Position de l’élément directionel, et exemple d’un tracé avec le relais SHNB-103

Z1 Z2 Z3

φ

67

selon laphilosophiede protection

67Z2Z1

SHNB 103Z1 ou Z2

-5

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

-30 -25 -20 -15 -10 -5 0 5 10 15 20 25 30 35 40

67

Maximun torqueentrant

5%

R

XL

Gradin-1

Gra

din-

2

Poste-2Avant

Arrière




6.4 - Temporisation des gradins

Au chapitre 2, nous voyons en détail la description de chaque gradin. Il estpratiquement inutile de reprendre chacune de ces explications. Voyons simplement unebrève description de la minuterie de chaque gradin.

Normalement, le gradin-1 est instantané. [Voir page 34] La seule exception s’appliqueaux protections de relève des lignes compensées série. Le délai est alors d’environ 10cycles. Ceci afin d’accorder le temps au disjoncteur de contournement du banc decondensateur de faire son travail. De plus, sur une protection de relève, le gradin-1 nefonctionne que lorsque les deux protections primaires sont hors services. Voir figure-6.9.

Le gradin-2 est temporisé de l’ordre de 20 à 30 cycles. [Voir page 42]

Le grand gradin est fortement temporisé s’il est utilisé. [Voir page 49] Cela dépend de laphilosophie de protection utilisée par le relais. La temporisation du grand gradin est del’ordre de 50 cycles et plus, et agit particulièrement comme protection de secours.Cependant, si le grand gradin est utilisé en vu arrière par une philosophie de protectionquelconque, il n’a tout simplement pas le pouvoir de déclencher. Certains fabricantsdébranchent le grand gradin du circuit de déclenchement, d’autres ne le débranchent pas,mais règle la minuterie du gradin-3 à une valeur exagérément grande. «exemple: 10secondes»

Figure 6.9 - Temporisation des gradins

Z1

Z2 Z3

φ

67

selon laphilosophiede protection

20 à

30

cycl

es

50 c

ycle

s et

plu

s

Com

pens

atio

n sé

rie10

cyc

les

Selon le contexte réseau

Compensation sérieperte des 2 protections primaires



6.5 - Gradin accéléré ou assité

Le gradin-2 est normalement temporisé par une minuterie TZ2. Sa portée minimale estde 120%. Voir chapitre 2, section 2.3.2.2 page 42. Lorsque le gradin-2 perçoit un défaut,il ne sait pas si le défaut appartient à sa ligne, ou s’il est au-delà de sa ligne. Il est possibled’accélérer le temps de réaction du gradin-2 en outrepassant la minuterie TZ2 pour undéfaut sur la ligne. Cette accélération se fait avec la réception d’un signal [RX], provenantde la protection de l’autre extrémité de la ligne qui confirme l’appartenance du défaut à laligne à surveiller. Pour cela, des liens de communications sont nécessaires. La protectionde ligne d’une extrémité de la ligne doit communiquer avec la protection de ligne del’autre extrémité. L’action de cette communication entre les relais est fonction du choixde la philosophie de protection. Voir les explications détaillées au Chapitre-9,”Philosophies de protections de ligne”.

Si le défaut perçu en gradin-2 perdure le temps de laminuterie TZ2, le signal Z2T est généré. Par la suite, cesignal déclenche les disjoncteurs en mode triphasé etbloque le réenclencheur [79BL]. Il n’est pas normal que laminuterie TZ2 se rende à terme. Il y a possiblement euanomalie du gradin-1, ou problème de lien decommunication.

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

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

Figure 6.10 - Accélérationdu gradin-2.

Tableau 6.2 - Actions du gradin-2

Z2TGradin-2 temporisé

Z2AGradin-2 accéléré

Type de déclenchement Triphasé triphasé ou monotri

Réenclencheur bloqué non bloqué

Z1 Z2 RX

φ

67



6.6 - Déclenchement des disjoncteurs

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

6.6.1 -DÉCLENCHEMENT EN MODE TRIPHASÉ

Normalement, lors de défaut, nous déclenchons triphasé, qu’il y ait réenclenchement ounon. Plusieurs raisons favorisent le déclenchement triphasé :

Ne génère pas de composantes inverses

Ne génère pas de composantes homopolaires

Ensemble disjoncteur à déclenchement triphasé seulement. Moins coûteux

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

Figure 6.11 - Réseau client seulement

Au niveau du transport d’énergie, les lignes 735kV sont normalement déclenchées demanière triphasée en tout temps. Dans le cas d’un corridor de haut transit d’énergie, ons’assure que le nombre de lignes soit suffisant afin de continuer le transit lors de la perted’une ligne. Pour une ligne à très fort transit de puissance, un déclenchement monophaségénère énormément de composantes inverses, très peu appréciées par les alternateurs.

Figure 6.12 - Ligne de transport

G

G

Grand Réseau

Réseau clientsans production

Déclenchementtriphasé

G

G

Méga Production

CorridorLigne de transport

Déclenchementtriphasé

G

Grand Réseau



Plus le temps de réenclenchement est long, et plus lescomposantes inverses échauffent les alternateurs. Lesenroulements amortisseurs en surface des pôles des alternateurscourt-circuitent la tension de séquence inverse. À la limite, ledéclenchement monophasé d’une ligne est supportable à courtterme, mais l’avènement de la compensation série prolonge letemps du réenclenchement. Ce qui décourage le déclenchementmonophasé. De toute manière, il est préférable de déclencher demanière triphasée avec les bancs de condensateurs de lacompensation série.

6.6.2 -DÉCLENCHEMENT EN MODE MONOTRI

Lors d’un véritable défaut, nous devons l’isoler par un déclenchement triphasé en touttemps. Mais la foudre peut laisser croire à la protection qu’il s’agit d’un défaut. Afin devérifier, on réenclenche la ligne. S’il y a toujours un défaut, on redéclenche de manièretriphasée et le processus est terminé.

Figure 6.13 - Déclencjement monotri

Cependant, s’il s’agit de la foudre, il n’y a plus de défaut lors du réenclenchement, et leréseau est rétabli. Si la ligne en question relie une zone de production à un grand réseau, iln’est plus possible de réenclencher la ligne si le premier déclenchement est triphasé. Dès

Montréal

ChargeRés

eau

For

t

Ligne de TransportLigne deTransport

CENTRALE

Phase A Phase A

Phase B Phase B

Phase C Phase C

XL XL

Déclenchement TriphaséDÉCROCHAGE

Déclenchement MonophaséPAS DE DÉCROCHAGE



que les sources sont séparées du grand réseau, ils prennent de la vitesse et sedésynchronisent du grand réseau. Tenter un réenclenchement risque d’une partd’endommager les alternateurs ou de les vieillir prématurément «déformation du Stator -impact ur l’encrage des pôles». D’autre part, la perturbation provoquée par unesynchronisation forcée n’est pas la bienvenue sur le réseau.

Il existe une manière de remédier au problème. Le premier déclenchement doit êtremonophasé si le défaut ne touche qu’une seule phase. Ainsi, les deux autres phasesmaintiennent les alternateurs synchronisés au grand réseau. Comme la synchronisation estmaintenue, le réenclenchement est possible. Si le défaut est toujours présent après unréenclenchement, on déclenche de manière triphasée et le processus est terminé. Donc,pour un défaut monophasé, le premier déclenchement est monophasé, et le deuxièmedéclenchement est triphasé s’il y a toujours défaut. D’où l’expression «monotri».

Figure 6.14 - Déclenchement avec la foudre

Figure 6.15 - Déclenchement sur un vrai défaut

Supposons qu’une partie du réseau se trouve détachée du grand réseau par un véritabledéfaut. Concernant le petit réseau, il y aura soit perte de vitesse des alternateurs si lacharge locale est trop grande, ou soit prise de vitesse si la charge est trop faible. Dans lesdeux cas, la bascule de vitesse de l’alternateur retirera l’alternateur du réseau à 85% ou110% de la vitesse nominale. À moins que des automatismes locals de réseau se chargentde rééquilibrer rapidement le petit réseau séparé du grand réseau, le petit réseau sedésintégrera complètement.

Ligne en service Ligne en serviceLigne avec une phase

hors service

DéclenchementMONOPHASÉ

Réenclenchement

Foudre

Temps du réenclenchement

Ligne en service

Ligne hors service

DéclenchementTRIPHASÉ

Réenclenchement

Défautune

Défauttoujours présent


Ligne avec une phasehors service

DéclenchementMONOPHASÉ

1 / 3



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

Figure 6.16 - Exemple de lignes avec déclenchement monotri

6.6.3 -LOGIQUE DE DÉCLENCHEMENT ET TEMPS DE MAINTIEN

La figure suivante nous montre la logique classique de déclenchement des disjoncteursappliquée à l’intérieur des protections de ligne. La logique peut varier d’un fabricant àl’autre, mais le principe global ne change pas.

Figure 6.17 - Logique de déclenchement

Z ouZ assisté

1A 2A

50A

50B

50C

1 a

b

c

d

e

= 1 siŁ Perte de lien de communicationŁ Choix de déclencher triphasé en tout

temps Il s'agit d'un réenclenchement

Ma

jorit

y G

ate

Q

Les entrées sont a, b, c, d et e

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

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

Si Q=1, déclenchement triphasé

S

RQ

S

RQ

S

RQ

3C

=/

=!

=

=4

Temps de MAINTIEN

= 1 siŁ Gradin temporisé tel Z2T ou Z3TŁ SOTF - Mise sous tension de la ligne

Z ouZ assisté

1B 2B

Z ouZ assisté

1C 2C



6.6.3.1 - Majority Gate

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

6.6.3.2 - Déclenchement triphasé sur gradin temporisé et SOTF

Il n’est pas permis de déclencher monophasé de manière permanente. Les composantesinverses générées par le déséquilibre du réseau suite à la perte d’une phase, ne sont pas lebienvenue par les moteurs triphasés «Alternateur, compensateur synchrone, moteursynchrone, moteur asynchrone». Les composantes inverses induisent le rotor à 120hz. Lerotor tourne déjà à la vitesse du réseau dans le sens direct alors que la séquence inversecrée un champ tournant inversé dans le moteur. Le rotor court-circuite donc cetteséquence inverse pour la convertir en courant de court-circuit de séquence inverse. Cecourant provoque l’échauffement des moteurs ou alternateurs par effet Joule.

Supporter la perte d’une phase àcourt terme n’est pas un problème. Letemps d’un réenclenchement convientparfaitement. Mais, il doit y avoirréenclenchement. Si il n’y a pas deréenclenhement, il ne doit pas y avoirde déclenchement monophasé. Pourcela, nous devons savoir si leréenclencheur est bloqué. C’estpourquoi les protections de ligned’aujourd’hui ont la fonction deblocage du réenclencheur intégré dansleur logique interne.

Il n’est pas normal qu’un gradin-2ou gradin-3 atteigne la fin de saminuterie. Si le cas se produit, c’estque plusieurs protections n’ont pas faitleur travail. «protection de ligne,protection de transformateur,protection de barre, etc.». Quand onsoupçonne qu’il y a anomalie dans le

Z1 Z2

φ

67

Z3

SOTF

Logique

Figure 6.18 - Z2T, Z3T et SOTF



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

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

6.6.3.3 - Perte du lien de communication

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

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

À hydro québec, l’application de la figure-6.19 estgénéralisée. La protection de ligne est configurée enmode monotri. En réalité, l’ordre de déclenchement passepar une unité UF100. Cette unité sert à envoyer l’état descontacts à l’enregistreur chronologique d’événementsECE. Le mode monotri permet d’informer le UF100 surla phase déclenchée lors du premier défaut monophasé. Iln’est cependant pas possible de connaître les phases encauses lors de défaut biphasé ou de défaut lors de misesous tension de la ligne.

Malgré que la protection de ligne soit en modemonotri, le câblage est relié en déclenchement triphaséaprès l’unité UF100. Il ne faut donc pas prendre pouracquis que la protection déclenche en mode monotrisimplement parce que son réglage le permette.

Z1 Z2

φ

67

Logique

UF100

Ver

s en

regi

stre

ur

Figure 6.19 -



6.6.3.5 - Temps de maintien

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



6.7 - Réenclenchement

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

6.7.1 -DÉFAUT CAUSÉ PAR LA FOUDRE

La foudre est une des principales causes de déclenchement de ligne en période estivale.La protection de ligne distingue difficilement le défaut réel de la foudre, et déclencheaussitôt sa ligne. Sans méthode de vérification, le client se retrouve sans alimentationpour un défaut qui n’en était pas un. On équipe donc notre réseau d’un système deréenclenchement de disjoncteur afin vérifier si la ligne est toujours en défaut. Parexemple, la foudre provoque un déclenchement de la ligne. On réactive la ligne par lebiais du réenclencheur en refermant les disjoncteurs. La protection de ligne ne perçoitplus de défaut et le client demeure alimenté.

Figure 6.20 - Déclenchement par la foudre

6.7.2 -DÉFAUT DE LIGNE

Un véritable défaut de ligne ne disparaît pas lors du réenclenchement de la ligne. Laprotection de ligne élimine donc à nouveau le défaut en redéclenchant les disjoncteurs. Ilfaut ensuite bloquer le réenclencheur afin de ne pas recommencer indéfiniment cemanège. En transport, (735kV, 315kV, …), le réenclencheur ne fait qu’une seule tentativede réenclenchement. En distribution et répartition, le réenclencheur (DRC par exemple)peut aller jusqu’à trois tentatives de réenclenchement. Le premier réenclenchement se faittrès rapidement, et les autres ont un délai beaucoup plus important.

Le réenclenchement peut se faire de deux manières différentes : soit avec le circuit de«mise sous tension de la ligne» SOTF; soit avec la philosophie de protection en vigueur.Le chapitre 9, section 9.1 page 183 traite du circuit de «mise sous tension de la ligne».Normalement, nous réenclenchons avec le circuit de «mise sous tension de la ligne».

Ligne en service Ligne en service

Ligne hors service

Déclenchement Réenclenchement

Foudre




6.7.3 -BLOCAGE DU RÉENCLENCHEUR

Une protection de ligne peut déclencher sur un défaut qui ne lui appartient pas. Il y ades conditions de déclenchement où il est préférable de ne pas faire de nouvelle tentativede réenclenchement.

6.7.3.1 - Conditions favorables au réenclenchement

Lorsque nous sommes certains que le défaut se situe sur la ligne à protéger, nouspouvons faire une tentative de réenclenchement afin de vérifier qu’il ne s’agissait pas de lafoudre. Donc, le déclenchement sur un défaut à la terre en gradin-1 ou gradin-2 accéléréne bloque pas le réenclencheur.

Si les lignes sont soumises à de forts vents et que le ballottage des lignes risque ledéfaut entre phases par arc électrique, il serait intéressant de ne pas bloquer leréenclencheur. Certains fabricants offrent le choix de bloquer ou non le réenclencheur surle défaut entre phases de gradin-1 ou gradin-2 accéléré.

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

Figure 6.21 - Déclenchement sur un vrai défaut

Ligne en service

Ligne hors service Ligne hors service

Déclenchement

Déclenchement

Réenclenchement

Défaut Défaut


Z1Z2 assisté

N

Jamais

Réglage

Z2 temporiséZ3 temporisé

SOTF

Toujours

!"#$!"

79BL

Perte du liende communication



6.7.3.2 - Conditions favorables au BLOCAGE du réenclenchement [79BL]

Il existe deux raisons favorables au blocage du réenclencheur. La première raison est ledoute de l’appartenance du défaut à la ligne, la deuxième est la certitude que le défautn’est pas provoqué par la foudre, et appartient à la ligne.

Lorsque le doute subsiste sur l’appartenance du défaut à la ligne, on évite leréenclenchement. Il n’est pas normal que le déclenchement de la ligne se produise avecun gradin-2 à la fin de sa minuterie de 20 cycles. Encore plus catastrophique si ledéclenchement a lieu avec le gradin-3 temporisé. Les protections qui auraient dûfonctionner ont fait défaut. Il est donc préférable de bloquer le réenclencheur. De plus, ilest possible de bloquer le réenclencheur sur la perte des liens de communication aux deuxprotections A et B. Si le gradin-2 ne peut plus être accéléré, il n’est donc plus possible desavoir si le défaut appartient à la ligne ou non. Si les protections de lignes sont doublées«A et B», tant qu’il y a une protection en condition de fonctionnement normal, on nebloque pas le réenclencheur.

Lorsque nous sommes certains que le défaut appartient à la ligne, et ne provient pas dela foudre, on ne réenclenche pas inutilement. Le circuit de mise sous tension de la ligneSOTF n’est fonctionnel que les premiers 200 millisecondes suivant la fermeture dupremier disjoncteur. Voir chapitre 9, section 9.1 page 183. Le délai de la discordance dephase est inclus dans cet interval de temps. Lors de la mise sous tension de la ligne, s’il ya un défaut sur la ligne, le déclenchement est instantané et triphasé. Il est très peuprobable que la foudre se produise au même moment que la mise sous tension de la ligne.Donc, on bloque le réenclencheur s’il y a déclenchement lors de la mise sous tension de laligne.

Figure 6.23 - Croisement de deux phases par ballottage, effet des vents

Conducteurs entremêléspar le vent



6.7.4 -CIRCUIT DE RÉCIDIVE

La majorité des protections de lignes ont ce que l’on appelle une minuterie derécidive. Cette minuterie commence son compte à rebours dès la disparition du premierdéclenchement. Voyons le chronogramme de la figure suivante. Sur la tombé du premierdéclenchement, une minuterie de récidive s’active. La durée de cette minuterie excèdelargement le temps du réenclenchement. Tout déclenchement se produisant à l’intérieurde cette fenêtre de temps, se fait de manière triphasée et bloque le réenclencheur. C’estdonc dire que le réenclenchement est couvert par cette fenêtre de temps.

Figure 6.24 - Chronogramme de la récidive

La figure suivante représente le modèle de circuit de Schweitzer. La transitiondescendante du déclenchement active la minuterie de récidive. La durée est selon sontemps de retombé. Schweitzer appelle ce signal TOP «Trip Open Pole». On peut voir quele premier déclenchement est monophasé. Si le deuxième déclenchement se produit àl’intérieur du délai de la minuterie de récidive, le déclenchement est triphasé.

Figure 6.25 - Circuit de récidive

Déclenchement du disjoncteur

Minuterie de récidive

Déclenchementmonophasé

Blocage du réenclencheur

Défaut

Réenclenchement du disjoncteur

94DéclenchementTriphasé

Temps de la pulse de récidive

Déclenchement phase A

Tdélai

Défaut phase-A

Déclenchement phase BDéclenchement phase C

Défaut phase-B

Défaut phase-C


bas

cule

de

tem

psd

e m

ain

tien

Blocage du réenclencheur79BL

Déclenchement phase A

Déclenchement phase B

Déclenchement phase C



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

Figure 6.26 - Circuit de récidive d’une protection électromécanique «Poste Tilly»

La figure-6.27 montre le chronogramme du circuit précédent. Pour accomplir laminuterie de récidive, on a besoin de deux minuterie «62-11 et 62-12» et d’un relais«62X». La minuterie 62-11 s’assure que le fenêtre de temps de récidive n’ouvre paspendant le premier déclenchement afin d’éviter que le premier déclenchement deviennetriphasé et que le réenclencheur soit bloqué. En fait, la minuterie 62-11 masque le premierdéclenchement. Dès la retombé de la minuterie 62-11, le compte à rebours de la minuterie62-12 commence. Le relais 62X prend le chevauchement de 62-11 non actif avec 62-12

-129Vcc

+129Vcc

60

50

Réception

83L85-2

83L85-2

79-23

11

21

94-2A3

94-2B3

G10

G9

E10

E9

2

1

A

79-2BL

11

21

62X

62-12 62-1262-11

62-11

94-23

62-11 62-12

62X

Gradin-2

Gradin-2Gradin-2



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

Figure 6.27 - Chronogramme du circuit de la figure-6.26

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

6.7.5 -RÉENCLENCHEMENT AVEC LE CIRCUIT SOTF

Le premier déclenchement se fait en général par le gradin-1 ou le gradin-2 accéléré.Mais le réenclenchement peut se faire de deux manières différentes:

Avec la philosophie de protection en cause

Avec le circuit de mise sous tension de la ligne SOTF

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

Déclenchement du disjoncteur


Déclenchementmonophasé

Blocage du réenclencheur

Défaut

Réenclenchement du disjoncteur

DéclenchementTriphasé

Temps de la pulse de récidive





FONCTIONS DE BLOCAGES DES GRADINS



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

Défaillance de la protection elle-même

Perte d’un fusible

Oscillation de puissance du réseau

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

Watch Dog - Surveillance du bon fonctionnement du micro-processeur. S’appliqueaux relais numériques seulement.

Surveillance de l’horloge interne. - Généralement, l’horlogerie utilisée pourl’échantillonnage et le traitement logique des vecteurs n’est pas le même que l’horlogedu micro-processeur ou micro-contrôleur.

Surveillance de l’alimentation électrique.

Surveillance interne de certaines fonctions du relais.

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



7.1 - Détection de perte de fusible(s) «60»Il peut arriver que le relais de distance 21 perde une information de tension suite à une

ouverture du circuit de tension sur une de ses phases. Généralement il s’agit del’ouverture d’un fusible. Une erreur de manutention provoquant un court-circuit sur latension d’une phase, ou un véritable défaut dans le circuit de câblage, peut griller unfusible. Il peut même s’agir d’un simple oubli de remettre un fusible en place. La perte del’information de la tension d’une phase peut se situer n’importe où entre la protection deligne et le transformateur de tension.

Figure 7.1 - Perte d’un fusible

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

Figure 7.2 - Perception des gradins avant la perte de fusible

!

/

Poste

EaIa Ib Ic

EbEc

R

XL

Gradin-1

Gradin-2Poste-2

AvantArrière

Vu Avant la pertede fusible phase A

Gradin AN

Zone de la charge



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

Figure 7.3 - Perception des gradins ayant perdu un fusible

La portée des gradins affectés par la perte de fusible est maintenant infinie. Le clientest donc perçu par ces gradins. Le grand gradin «Z3», ayant une vue arrière, devientinfiniment grand et englobe tout, aussi bien derrière comme devant. La protection estmaintenant sans aucune sélectivité en ce qui concerne la phase affectée. Il faut doncprendre les précautions afin d’empêcher la protection d’opérer inutilement. Le circuit dedétection de perte de fusible prend cette responsabilité.

7.1.1 -LIMITATION DES L’EFFETS CAUSÉS PAR LA PERTE DE FUSIBLE

7.1.1.1 - Limitation avec les seuils de mise au travail

Le chapitre 6, section 6.1.2 page 127 traite des minimums de courant afin de permettrela mise au travail des gradins. Les gradins de défaut à la terre sont les plus affectés par laperte d’un fusible. Le circuit de minimum de courant pour la mise au travail du relaisexige le minimum de courant allé et retour. Voir figure-7.4. Le courant de phase peutfacilement excéder le seuil de mise au travail lors de transit normal de puissance. La perted’un fusible provoque un déséquilibre de la tension au relais seulement, et non sur leréseau. Le vrai réseau demeure équilibré et ne génère pas de courant de neutre. Pourqu’un gradin de défaut à la terre puisse déclencher ses disjoncteurs, il lui faut aussi unminimum de courant de neutre, courant de retour de défaut à la terre, ce que le réseaun’offre pas en exploitation normale. Donc, malgré que les gradins affectés perçoivent trèsloin incluant la charge, ils ne franchissent pas le seuil de mise au travail dû au courant deneutre 50N, et il n’y a pas de déclenchement.

00

0

EZ

I IOpération E Iz Iz

= = =

= − = −

R

Zone de la charge

XL

Poste-2

AvantArrière

Vu Après la pertede fusible phase A

Gradin AN

Gradin-1 et 2



7.1.1.2 - Limitation par les enroulements delta de transformateur

Malgré que la protection soit bloquée par un des seuils minimaux de courant «50N»,les gradins affectés par la perte de fusible sont toujours actifs et n’attendent quel’apparition d’un courant de neutre excédant le 50N pour agir. Tout défaut capable degénérer un courant de neutre, active la protection de ligne ayant perdu un fusible.Évidemment, il faut que ce courant de neutre soit perceptible par la protection de lignedéfectueuse, et cette protection n’est plus sélective. Elle peut agir sur des défauts qui nelui appartiennent pas du tout.

L’exemple suivant montre un court-circuit à la terre au-delà de la portée normale de laprotection défectueuse. La phase en défaut est la même que la phase du fusible grillé de laprotection. La protection perçoit ce court-circuit puisque ses gradins affectés par la pertedu fusible ne limitent plus leur portée. Le court-circuit engendre un courant de neutre quiest perceptible par la protection défectueuse, et provoque ensuite le déclenchement decette dernière en permettant aux gradins d’agir.

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

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

50C

50A

50B

50N


5(#!#(/8/#/

Terre

Poste où la protectiona perdu un fusible

InIn



L’enroulement delta d’un transformateur ne laisse pas passer les composanteshomopolaires. Les exemples des figure-7.6 et figure-7.7 montrent comment un défaut àla terre se produisant au-delà d’un enroulement delta, est perçu par la protection de lignedéfectueuse.

Figure 7.6 - Réseau avec enroulement delta - Courant de neutre bloqué

Le courant de neutre ne traverse pas l’enroulement delta. La portée des gradins dedéfaut à la terre ayant perdu un fusible se termine donc au prochain enroulement delta duréseau.

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

Terre


In

Terre


In



7.1.2 -DÉTECTION DE LA DÉBALANCE DE LA TENSION

La débalance de tension caractérise la perte d’un fusible. Normalement, la somme destensions est Ean + Ebn + Ecn = 0. La perte d’un fusible déséquilibre la somme destensions à la valeur nominale. Supposons que la tension nominale du relais est 69V. Laperdre d’un fusible à la phase A donne la tension de neutre suivante.

Cependant, il faut définir un seuil de débalance raisonnable afin de ne pas réagir sur lemoindre déséquilibre des charges. Ce seuil varie entre 20V et 30V selon le fabricant.

Figure 7.8 - Circuit de détection de débalance de tension

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

7.1.2.1 - Détection de la débalance utilisant la composante homopolaire

Lorsque nous additionnons les trois tensions ensemble, nous obtenons la composantede neutre «En», ou trois fois la composante homopolaire «3E0». Reste ensuite à comparersi la grandeur de tension de neutre excède une valeur fixée par le fabricant pour considérerqu’il s’agisse d’une débalance causée par la perte d’un fusible. Voir figure-7.8.

Vous interprétez la tension de neutre de deux manières différentes; Soit par la tensionde neutre directement «En»; Soit par la composante homopolaire «E0» qui représente letiers de la tension de neutre «En». Il est important de définir avec quel système voustravaillez. Généralement, les réglages sont exprimés en composante hompolaire. Lafigure-7.9 montre la différence entre les deux nomenclatures.

Quoique le relais traite directement la tension de neutre «En» au niveau des circuits, lefabricant s’exprime généralement en termes de tension homopolaire «E0». Par exemple,on vous dit que le seuil de la tension hompolaire est réglé à 10V. Vous faites les essais, etvous constatez que la débalance est en réalité de 30V. Lorsque nous savons que En=3E0,

120 1200 69 69

69

En Ean Ebn Ecn

En V V

En V

− ° + °

= + +

= + −

=

EanEbnEcn ∆E

En>=20V à 30 V

Selon le fabricant



il est facile comprendre la différence entre le réglage qui est exprimé en composantehomopolaire, et la vraie déballance à l’état brut.

Figure 7.10 - Détection de la débalance utilisant la composante homopolaire

∆

Ea

EbEc

HomopolaireEa+Eb+Ec = En = 3Eo

Ea Eb

Ec

3Eo En

Figure 7.9 - Tension de déballance «En» et «3E0»

EanEbnEcn

∆EE0

>=

103 Volt∆ ≅

Débalance



7.1.2.2 - Détection de la débalance utilisant la composante inverse

En utilisant les techniques de calcul de composantes symétriques, décomposons ladébalance de la figure-7.9 en composantes directes, inverses et homopolaires. Nousréalisons que les composantes inverses et homopolaires sont de mêmes grandeurs etreprésentent le tiers de la débalance .

Figure 7.11 - Décomposition de la débalance en composantes symétriques

Seule la grandeur du vecteur nous intéresse pour le seuil de débalance. Donc, utiliserune composante homopolaire ou une composante inverse revient finalement au mêmerésultat. Comme ils représentent le tiers de la débalance, on règle le seuil au tiers de lavaleur réelle de la débalance. Par exemple pour une débalance réelle de 30Volt, le seuildoit être à 10Volt. Voyons l’exemple du relais SEL-321. Le seuil se règle avec leparamètre 59QL (mise au travail de surtension de séquence inverse). Supposons que leréglage est à 14Volt. Nous devons avoir une débalance réelle de tension de 42Volt pouractiver le 59QL.

Le circuit suivant est similaire à la figure-7.10, à la différence que nous traitons lacomposante inverse E2 plutôt que la composante homopolaire E0.

Figure 7.12 - Détection de la débalance utilisant la composante inverse

Il y a un avantage à utiliser la composante inverse. Si nous inversons accidentellementdeux phases de tension aux branchements du relais, la fonction «60» détecte cetteinversion et exécute l’action proposée par ses réglages. Par exemple, inverser les phasesB et C représente une composante inverse pure qui donne E2 = 69V en réseau normal.

Ea1

Eb1Ec1 Ea2

Eb2Ec2

∆/3

Ea0 Eb0 Ec0

∆/3

|E2| = |EO| POUR UNE DÉBALANCE

EanEbnEcn

∆EE2

>=

103 Volt∆ ≅

DébalanceTension nominale :69Vφn



7.1.3 -DISCRIMINATION ENTRE LE DÉFAUT ET PERTE D’UN FUSIBLE

Par exemple, un court-circuit entre la phase A et la terre se produit sur la ligne, près duposte. La débalance de tension provoquée par le défaut dépasse assurément le seuil de 30Volt. Elle laisse croire à la fonction «60» qu’il y a possiblement une perte de fusible. Laprotection de ligne réagit sans problème à ce défaut. Cependant, l’intervention de lafonction «60» peut retarder légèrement l’opération des comparateurs concernés, et donnerune fausse alarme, nous mettant sur une fausse piste.

La temps de réaction de la fonction 60 est plus rapide que le temps de réaction descomparateurs Z1, Z2, et Z3. Généralement, le temps de réponse d’une fonction «60» estde l’ordre de ¼ à ½ de cycle, alors que le temps de réponse des comparateurs est de l’ordrede ½ à 1 cycle. Il ne faut pas que la fonction «60» interprète le défaut à la terre commeune perte de fusible. Il faut donc trouver le moyen de bloquer la fonction «60» lors dedéfaut à la terre. Voici les deux observations suivantes.

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

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

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

7.1.3.1 - Discrimination par le courant de neutre

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

Figure 7.14 - Discrimination du défaut à la terre par le 50N

Ia Ib

Ic

Iao Ibo Ico

HomopolaireIa+Ib+Ic = In = 3Io

In

Ia

IbIc

E50N

Perte de fusible



7.1.3.2 - Discrimination avec le courant de séquence inverse

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

Figure 7.15 - Discrimination du défaut à la terre par le 50Q «Séquence inverse»

La composante homopolaire et la composante inverse s’équivalent pour discriminer ledéfaut à la terre de la perte d’un fusible. Le fabricant choisit la méthode qu’il préfère.

Ia0Ib0Ic0

Ia1

Ib1

Ic1

Ia2Ib2

Ic2

E

50QPerte de fusible



7.1.4 -ACTIONS DE LA FONCTION «60»

Le circuit suivant résume bien en bonne partie, les explications précédentes. Mais, ilreste à voir quelques fonctionnalités internes à la fonction «60».

Figure 7.16 - Circuit global de la fonction «60»

7.1.4.1 - Verrouillage de la fonction «60» en blocage de comparateur

Lors de la mise sous tension de la ligne, la discordance de phases peut êtremomentanément perçue comme une perte de fusible. La durée de la discordance de phasepeut dépasser un cycle, ce qui laisse largement le temps à la fonction «60» de réagir. Ledéclenchement en mode monophasé peut aussi laisser croire à une perte de fusible si letransit est très faible. C’est-à-dire que la débalance de courant n’excède pas le 50N. Voirchapitre 6, section 6.6.2 page 134 pour les détails du monotri.

La bascule «P5» de la figure-7.16 sert à verrouiller la fonction «60» en mode blocagedes comparateurs. C’est-à-dire que tous les comparateurs Z1, Z2 et Z3 sont bloqués enpermanence. Cependant, il faudra attendre un certain temps avant d’activer la bascule«P5» de sorte à laisser la discordance de phase et le monotri terminer leur travail. Il seraitstupide de bloquer de manière permanente le fonctionnement d’une protection de lignejuste pour une simple discordance de phase. Le temps de la minuterie «T1» estsuffisamment long pour couvrir une séquence complète de réenclenchement de type

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


Détection de défautà la terre

Réglage:Blocage des gradins = 1

Débalance de tension

Bloque la fonction 60 lors de conditions suivantes:Pendant le déclenchement monophasé du mono-triLors de discordance de phase sur une mise sous-tension de la ligne

t S

R

Q

Alarme

P1

P2P3

P4

P5T1

Rappel



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

VTS ⇒ Voltage Transformer Supervision «nomenclature standard»

LC ⇒ Line Chect «Reyrolle - protection de ligne THR»

LOP ⇒ Loss Of Potential «Schweitzer»

Surveillance alimentation

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

Rappel manuel

Rappel automatique lorsque les tensions sont rééquilibrées

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

7.1.4.2 - Choix du blocage des comparateurs

Supposons qu’une ligne ne possède qu’une seule protection de ligne. Si la protectionperd un fusible et bloque ses comparateurs, la ligne n’est plus protégée. Donc, la fonction«60» ne doit pas bloquer ses comparateurs si nous voulons continuer à protéger la ligne.Le problème est la perte de la sélectivité du relais vu en page 150. Il faut donc réagirrapidement et remplacer le fusible afin d’éviter un déclenchement pour un défaut qui n’appartient pas à la ligne à protéger.

Si par contre la protection de ligne est doublée ou possède une relève, il devient doncintéressant de bloquer les comparateurs de la protection lors de perte de fusible. L’autreprotection ne possède pas les mêmes fusibles et on suppose qu’elle continue de travaillernormalement.

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

Protection simple La fonction 60 ne doit pas bloquer ses comparateurs

Protection doublée La fonction 60 doit bloquer ses comparateurs



7.1.4.3 - Blocage de la fonction «60» sur discordance de phases ou monotri

La minuterie «T1» de la figure-7.16 permet une fenêtre de temps à l’intérieur duquel, ilest impossible de verrouiller la fonction «60» en mode de blocage permanent descomparateurs. Cette fenêtre de temps couvre la discordance de phases et leréenclenchement. Cependant, malgré qu’il soit impossible de verrouiller le blocage descomparateurs, il est tout de même possible de bloquer transitoirement les comparateurspar les portes P2, P3 et P4 de la figure-7.16. Ce blocage n’est qu’illusoire. Voyons unexemple.

Notre protection est configurée en déclenchement monotri. Un défaut à la terre seproduit sur une ligne et provoque le déclenchement d’une seule phase. Le transit estfaible et la débalance de courant ne génère pas suffisamment de courant de neutre.Donc la fonction «60» perçoit une débalance de tension et pas de courant de neutre.Voir la porte P1 figure-7.16 Elle conclut donc à une perte de fusible et bloque lescomparateurs par les portes P3 et P4. Lors du réenclenchement, le défaut estréalimenté et le courant de neutre devient élevé. La porte P1 revient à zéro due aucourant de neutre existant, et retire le blocage des comparateurs. Par la suite, laprotection déclenche les disjoncteurs en mode triphasé et la séquence est terminée.

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

Figure 7.17 - Détection de phase hors tension

Le circuit de la figure-9.7 chapitre-9 page 187 montre le fonctionnement détaillé ducircuit de détection de phases ouvertes. Lorsque nous détectons «au moins une phaseouverte», nous empêchons la fonction «60» de bloquer les comparateurs avec la porte P2de la figure-7.16. Le temps de réaction de la protection est donc à son meilleur lors duréenclenchement.

2750 Phase hors tension

(Pole Dead)(Pole Open)

50

Level Detector Over Voltage

Level Detector Low SetLDOVLDLS

LDPD

Level Detector Pole Dead

27

Phase OuverteExemple de GECQuadtamho, Optimho, Micromho



7.2 - Oscillation de puissanceL’oscillation de puissance peut menacer les protections de lignes qui couvrent de

longues lignes de transport. La protection de ligne a donc une fonction gérant ce genre desituation. Les fabricants ont différentes manières d’itentifier la fonction d’oscillation depuissance.

Oscillation de puissance

Pendulaison de puissance

Power Swing

Voici la description détaillé de cette fonction.

7.2.1 -ANALOGIE MÉCANIQUE

Pour bien comprendre le phénomène d’oscillation de puissance, voyons l’exemple dumodèle mécanique de la figure-7.18.

Figure 7.18 - Modèle mécanique du réseau électrique

Le tracteur représente l’alternateur. La charrue représente la charge électrique. Leressort qui relie le tracteur à la charrue représente la ligne de transport reliant les centralesélectriques à ses charges. La vitesse du tracteur correspond à la vitesse angulaire duréseau, soi 60 tours à la seconde. L’étirement de l’attelage correspond à l’écart angulairede notre réseau.

Figure 7.19 - Modèle vectoriel du réseau électrique

C - harge Montréal BAIE-JAMES

Ligne de TransportINDUCTANCE Vitesse <=> Fréquence

#(8/

Écart

#(

8/

Écart Angulaire

Vitessede rotation



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

7.2.2 -RÉSEAU EN EXPLOITATION NORMAL

Voyons l’exemple de la figure-7.20 représentant les sources de la Baie-James jusqu’à lacharge dont Montréal. La source est reliée à la charge par le corridor contenant troislignes de transport en parallèles.

Figure 7.20 - Exemple d’un corridor

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

Figure 7.21 - Écart angulaire avant la perte d’une ligne

Comme la tension EXL est en avance de 90° par rapport à la tension EMontréal, il enrésulte un écart angulaire «» entre la tension E Montréal et la tension source EBaie-James.

MontréalBaie-James

Poste

&

XL1

3XL2

3XL3

3XL4

3

Poste Poste

CENTRALE

EMontréal

EX

L1

E Baie-James

ÉcartAngulaire

θ

Baie James XL MontréalE E E− = +

1jXL LE I X= ∗



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

7.2.3 -PERTE DE LIGNE

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

Figure 7.22 - Perte de une ligne dans le corridor

Dans notre exemple mécanique, si l’attelage est fait de plusieurs ressorts en parallèles,la charrue est à une certaine distance du tracteur. Avec un ressort en moins, les ressortsrestants étirent et la charrue s’éloigne du tracteur. Il en est de même entre le vecteurcharge et le vecteur source sur le plan angulaire.

Figure 7.23 - Augmentation de l’écart angulalire

*sinMontréal Baie James

L

E EP

Xθ−⋅=

1.Ne pas confondre la ligne avec une phase. La perte d’une ligne signifie la perte de ses 3 phases.

MontréalBaie-James

Poste

&

XL1

3

XL2

2XL3

3XL4

3

Poste Poste

CENTRALE

EMontréal

EX

L1

EX

L2

EBaie-James A

vant

EBaie-Ja

mes A

près

ÉcartAngulaire

θ

Perte d’une ligne importante

2 1 2 1 alors XL XLXL XL E E> >



7.2.4 -OSCILLATION ANGULAIRE

Conservons l’exemple de l’attelage à plusieurs ressorts en parallèles. Lorsqu’un ressortcède, les ressorts restants étirent pour augmenter la distance entre la charrue et le tracteur,et cela avec un certain régime oscillatoire. La charge de la charrue n’a pas changé. Lapuissance moyenne du tracteur demeure donc inchangée, mais l’oscillation de puissancequi en résulte se fait autour de cette puissance moyenne. Il en est de même pour le réseau.

La figure-7.24 présente l’oscillation angulaire du vecteur de tension source. Ensupposant que la tension à la charge «EMontréal» soit relativement stabilisée par le reste duréseau, l’inertie des rotors des alternateurs en tête de notre corridor, fait que le vecteur detension passe tout droit à l’endroit où il devrait se stabiliser. Même principe qu’unebalançoire. Au retour du vecteur, le manège recommence. La résultante verticale detension EXL est proportionnelle au courant de la charge, donc proportionnelle à lapuissance transitée. L’oscillation du vecteur tension fait donc osciller la puissance. D’oùl’expression «Power Swing», «Pendulaison de puissance» ou «Oscillation de puissance».

Figure 7.24 - Oscillation angulaire

EMontréal

EBaie-Ja

mes

Nouvel ÉcartAngulaire

θ

Oscilla

tion angulaire

Pmoyen

Pmax

Pmin

EX

L

t

P

Oscillation angulaire= Oscilation de puissance

Position finale



7.2.5 -EFFET DE L’OSCILLATION ANGULAIRE SUR LA PROTECTION DE LIGNE

Supposons que notre protection de lignecouvre une très longue ligne. Le transit depuissance est élevé, ramenant le point de chargeB de la figure-7.26 près des gradins de laprotection. Le chapitre 2, section 2.3.2.6 page46 traite du gradin-2 face à une ligne longue. Lechapitre 2, section 2.4.5 page 51 traite dugradin-3 face à une ligne longue. Décomposonsl’oscillation de puissance en trois points etvoyons la relation de ces points entre la figure-7.25 et la figure-7.26.

1) Puissance moyenne « B »

La puissance moyenne correspond à la véritable puissance transitée. L’oscillation terminée, lapuissance de transit se stabilisera à cette valeur.

2) Puissance Maximum « A »

Le moment de l’oscillation où la puissance est au maximum. Ce point crée une impression decharge très élevée. Ce point peut facilement entrer à l’intérieur d’un gradin si d’une part legradin est très grand, et d’autre part la puissance de transit est élevée.

3) Puissance Minimum « C »

Le moment de l’oscillation où la puissance est à son minimum. Ce point crée l’impression quela charge est plus faible. Il ne représente aucune menace.

Figure 7.26 - Oscillation de puissance vue d’un gradin

t

P Pmoyen [B]

Pmin [C]

Pmax [A]

Oscillation angulaire= Oscilation de puissance

Figure 7.25 - Power Swing

R

XL

Zone de charge

Gradin-2

Gradin-3

Gradin-1

OscillationAngulaire

A- Puissance MaximumB- Puissance MoyenneC- Puissance Minimum

/

!



7.2.6 -VITESSE DE L’OSCILLATION

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

Figure 7.27 - Période entre Z3 et Z6

7.2.6.1 - Pénétration de l’oscillation dans les gradins de défaut entre phases

L’oscillation de puissance conserve le réseau balancé et ne génère pas de courant deneutre. Les seuls types de gradins menacés sont les gradins de défaut entre phases.Comme nous sommes en fort transit, les seuils minimums de courant pour la mise autravail des gradins entre phases sont largement dépassés.

Dû à la lenteur de l’oscillation, le point A en figure-7.26 et figure-7.27 peut doncrésider suffisamment longtemps à l’intérieur des gradins de défaut entre phases pour lesemmener au déclenchement de la ligne. Ce déclenchement retire une autre ligne duréseau, déstabilisant davantage le réseau, et encourageant encore plus l’oscillation depuissance. Le danger est la désintégration complète du réseau. Il faut donc éviter quel’oscillation de puissance entraîne le déclenchement de protection de ligne.

7.2.6.2 - Gradin-6 [AB], détection de l’oscillation angulaire

Nous utiliserons la lenteur de l’oscillation afin de détecter l’oscillation de puissance duréseau. On fabrique un gradin de défaut entre phases identique au gradin-3 mais plusgrand de 5% à 10%. La majorité des fabricant surnomme ce gradin «Z6». Possiblementpuisque le plus grand nombre de gradin dans le passé se rendait jusqu’à cinq avec lesrelais de type commuté. La plupart des fabricants fabriquent le gradin-6 à partir desréglages du gradin-3. Comme l’oscillation de puissance est balancée, un seul gradinsuffit. Le gradin entre phases AB est souvent le choix des fabricants.

t

P

t

/

!! !

Zon

e-6

Zon

e-3



7.2.6.3 - Méthode de détection

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

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

R

XL

Zone de charge

Gradin-2

Gradin-3

Gradin-1Gradin-6

OscillationAngulaire

Délai t du passage de l’oscillationangulaire entre le gradin-3 et le gradin-6

∆

A- Puissance MaximumB- Puissance MoyenneC- Puissance Minimum

/

!



7.2.7 -DÉTECTION DE L’OSCILLATION DE PUISSANCE ET ACTION À PRENDRE

Le circuit suivant représente la méthode classique du fonctionnement des circuits dedétections de l’oscillation de puissance. Nous détectons le moment où nous sommes entrele gradin-3 et le gradin-6,

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

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

6 3Z Z•

Z1 Z2 Z3

φ

67

Gradin-1Gradin-2Gradin-3

RéglageChoix desgradins menacés

Z6

Power SwingOn/Off

Exemple Quadramho



7.2.8 -AUTRES MÉTHODES DE CONTRER L’OSCILLATION DE PUISSANCE

La forme lenticulaire du grand gradin peut suffire à contrer l’oscillation de puissancesans avoir recours au circuit de la figure-7.29. Voir chapitre 2, section 2.4.5.1 page 51pour les détails sur la forme lenticulaire.

L’autre technique est d’empêcher les oscillations de puissance du réseau par destechniques plus coûteuses. Placer un amortisseur entre le tracteur et la charge limiteappréciablement le régime oscillatoire. Le réseau de Hydro-Québec est parseméd’éléments amortisseurs. En voici quelques exemples.

Figure 7.30 -

7.2.8.1 - Régulateur de tension des alternateurs

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

7.2.8.2 - Compensateur synchrone ou statique

Les explications précédentes s’appliquent au compensateur synchrone. Cependant uncompensateur ne génère pas de puissance active (Watt). Ce genre d’équipement neconnaît pas de décrochage et peut allouer 100% de sa fonction uniquement à la stabilité duréseau.

Un réseau bien stabilisé ne nécessite pas l’usage de circuit blocage par détection d’écartangulaire dans les protections de ligne.

#(

8/

Écart Angulaire

Am

ortissement



Figure 7.31 -

MontréalBaie-James

Régulateur de tensionavec son gain élevécombiné à son stabilisateur

Compensateur Synchroneou Statique

)



NOTIONS DE CONFIGURATION

RÉSEAU DE LA LIGNE



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

8.1 - Longueur de la ligneLa longueur de la ligne est relative. Le plus important critère à considérer est la

relation entre la réactance de la ligne XL, et la plus grande résistance d’arc possiblegénérée lors de défaut à la terre. La nature du sol, la grosseur des conducteurs, le niveaude tension de la ligne (735KV, 315KV), la configuration des conducteurs, sont tous desfacteurs agissant sur la relation entre la résistance de l’arc du défaut et la réactance de laligne. Nous avons vu au chapitre 2, section 2.3.1.5 page 35 combien la résistance de l’arcdu défaut peut altérer le bon fonctionnement d’un gradin. L’expression «LIGNE COURTE»et «LIGNE LONGUE» dépend donc de plusieurs facteurs agissant sur le bon fonctionnementdes gradins.

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

8.1.1 -LIGNE COURTE

Nous considérons qu’une ligne est courte lorsque le bon fonctionnement du gradin-1est menacé par la résistance de l’arc du défaut. Nous savons que l’impédance de ligne esten relation directe avec sa longueur. La résistance de l’arc de défaut dépend de la qualitédu contact entre le conducteur et le sol. En supposant que la résistance de l’arc soitconstant, plus une ligne est courte, plus le gradin-1 est petit, et plus la résistance de l’arccommence à sortir du cercle de l’impédance. Les zones perdues montrées en figure-8.2mettent le gradin-1 hors d’usage.

Il existe deux manières de contrer ce problème. La première est d’adopter une formede gradin capable d’englober la résistance de l’arc du défaut. Voir chapitre 2, section2.3.1.6 page 38 pour la carte DSR et la section 2.3.2.7 page 47 pour la formequadrilatère.La deuxième méthode est la philosophie accélérée avec dépassement «POR».Voir chapitre 9, section 9.4 page 208.

Poste-1 Poste-2Ligne-A Ligne-B

Ligne longuenon menacée par la résistance d'arc

LigneCourte

menacée par larésistance d'arc

Poste-3

L ARCX R ARC LR X≥



8.1.2 -LIGNE LONGUE

Dès l’instant où la réactance de la ligne est suffisamment grande pour que la résistancede l’arc du défaut à la terre ne représente plus une menace pour le gradin-1, on dit que laligne est longue. Le gradin-1 est fiable et la philosophie standard accélérée sansdépassement «PUR» s’applique. Cette philosophie est fiable et très simple. Voir chapitre9, section 9.3 page 201.

8.1.3 -LIGNE TRÈS LONGUE

Dans le cas d’une ligne très longue, la résistance de l’arc est totalement négligeable.Cependant, la zone de charge peut voisiner les plus grands gradins. Voir figure-8.3 Lorsde fort transit de puissance, il peut devenir risqué de pénétrer un gradin lors d’oscillationde puissance, et provoquer ensuite un déclenchement non désiré. Pour contrer ceproblème, il y a deux grandes techniques. La forme lenticulaire du grand gradin expliquéau chapitre 2, section 2.4.5.1 page 51, et la technique du blocage des gradins par détectionde l’oscillation de puissance expliquée au chapitre 7, section 7.2 page 161.

La philosophie accélérée avec dépassement «POR» convient parfaitement pour leslignes très longues. Il peut arriver qu’une très longue ligne soit compensée par descondensateurs en séries «Compensation série». Le choix de la protection différentielleanalysant le front d’onde du courant, ou le régime transitoire UI, convient mieux que laprotection de ligne conventionnelle.

R

XL

Axe

de d

éfau

t

Axe

de d

éfau

t dép

lacé

par l

a ré

sist

ance

d’a

rc

80%

Portée perduepartiellement

Ligne courteR

XL

Axe

de d

éfau

t

Axe

de d

éfau

t dép

lacé

par l

a ré

sist

ance

d’a

rc

80%

Portée perdueCOMPLÈTEMENT

Ligne très courte

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



R

XL

Gradin-1

Gradin-2

AvantArrière

Zone Charge

Gradin-3

ou

Grand

Gradin

La portée arrièreprovoque un croisementimportant de l'axe R

150% à 180%

min120%

Poste-2

)*;))

Figure 8.3 - Ligne très longue



8.2 - Extrémité Forte ou FaibleSeulement l’extrémité de la ligne reliée à des sources alimente un court-circuit se

produisant sur cette ligne de transport. Il peut arriver qu’une extrémité de la ligne nepossède pas, ou plus de source. Le choix de la philosophie de protection est sensible à laconfiguration du réseau. Une protection exige l’existence d’un courant de défaut pourfonctionner. Voyons donc les nuances apportées aux extrémités de ligne.

8.2.1 -DEUX EXTRÉMITÉS FORTES

Une ligne de transport reliée à des sources par ses deux extrémités ne représente aucunproblème pour le fonctionnement de ses protections de ligne. On dit que les deuxextrémités sont fortes. Un défaut sur la ligne est alimenté par les deux extrémités de cetteligne. Les protections de ligne de chaque extrémité peuvent donc analyser leurs courantsde défaut et leurs tensions, et agir si nécessaire. Les philosophies de protection suivantespeuvent être appliquées puisque les protections de chaque extrémité de la ligne sontcapables de rendre un verdict et communiquer avec la protection de l’autre extrémité.

Accéléré avec dépassement PUR Accéléré sans dépassement POR Mode blocage

Figure 8.4 - Les deux extrémités sont fortes

8.2.2 -EXTRÉMITÉ FAIBLE AVEC RÉPARTITION

Il est évident qu’une ligne de transport ait au moins une extrémité reliée à une source.Cependant, l’autre extrémité n’est pas nécessairement reliée à une source.

Figure 8.5 - Une extrémité faible

Source

)

Source

)

Poste-1 Poste-2Ligne-A

Courant de défaut Courant de défaut

EXTRÉMITÉFORTE

Source

)

Poste-1Poste-2

Ligne-A

Courant de défaut

EXTRÉMITÉFORTE

Extrémitéfaible Village Village Village



Un territoire ne possédant que des charges, est relié au grand réseau par une ligneélectrique. L’extrémité forte de cette ligne est reliée aux sources. L’autre extrémité quenous appellerons «extrémité faible», est reliée à un poste de répartition n’accédant qu’àdes charges. L’extrémité faible ne peut alimenter un défaut de ligne. Il est inutiled’installer une protection de ligne du côté de l’extrémité faible puisqu’il n’y aura jamaisde courant de défaut allant de la charge vers de la ligne. Afin d’éviter le déclenchementinutile de la ligne pour un défaut appartenant à l’un des clients, on peut utiliser laphilosophie de protection écho «WI - Weak Infeed». Elle nous permet une meilleuresélectivité du défaut et ne pénalise pas les autres clients. Voir chapitre 9, section 9.10 page237

8.2.3 -EXTRÉMITÉ FAIBLE DISTRIBUÉE OU SANS DISJONCTEUR

Au niveau d’un poste de distribution, la ligne distribue l’énergie à une multitude depetits postes desservant des villages et petites industries. «Exemple d’une ligne de161kV» Dans la figure-8.6, la protection de ligne du poste-1 protège la ligne A. Chaquepetit poste peut être doté de protections de surintensité pour leur défaut local. Dû au coûtdes systèmes de communication, la protection de ligne utilise la philosophie de base nenécessitant pas de communication. Voir chapitre 9, section 9.2.1 page 195.

Figure 8.6 - Une extrémité faible distribué

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

Figure 8.7 - Extrémité faible sans disjoncteur

Source

)

Village Village

Poste-1Ligne-A

Courant de défaut

EXTRÉMITÉFORTE

Extrémitéfaible

Village

Source

)Village

Poste-1Ligne-A

Courant de défaut

EXTRÉMITÉFORTE

Extrémitéfaible



8.2.4 -EXTRÉMITÉ FAIBLE AVEC LIGNE ADJACENTE

Des clients ou secteurs de réseau peuvent exiger une continuité de service. Unealuminerie n’apprécie guère une panne électrique qui lui engendre par la suite de fortscoûts en dommage. Le convertisseur CC de Radisson à la Baie-James exige aussi unecontinuité de service. Il suffit donc d’alimenter ces clients avec deux lignes adjacentes. Ilreste toujours une ligne pour alimenter le client lors de la perte d’une ligne suite à undéfaut. Le poste du côté source est l’extrémité forte.

Le poste côté charge est considéré comme une extrémité forte s’il y a deux lignesadjacentes. Lorsqu’une de ces deux lignes adjacentes est en défaut, la barre du poste côtécharge continue d’être alimentée par l’autre ligne. Donc, une protection de ligne située auposte côté charge est capable de traiter le défaut de la ligne.

Cependant, si une seule ligne est en service, l’extrémité de la charge devient faible.Lors d’un défaut sur la ligne, l’autre ligne n’est plus présente pour assurer l’alimentationde la barre du poste côté charge. La protection ne peut plus fonctionner correctement.Elle devra donc se convertir en mode de protection écho «WI - Weak Infeed».

Figure 8.8 - Extrémité variable - Forte ou faible

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

ChargeSource

)


Ligne-B


EXTRÉMITÉFORTE

EXTRÉMITÉFORTE

ChargeSource

)


Ligne-B

Courant de défaut

EXTRÉMITÉFORTE

ExtrémitéFaible



8.2.5 -COMMUTATION DE LIGNE

Il existe des postes pouvant être alimentés par diverses sources, mais reliés à une seulede ces sources à la fois. Un permutateur gère cette configuration. Si la ligne alimentant lacharge est en défaut, elle est aussitôt dégager et on permute sur une autre ligne non endéfaut afin d’assurer la continuité de l’alimentation. Cette philosophie n’a pas besoin delien de communication. Les protections de ligne ne résident qu’aux postes étantl’extrémité forte. Le commutateur situé au poste de l’extrémité faible n’a besoin que dedétecter la présence de tension avec la fonction 27 pour gérer la commutation. Solutiontrès économique.

Figure 8.9 -

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

Charge

Poste-1

Poste-2

Poste-3Ligne-A

Ligne-B

EXTRÉMITÉFORTE

EXTRÉMITÉFORTE

ExtrémitéFaible

Source

Source

Ligne A en serviceet arrivée d'un défautpar la suite

Charge

Poste-1

Poste-3

Poste-2

Ligne-A

Ligne-B

EXTRÉMITÉFORTE

EXTRÉMITÉFORTE

ExtrémitéFaible

Source

Source

Isolation de la ligne Aet permutation sur laLigne B



8.3 - Client ou source connectés sur le parcours d’une ligneVoyons l’exemple de la région de Charlevoix. Les lignes 3011 et 3020 relient les

postes principaux : POSTE BERSIMIS-2; POSTE LAURENTIDE. Deux petits postescollectent l’énergie de ces lignes sur le parcours.

Figure 8.10 - Source ou charge reliées à une ligne

Il est important de préserver les lignes de transport d’énergie lors de défaut chez unclient relié sur le parcours des lignes. D’un autre côté, nous ne voulons pas investirinutilement dans des systèmes de communications pour les petits postes Charlevoix etBeaupré. Il existe cependant des systèmes de communications entre les postes principauxPOSTE BERSIMIS-1 et POSTE LAURENTIDE. Il existe deux philosophies de protectionpermettant de protéger les lignes de transport sans tenir compte des clients.

Le mode blocage

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

Source

)

ChargeSource

)3011

3020

PosteBersimis-2

PosteLaurentide

Charlevoix Beaupré





PHILOSOPHIES DE PROTECTIONS DE LIGNE



Ce chapitre traite du coeur même de la protection de ligne. Il s’agit des philosophies deprotection. En d’autres termes, il est question des stratégies utilisées par la protection deligne afin qu’elle soit le plus sélective possible. Voici les philosophies les plus communes:

Mise sous tension de la ligne, SOTF (Switch On To Fault).

Mode de base, sans aucune accélération.

Accéléré sans dépassement, PUR (Permissive Under Reach).

Accéléré avec dépassement, POR (Permissive Over Reach).

Extrémité faible, ou écho, WI (Weak Infeed).

Mode Blocage.

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

Figure 9.1 - Choix des philosophies de protection

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

Ligne Longue

Ligne Courte

Ligne Adjacente Courte

Extrémitéfort

Extrémitéfaible

Client branché sur la ligne

Uniquement des clients en vue

POR

POR WI

PUR

Blocage

WI

Base

entre deux postesPOR*



9.1 - Mise sous tension de la ligneIl est très rare qu’un défaut provienne de la foudre au même moment que nous fermions

les disjoncteurs afin de mettre la ligne en service. De plus, s’il n’y a pas de défaut avant lafermeture des disjoncteurs, et qu’un défaut apparaisse dès la fermeture des disjoncteurs, ilest pratiquement évident que le défaut se situe sur la ligne. La notion de sélectivité estdonc inutile, vu la certitude de l’appartenance du défaut. Il existe un circuit n’étant actifque lors de la mise sous tension de la ligne. Tout défaut perçu dans un intervalle de l’ordrede 200 millisecondes suivant la fermeture des disjoncteurs, est donc éliminéinstantanément sans réenclenchement. Ce circuit porte le nom de SOTF «Switch On ToFault» ou circuit de mise sous tension de la ligne. Le Chapitre-6 explique le contexte dedéclenchement et de blocage du réenclencheur. Voir page 137 et page 142.

La figure suivante positionne le circuit SOTF relativement aux comparateurs Z1, Z2 etZ3. Vous constatez qu’il est autonome et assez direct. Il déclenche triphasé et bloque leréenclencheur. Voyons plus en détail son fonctionnement.

Figure 9.2 - Circuit de mise sous tension de la ligne

Voici la signification de certains termes :

SOTF : (Switch On To Fault) Mise sous tension de la ligne. S’il y a défautlors de la mise sous tension de la ligne, la fonction SOTF déclenchela ligne de manière triphasée et sans possibilité deréenclenchement.

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

Z1 Z2

φ

67

Z3

Logique

SOTF



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

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

Par les comparateurs (Gradin 1, 2 et 3)

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

Figure 9.3 - Vue détaillé du circuit SOTF

Délai du SOTFfonctionnel

Délai duréarmement

du SOTF

SOTFE

Détection dedéfaut sur la

ligne

DéclenchementTriphasé sans

Réenclenchement

Détection de lignehors service

Détection de ligneen service

Détection de ladiscordance de phase

T1

T2

S

R

Q

200ms

Déclenchementpar mise sous tension

de la ligne

Bloque lafonction 60

/

!

5

8

Ajustable

#5



9.1.1 -DÉTECTION DE L’ÉTAT DE LA LIGNE

Cette section décrit le fonctionnement des blocs «A», «B» et «F» de la figure-9.3. Lalogique du circuit de détection de l’état de la ligne doit reconnaître deux états distincts.

Ligne hors service Ligne en service

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

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

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

Figure 9.4 - États de la ligne

disjoncteurs ouvertssur les 3 phases

Ligne

Poste

Au moins undisjoncteur defermé

Ligne

Poste

Ligne hors serviceLigne en service

Discordancede phase

Délai de mise sous tension de la ligneGénéralement entre 200 à 250 ms

Disj. A

Disj. B

Disj. C Disjoncteur ouvert

Disjoncteur ouvert

Disjoncteur ouvert

Disjoncteur fermé

Disjoncteur fermé

Disjoncteur fermé

disj. ouvert disj. fermé



9.1.1.1 - Détection de l’état d’une phase

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

Figure 9.5 - Méthode de détection pour une phase

Les relais électroniques ou numériques utilisent la technique des fonctions 27-50.Voici par exemple, l’appellation des signaux spécifiant l’état d’une phase hors servicechez les fabricants GEC et Schweitzer :

Figure 9.6 - Nomenclature de signaux

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

27A

50A

0: Phase A vivante

1: Phase A ouverte

puisque présence de tension ou courant

puisque pas de présence de tension ni courant

52bPhase A Phase A vivante si contact ouvert

SchweitzerGEC

SPOLDPDA

Single Pole Open


Exemple de nomenclature pour une phase ouverte



9.1.1.2 - Détection de l’état d’une ligne

Le circuit suivant détecte tous les états mentionnés en page 185. Le signal «Z» détectesi la ligne est «en» ou «hors» service; Le signal «X» détecte lorsque la ligne estentièrement en service; Finalement, le signal «Y» détecte la discordance de phase. Cessignaux sont utiles pour bloquer ou activer certaines fonctions de la protection de ligne.Par exemple, le circuit de détection de perte de fusible ne doit pas interpréter ladiscordance de phase comme étant une perte de fusible. Le signal «X» ou «Y» peut alorsbloquer la fonction 60. Voir chapitre 7, section 7.1.4.3 page 160. Le signal «Z» pilote lesminuteries T1 et T2 de la figure-9.3 page 184.

Figure 9.7 - Ligne en ou hors service

Voici par exemple, l’appellation du signal «Z» spécifiant l’état de la ligne hors servicechez les fabricants GEC et Schweitzer :

Figure 9.8 - Nomenclature de la ligne hors service

27A

50A

27B

50B

27C

50C

0: Au moins une phase d'ouverte1: Trois phases fermées

0: , Au moins une phase d'ouverte

1: , les 3 phases sont hors services

Ligne en service

Ligne hors service

1: Discordance de phase

Pa

Pb

Pc

X

Y

Z

Pa

Pb

Pc

X

Y

Z

Ligne hors serviceLigne en service

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

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

SchweitzerGEC

3POLDPD

Three Pole Open


Exemple de nomenclature pour trois phases ouvertes



9.1.2 -FENÊTRE DE TEMPS POUR LA MISE SOUS TENSION

Lors de la mise sous tension de la ligne, on ne désire pas que le circuit de mise soustension SOTF demeure actif trop longtemps. S’il n’y a pas eu de détection de défaut lorsdes premiers 200 millisecondes, la mise sous tension est réussie. On fabrique donc unefenêtre de temps de 200 à 250 millisecondes, valide après la mise sous tension de la ligne.Le circuit de mise sous tension ne peut fonctionner que dans cet intervalle.

Voici la manière de procéder. Une bascule S-R génère un signal SOTFE à la figure-9.3page 184. «Swith On To Fault Enable» On définit le signal SOTFE comme étant lafenêtre de temps d’opération du circuit de mise sous tension. Le circuit de mise soustension est fonctionnel lorsque SOTFE = 1. Lorsque la ligne est hors tension, la basculede SOTFE est armée. Lors de la mise sous tension, cette bascule est désarmée après letemps de la minuterie T2 = 200ms. Le signal SOTFE demeure donc actif dans les 200mssuivant la mise sous tension de la ligne. Donc, tout défaut perçu dans ces premiers 200millisecondes sera éliminé par le circuit de mise sous tension de la ligne.

Figure 9.9 - Mise sous tension

Le terme SOTF est assez généralisé d’un fabricant à l’autre. Certains fabricantsutilisent le terme LC ou Line Check pour stipuler le circuit de mise sous tension de laligne. Le terme de la fenêtre de temps SOTFE est moins utilisé. La plupart des fabricantsne donnent tout simplement pas de nom à ce signal.

Ligne hors service Ligne en service

Délai de mise sous tension de la ligneGénéralement entre 200 à 250 ms

Période où toute détection de défaut de la ligne est soumise à un déclenchement triphasé instantané sans réenclenchement.

Disj.

SOTFE

Disjoncteurs ouverts

Au moins un disjoncteur fermé



9.1.3 -RÉARMEMENT DE LA MISE SOUS TENSION

Lorsqu’une ligne devient hors service, deux choix se présente pour le réarmement ducircuit de mise sous tension de la ligne SOTF.

Armement rapide Réenclenchement avec SOTF

Armement lent Réenclenchement sans SOTF

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

9.1.3.1 - Réenclenchement avec SOTF

Si nous désirons réenclencher avec le circuit de mise sous tension de la ligne, il fautréarmer la fenêtre de temps SOTFE avant le réenclenchement de la ligne. Il y a unepratique populaire dans le monde des protections. On filtre les bruits électriques entemporisant toute action décisionnelle. Les appareils de protections vivent dans unenvironnement riche en bruit électrique. L’opération d’un disjoncteur ou d’un sectionneurest un excellent émetteur de bruit électrique, capable d’affecter le bon fonctionnementd’un appareil électronique mal filtré ou mal protégé. Donc, on ne se presse pas pourréarmer la fenêtre de temps SOTFE suite à la mise hors tension de la ligne. Les fabricantsfixent en général un délai de 200ms avant de réarmer la fenêtre de temps. Il est évidentque l’état de ligne hors service après 200ms ne relève pas d’une mauvaise information dueà un bruit ou un manquement quelconque. Le temps d’un réenclenchement excèdenormalement 800ms, ce qui est largement supérieur au temps du réarmement de la fenêtrede temps. Donc, en réglant le temps de la minuterie T1 de la figure-9.3 page 184 à 200ms,le réenclenchement se fera avec le circuit de mise sous tension de la ligne.

Figure 9.10 - Réenclenchement avec le circuit SOTF

Ligne hors service, normalement plus de 800msLigne en service

Délai de réarmement du SOTF

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

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

Généralement entre 200ms

Disj.

SOTFE



Arrivée d'un défaut nécessitantun réenclenchement Réenclenchement

Ligne en service



9.1.3.2 - Réenclenchement sans SOTF

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

Figure 9.11 - Réenclenchement sans le circuit SOTF

Voici quelques exemples de temps de réarmement de SOTFE selon différentsfabricants.

Figure 9.12 - Exemple de temps de réarmement

Délai de réarmement du SOTF

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

Délai dépassant amplement le temps d'un réenclenchement

Disj.

SOTFE



RéenclenchementArrivée d'un défaut nécessitant

un réenclenchement

Ligne hors service, normalement plus de 800msLigne en service Ligne en service

Exemple de temps de réarmement de SOTFE par différents fabricants pour réenclencher SOTF.sans

THR = 2 ou 7 secondes

GEC = 110 secondes

SEL-321 = ajustable par réglage



9.1.4 -CIRCUITS DE DÉTECTION DE DÉFAUT

Lors de la mise sous tension de la ligne sur un défaut, la sélectivité ne représente pas unproblème. Simplement le fait de savoir que la ligne est en défaut, peu importe où, celasuffit. Il existe deux manières de détecter un défaut pour la mise sous tension de la ligne.

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

Par les comparateurs (Gradin 1, 2 et 3)

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

9.1.4.1 - Méthode des comparateurs

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

Figure 9.13 - SOTF - Méthode des comparateurs

Z1 Z2

67

φ

Z3

Logique

SOTF



Il reste cependant un petit problème à prendre en considération. Lorsque nous avons àtravailler physiquement sur une ligne, ou un équipement qui s’y rapporte «sectionneur,disjoncteur, etc.», nous devons nous protéger contre les phénomènes d’induction en reliantla ligne à la terre avec des sectionneurs de mise à la terre, ou des bretelles de mise à laterre. Si nous oublions d’enlever ces mises à la terre, lors de la mise sous tension de laligne, un fort courant de défaut apparaît, mais il n’y a aucune tension due à la qualité ducourt-circuit. Tous les gradins polarisés ne fonctionnent pas. Polarisé veut dire que legradin passe par l’origine et est purement directionnel. Voir chapitre 2, section 2.1.1 page24 pour plus de détails. Les gradins 1 et 2 sont donc hors d’usage.

Le manuel "Technologie des Protections de ligne 21" explique en détail lefonctionnement des comparateurs. Le comparateur constituant le gradin compare deuxvecteurs dont l’un se nomme ÉLÉMENT D’OPÉRATION et l’autre ÉLÉMENT DE

POLARISATION. Les deux vecteurs doivent obligatoirement exister pour que lecomparateur fonctionne. L’élément d’opération E-IZ définit la portée avant du gradin et ilest composé de tension et de courant. Voir chapitre 3, section 3.1.1.2 page 65. Ce vecteurexiste en tout temps lors de la mise sous tension de la ligne puisqu’il utilise la tension et lecourant. Cependant, l’élément de polarisation n’est composé que d’une tension pour lesgradins passant par l’origine. C’est le cas des gradins 1 et 2. L’oublie des mises à la terremenace donc le bon fonctionnement de ces comparateurs.

Le chapitre 2, section 2.4 page 48 explique la raison d’être du grand gradin. Son usageest limité à la protection de secours dans les protections de ligne modernes. Il sert aussi àcertaines philosophies de protections. Lorsque son usage est limité à la simple protectionde secours, on se permet de lui injecter un courant IZ à sa polarisation. Ceci permetl’existence du vecteur de polarisation lors de mise sous tension de la ligne avec les mises àla terre oubliées. Le comparateur du gradin-3 peut donc fonctionner correctement.Cependant, l’injection d’un courant à la polarisation cause une vue arrière au grandgradin. Cela ne nous importe peu face au concept de protection de secours. Ceci explique

Figure 9.14 - Ajout de courant IZ à la polarisation

R

XL

Opération: E-IZ existePolarisation: E NUL

Opération: E-IZ existePolarisation: E existe+IZ

Non Fonctionnel

Fonctionnel

:)?6.;)@);

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

Gradin-1

Gradin-2

Gradin-3 ou grand gradin

Gra

din

pola

risé



pourquoi certains fabricants n’utilisent que le gradin-3 pour le circuit de mise sous tensionde la ligne.

Les relais électromécaniques KD4 par exemple, n’ont pas de grand gradin. Il ne seraitpas utile d’investir beaucoup d’argent pour une fonction aussi transitoire que le circuit demise sous tension de la ligne. Il existe cependant une solution très intéressante. Voyonsl’exemple du relais D2S de Westinghouse. L’encadré «OMX» de la figure suivantereprésente le relais D2S. Lorsque la bobine HGS est alimentée, le relais D2S injecte uncourant IZ à la polarisation du gradin-2, et crée une vue arrière qui englobe l’origine. Sonutilité est de verrouiller le gradin-2 sur un défaut près du poste. Autrement dit, un défauttrès près du poste diminue trop la tension, le fait d’injecter un courant à la polarisationassure la continuité du fonctionnement du gradin-2. La figure suivante montre que le(s)contact(s) du gradin-2 actionne la bobine HGS lorsque le défaut est à l’intérieur du gradin-2. Le même principe peut s’appliquer au gradin-1.

Lorsque la ligne est hors service, le relais de sous tension 27x active la bobine HGS etmaintient la vue arrière du gradin. Lors de la mise sous tension de la ligne, s’il n’y a pas

-129Vcc

79-2BL

11

21

+129Vcc

27X 62X

62-12 62-1262-11

62-11

94-23

27X

27X

27/59

27

591

2

10

62-11 62-12

62X

Gradin-2

OMX

62X 27X

HGS

R HGS

2

1

10

94-2A3

94-2B3

G10

G9

E10

E9

2

1

A

21-2A

21-2B

21-2C

21-23 Gradin-2

Figure 9.15 - Logique pour injection de courant IZ - Relias électromécanique



de défaut, le relais de sous tension 27 se retire et la bobine HGS prend entre 200ms et400ms à se désalimenter. Un condensateur à l’intérieur du relais D2S est responsable dese temps de maintien de la bobine HGS. Donc, la période de mise sous tension estcouverte par le délai de retombé de la bobine HGS. Par la suite, le gradin-2 est polarisé.C’est à dire qu’il passe par l’origine et n’a plus de vue arrière. Si la mise sous tension sefait avec les mises à la terre oubliées, le gradin-2 est capable de fonctionner dû àl’injection de courant IZ par le D2S à la polarisation du gradin-2.

9.1.4.2 - Méthode des seuils

Pour la mise sous tension de la ligne,si nous optons pour la méthode desseuils de tension et courant 27-50, legradin qui englobe l’origine n’est plusnécessaire. Par exemple, tous lesgradins du relais SEL-321 de Schweitzerpassent par l’origine puisque ce relaisn’utilise que la méthode 27-50 pour lamise sous tension de la ligne.

Une situation peut nous obliger àutiliser la méthode des seuils 27-50plutôt que les comparateurs pour lecircuit de mise sous tension de la ligne.Le choix d’une philosophie deprotection utilisant le blocage pour undéfaut arrière. Pour détecter ce défautarrière, on doit orienter le grand gradincomplètement vers l’arrière. Pour nevoir qu’en arrière, ce gradin doit passerpar l’origine. Ce gradin ne peut plusêtre utilisé comme protection desecours, et il ne peut plus déclencher lesdisjoncteurs. Certains fabricants commeSchweitzer ont un quatrième gradinpouvant prendre la relève de la protection de secours.

Lors de la mise sous tension de la ligne, il n’est pas normal que la tension soitinférieure à un certain seuil « relais 27 actif », et de dépasser un seuil minimum de courant« relais 50 actif ». Si le cas se produit à l’intérieur de la fenêtre de temps SOTFE, ondéclenche aussitôt la ligne. Afin de laisser les fonctions 27 et 50 compléter leurs actions,on attend le temps de la minuterie T4. Voir figure précédente. Ceci empêche lechevauchement défavorable des fonctions 27-50. Par exemple, à l’intérieur de la fenêtrede temps SOTFE, sans minuterie T4, si la fonction 50 répond avant la fonction 27, il y adéclenchement de la ligne alors qu’il n’y avait pas de défaut.

27B

50B

27A

50A

Z1 Z2

67

φ

Z3

Logique

SOTF

27C

50C

Figure 9.16 - SOTF avec les seuils



9.2 - Mode de base

9.2.1 -CLIENT SEULEMENT EN VUE

Imaginons que nous voulions protéger une ligne alimentant que des villes, villages etindustries. Si un défaut se produit chez un client, il serait dommage de déclencher la lignede répartition électrique, et pénaliser inutilement tous les clients qui ne sont pas en causeavec le défaut. Premièrement chaque ville, village et industrie possède un poste dedistribution électrique avec des transformateurs abaisseurs de tension appropriés à leurbesoin. Ce petit poste est équipé de protections élémentaires dont des relais desurintensité 50 et/ou surintensité de neutre 50N, et de protections différentiels. Si undéfaut se produit chez un client, la surintensité actionnera la protection de surintensité dupetit poste, s’empressant ainsi de libérer la localité en défaut seulement.

Figure 9.17 - Réseau avec clients en vue seulement

La protection de ligne 21 de la ligne de répartition doitprotéger la ligne en entier. Elle peut percevoir les défautsjusqu’au transformateur abaisseur chez le client.Généralement, la réactance XT du transformateur ne permetpas au gradin de traverser le transformateur. Cependant, undéfaut se produisant à l’intérieur du poste client, dans lazone visible par le gradin-2 de la protection de ligne, risquede pénaliser les autres clients inutilement. L’astuce afind’éviter l’indésirable est la base du temps. Le gradin-1 estinstantané et ne doit pas percevoir de client. On réduiradonc sa portée de sorte qu’il ne perçoive pas de client. Il estmême possible de mettre le gradin-1 hors service si le

Village Papetière Village

Poste-1

Ligne-A

EX

TR

ÉM

ITÉ

FO

RT

E

Extrémitéfaible

Circuit 21du poste-100

PROTECTIONLIGNE-A


PROTECTIONLIGNE-A

Figure 9.18 -



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

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

Figure 9.20 - Défaut se produisant sur la ligne

Si par contre le défaut se produit sur la ligne de répartition, le courant de défaut est enamont des clients. C’est à dire que le courant de défaut n’est pas perçu par aucune


Poste-1

Ligne-A

EX

TR

ÉM

ITÉ

FO

RT

E

Extrémitéfaible


PROTECTIONLIGNE-A

Courant de défaut


Poste-1

Ligne-A

EX

TR

ÉM

ITÉ

FO

RT

E

Extrémitéfaible


PROTECTIONLIGNE-A

Courant de défaut



protection chez les clients. Le gradin-2 de la protection de ligne perçoit le défaut et attendle délai TZ2. À la fin du délai, la protection de ligne 21 déclenche la ligne.

Aucun lien de communication est nécessaire dans le contexte actuel. La stratégie est dedéfinir le niveau de priorité de chaque protection par le temps de leur réaction. Les relaisde surintensité 50 et protections différentielles sont pratiquement instantanés, doncprioritaires. Vient ensuite le gradin-2 de la protection de ligne. Évidemment le gradin-1,si existant dans la protection de ligne, demeure instantané mais ne voit aucun client dû à saportée très courte.

9.2.2 -MALT RAPIDE - RÉACTANCE DU TRANSFORMATEUR

La figure suivante nous montre une ligne protégée par une protection de ligne. L’autreextrémité possède un transformateur abaisseur. Pour une question d’économie et/ou decontexte réseau, nous désirons déclencher la ligne pour tout défaut de ligne en aval dutransformateur. Le problème est que la réactance du transformateur empêche les gradinsde la protection de ligne de percevoir les défauts sur la ligne côté basse tension. Afin des’assurer que la protection de ligne fonctionne, on ferme des sectionneurs de mise à laterre rapide «MALT rapide» côté haute tension afin de provoquer un défaut visible par laprotection.

Figure 9.21 - Sectionneur de mise à la terre rapide

Village

Poste-1

Ligne-A

EX

TR

ÉM

ITÉ

FO

RT

E

Extrémitéfaible


PROTECTIONLIGNE-A

Courant de défaut

Sectionneur demise à la terre

rapide



9.2.3 -MODE DE BASE AVEC LA COMPENSATION SÉRIE

La compensation série est digne d’un chapitre à elle seule. Brièvement, une protectionde ligne 21 ne peut pas fonctionner proprement avec la compensation série. Desprotections primaires tels le LFCB et le LR91 sont des protections de type différentiellescapables de fonctionner avec la compensation série. Cependant ces protections sonttotalement dépendantes des liens de communication puisqu’ils doivent se parler entre eux.On se doit donc d’avoir une protection autonome ne dépendant pas de lien decommunication. Les protections de ligne 21 dont le LZ96 et le SHNB-103 accomplissentla tâche de protection de relève.

Les protections de lignes servant de relève sur la compensation série doivent avoircertaines particularités non habituelles dans les protections standards. Voici en bref lesdifférences avec les protections conventionnelles :

Tableau 9.1 - Comparaison de protections de ligne

Bien d’autres particularités concernent ces protections mais il serait préférable detraiter du contexte de la compensation série en un chapitre à part.

Protection de ligne conventionnelle

Protection de ligne pour compensation série

Délai du Gradin-1 Instantané Temporisé à environ 150 ms

Gradin-1 en service Toujours Seulement si les liens de communications du relais LFCB et LR91 sont rom-pus sur les deux protec-tions pour une raison quelconque.

Mémoire de la polarisation

Toujours en circuit et mémoire de courte durée.

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



9.2.4 -MODE DE BASE AVEC SOURCE À HAUTE RÉACTANCE EN RÉSEAU ILOTÉ.

Cette particularité s’applique aux Iles de la Madeleine qui ne possède qu’une seulecentrale électrique. Chaque alternateur possède une réactance synchrone très élevée(Xd = 2.5 Pu). Dès qu’un défaut se produit sur une ligne de transport, la relation entre laréactance XL de la ligne et la réactance synchrone Xs des alternateurs crée une chute detension très importante dans la centrale. La réactance de la ligne est très faible par rapportà la réactance synchrone de l’alternateur. Comme la centrale fonctionne avec d’immensesmoteurs diesels, la chute de tension affecte le bon fonctionnement de certains organes(pompe ou compresseur) essentiels au bon fonctionnement de ces moteurs, ce qui entraînel’arrêt de la centrale. Donc, la protection de ligne doit éliminer le défaut le plusrapidement possible afin d’empêcher la perte de la centrale. Le délai du gradin-2 pose unproblème puisque son temps de réaction est trop long. Il faut donc développer unestratégie. La stratégie habituelle de la figure suivante ne convient plus pour le cas des Ilesde la Madeleine.

Figure 9.22 - Réactance synchrone Xs trop élevée

MODÈLE DU TRANSFORMATEUR

Les lignes de transport desIles de la Madeleine sont delongueur relativement courte.La réactance destransformateurs de distributionsur le parcours de la ligne estrelativement importante parrapport à la réactance XL de laligne. La figure-9.23 montre lemodèle électrique dutransformateur.

Poste - CentraleCentraledes Iles

Ligne

Relais 21

CTPT

&

Client

Client

&)

Source)

ARRANGEMENT PROBLÉMATIQUE

Client

Client&

&

&

MODÈLETRANSFORMATEUR

On exclut ici le rapport de transformation

Figure 9.23 - Modèle du transformateur



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

Figure 9.24 - Gradin-1 avec dépassement, exploitant la réactance des transformateurs

L’exemple des Iles de la Madeleine démontre qu’il est possible d’imaginer unestratégie propre à un contexte de réseau particulier. Les liens de communication sonttotalement inutiles et trop coûteux dans ce contexte. L’idée de limiter la portée d’ungradin-1 dans un transformateur s’applique aussi à certaines protections de ligne regardantd’un poste élévateur vers une centrale. Nous reviendrons ultérieurement pour lesprotections de ligne entre poste et centrale.

Poste - CentraleCentraledes Iles

Ligne

Relais 21

CTPT

Source)

Client

Client

Transformateurplus près

Transformateurplus loin

ARRANGEMENT FONCTIONNEL



9.3 - Accéléré sans dépassement (PUR)

9.3.1 -MISE EN SITUATION

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

Figure 9.25 - Défaut dans un premier 20% de la ligne

La protection du poste-D qui perçoit le défaut en premier gradin ne représente aucunproblème. Son action est instantanée. Par contre, la protection du poste-G qui ne perçoitle défaut qu’en deuxième gradin est indécise concernant la véritable appartenance dudéfaut. Le défaut est-il sur la ligne à protéger (Ligne-X02 section X de la figure précédente), ouest-il au-delà de la ligne à protéger (Section Y de la figure précédente) ? Dans le doute, on doitattendre avant d’agir. La minuterie du deuxième gradin TZ2 offre ce délai d’attente. Si le

Poste-G Poste-DLigne-X01 Ligne-X02 Ligne-X03

PROTECTIONLIGNE-X02

0 0

PROTECTIONLIGNE-X02

0 0

Le fait de percevoir le défaut en zone-1 m'assure que le défaut est véritablement sur ma ligne.

Lorsque je perçoit le défaut en zone-2 seulement, s'agit-il de :

ma ligne (X) du poste ou de l'autre ligne (Y)

vu du poste-D

vu du poste-G 120%

120%

80%

80%

Disjoncteur ferméDisjoncteur en déclenchementDisjoncteur ouvert



temps d’activation du gradin-2 excède le délai TZ2, alors la protection déclenche sondisjoncteur de ligne. Normalement ce délai se situe entre 20 et 30 cycles. Si le défaut seproduit à l’intérieur du poste-D, les protections internes au poste-D (différentiel de barre,

surintensité, … ) ont amplement le temps d’isoler le défaut avant même que le deuxièmegradin du poste-G ait le temps de réagir. Si le défaut se produit sur la ligne-X03, à unendroit dont le gradin-2 du poste-G peut le percevoir, voir figure suivante, la protection deligne située au poste-D protégeant la ligne-X03 perçoit ce même défaut en gradin-1 etélimine très rapidement le défaut.

Figure 9.26 - Défaut hors zone

Il est très rare qu’un gradin-2 se rende à terme de sa minuterie. Si tel est le cas, nousavons de sérieux problèmes avec plusieurs protections.

0 0 0

Circuit duposte-G

Circuit duposte-D

PROTECTION

LIGNE-X02PROTECTION

LIGNE-X03

Circuit duposte-D

Poste-G

Poste-D

Ligne-X02

Ligne-X01

Ligne-X03



9.3.2 -SOLUTION AVEC LIEN DE COMMUNICATION

Si le défaut a lieu entre 80% et 120% de la ligne (Voir zone X de la figure suivante), ledeuxième gradin du poste-G apprécierait en avoir une confirmation. Avoir la certitudeque le défaut est sur la ligne à protéger (Ligne-X02), le deuxième gradin du poste-Gpourrait outrepasser la minuterie TZ2 et déclencher son disjoncteur le plus rapidementpossible. Seuls les gradins 1 ou 2 du poste-D peuvent fournir cette information. Dû aufait que les gradins 1 et 2 du poste-D soient directionnels, ils ne peuvent percevoir que lesdéfauts étant sur la ligne-X021. Considérons le gradin-1 du poste-D. Ce gradin peutconfirmer au gradin-2 du poste-G que le défaut qu’il perçoit est bien sur la ligne àprotéger.

Figure 9.27 - Confirmation par lien de communication

Donc dans l’exemple de la figure précédente, le défaut se produit dans le dernier 20%de la ligne. Le gradin-1 du poste-D le perçoit. Au poste-G, le défaut n’est perçu que par legradin-2. Le gradin-1 du poste-D, qui est un gradin sans dépassement (voir chapitre 2, section

2.3.1 page 33), émet un signal à la protection du poste-G pour aviser le gradin-2d’outrepasser sa minuterie. On dit que le gradin-2 est accéléré dans le temps. En anglaison utilise l’expression Aided Trip pour dire que le deuxième gradin est aidé pour opérerplus rapidement. D’autres comme Schweitzer donneront l’indication COM pour faireallusion que le lien de communication a été utilisé.

1.Le gradin-2 du poste-D perçoit une partie de la ligne X01. Mais cela ne dérange en rien la confirmationdu gradin-2 du poste-G par les gradins 1 ou 2 du poste D.

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

PROTECTIONLIGNE-X02

PROTECTIONLIGNE-X02


vu du poste-D

vu du poste-G 120%

120%

80%

80%




L’expression ACCÉLÉRÉ SANS DÉPASSEMENT peut être dite comme suit : Le gradin-2 est accéléré dans le temps avec l’aide du gradin-1 de l’autre extrémité de laligne qui est un gradin sans dépassement. C’est à dire que la portée du premier gradinne dépasse pas la longueur de la ligne, sa portée n’étant que de 80%.

L’expression PUR Permissive Under Reach peut être dite comme suit : Le gradin-1 qui ne dépasse pas la longueur de la ligne (Under Reach), permet(permissive) au gradin-2 de l’autre extrémité de fonctionner immédiatement.

CONDITIONS NÉCESSAIRES À L’APPLICATION DE LA PHILOSOPHIE

Afin de pouvoir appliquer cette philosophie, les critères suivants doivent êtrerencontrés.

La ligne est suffisamment longue de sorte que la résistance de l’arc ne menace pasle bon fonctionnement du gradin-1. Il est possible d’appliquer la philosophieAccélérée Sans Dépassement sur une ligne courte si nous adoptons la formequadrilatère du gradin afin d’englober la résistance de l’arc. Voir chapitre 2,section 2.3.1.5 page 35

La ligne n’est pas soumise à la compensation série.

Pas d’extrémité faible. Les deux extrémités de la ligne doivent être capablesd’alimenter un défaut sur la ligne.



9.3.3 -DÉFAUT HORS ZONE

La figure-9.26 représente une vue simplifiée du défaut hors zone. La figure suivantemontre le même défaut en tenant compte de la philosophie POR. Seul le deuxième gradindu poste-G perçoit le défaut. Cependant, il ne reçoit aucune confirmation du gradin-1 duposte-D. Le gradin-1 du poste-D est orienté vers la ligne X02. Un défaut sur la ligne X03est donc considéré comme en arrière pour ce gradin, et est donc hors zone.Conséquemment, le gradin-2 du poste-G est limité à sa minuterie TZ21. Normalement, ledéfaut de la figure suivante doit être isolé rapidement2 par les protections de la ligne X03.Une fois le défaut isolé par les protections de la ligne X03, le gradin-2 du poste-G neperçoit plus de défaut.


1.De l’ordre de 20 à 30 cycles.2.Le temps normal pour isoler un défaut est de l’ordre de 4 à 6 cycles.

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

PROTECTIONLIGNE-X02

PROTECTIONLIGNE-X02


vu du poste-D

vu du poste-G 120%

120%

80%

80%




9.3.4 -PROBLÈME CONSÉQUENT D’UN DISJONCTEUR DÉJÀ OUVERT LORS D’UN DÉFAUT

Jusqu’à maintenant, le défaut était alimenté par les deux extrémités de la ligne, assurantainsi le bon fonctionnement des protections de ligne dans les deux extrémités de la ligne.Mais, qu’arrive-t-il si une extrémité de la ligne n’est pas alimentée suite à un disjoncteurouvert ? En regardant la figure suivante, on voit que le disjoncteur de la ligne X02 estouvert au poste-D. Un défaut sur la ligne X02 n’est donc pas alimenté par le poste-D,empêchant ainsi la protection de ce même poste de fonctionner normalement. Si le défautse produit dans le gradin-1 de la protection du poste-G, le défaut sera rapidement isolé.Mais si le défaut se produit à l’extérieur du gradin-1 de la protection du poste-G, soit entre80% et 100% à partir du poste-G, nous avons un problème. La figure suivante montre undéfaut perçu que par le gradin-2 du poste-G. Ce gradin-2 est temporisé1 et attend un signald’accélération. Comme la protection du poste-D ne fonctionne pas faute d’alimentation, iln’y aura pas d’émission de signal d’accélération de la part du poste-D. Ce qui présente unproblème à notre philosophie.

Figure 9.29 - Problème généré par un disjoncteur ouvert

Si la grandeur du courant de court-circuit est élevée, laisser perdurer un défaut le tempsde TZ2 ne sera pas très apprécié.

1.Minuterie TZ2 temporisé de 20 à 30 cycles.

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

PROTECTIONLIGNE-X02

0 0 $%&

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#

$%&

PROTECTIONLIGNE-X02

0 0 $%&

$%&


vu du poste-D

vu du poste-G 120%

120%

80%

80%




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

Figure 9.30 - Émission par l’état du disjoncteur

Cette technique d’accélération par l’état du disjoncteur s’applique dans les deuxextrémités de la ligne.

1.La position du contact auxiliaire 52b d’un disjoncteur est toujours l’inverse de celui du disjoncteur. Sile disjoncteur est ouvert, le 52b est fermé.

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

PROTECTIONLIGNE-X02

PROTECTIONLIGNE-X02


vu du poste-D

vu du poste-G

120%

120%

80%

80%




9.4 - Accéléré avec dépassement (POR)


Lorsqu’une ligne est très courte, la résistance d’arc du défaut n’est plus négligeable. Legradin-1 risque de ne pas fonctionner correctement. Il est donc possible que le signald’accélération ne soit pas émis pour un défaut très près du poste. Voir figure-2.17chapitre-2 page 37. Cette situation n’est pas acceptable. Il existe deux manières decorriger la situation.

La première solution consiste à modifier la forme du gradin-1 afin d’englober larésistance de l’arc. Voir lesfigure-2.20 page 39 et figure-2.22 page 40. Cette solution neconvient pas toujours. La technologie de la protection de ligne en cause ne permet peut-être pas de modifier la forme du gradin. Si la ligne est extrêmement courte, il est possibleque le gradin-1 soit mis hors service.

La deuxième solution consiste à utiliser le gradin-2 comme émetteur de signald’accélération. Supposons que le contexte oblige l’usage de la deuxième solution. Lafigure suivante ne considère plus le gradin-1, même s’il est toujours actif. Le problème dugradin-2 est de discerner l’appartenance du défaut à la ligne dû au fait qu’il perçoit aussiles défauts entre 100% et 120%. Le gradin-2 est avec dépassement. La temporisation TZ2corrige ce problème en retardant l’opération du gradin-2. Mais si le défaut est bien sur laligne, il serait intéressant d’accélérer le fonctionnement du gradin-2 afin de dégagerrapidement le défaut.

Figure 9.31 - Usage de gradin-2 seulement

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

PROTECTIONLIGNE-X02

0


vu du poste-D

vu du poste-G

120%

120%


PROTECTIONLIGNE-X02

0



9.4.2 -SOLUTION AVEC LIEN DE COMMUNICATION

La portée du gradin-2 est purement directionnelle. Cette caractéristique peut aider à laprotection de l’autre extrémité de la ligne à connaître l’appartenance du défaut. Parexemple, le gradin-2 du poste-G de la figure suivante perçoit un défaut. Si le gradin-2 duposte-D perçoit aussi le défaut, ce défaut se produit sur la ligne à protéger. L’usage desliens de communication permet aux gradins-2 d’accélérer l’autre extrémité. Comme laportée du gradin-2 dépasse la longueur de la ligne, on dit que l’accélération est faite avecdépassement, d’où l’expression Accéléré avec Dépassement. Le terme anglais estPermissive Over Reach POR.

Figure 9.32 - Accélération avec le gradin-2

La philosophie «Accéléré avec dépassement POR» connaît certains problèmes quela philosophie «Accéléré sans dépassement PUR» n’a pas. Avec la philosophie deprotection PUR, si les liens de communication ne fonctionnent pas et que le défaut seproduit entre 0% et 20% de la ligne, l’extrémité éloignée ne déclenche pas avant le délaiTZ2. Cependant, avec la philosophie de protection POR, si les liens de communication nefonctionnent pas et que le défaut se produit entre 0% et 100% de la ligne, les deuxextrémités ne déclenchent pas avant leur délai TZ2. La section 9.7 page 215 explique aussiun autre problème que peut vivre la philosophie POR lors d’inversion de courant sur deslignes adjacentes.

%6

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

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%

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vu du poste-D

vu du poste-G 120%

120%


PROTECTIONLIGNE-X02

0 $%&

PROTECTIONLIGNE-X02

0 $%&

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9.4.3 -UN DISJONCTEUR EST DÉJÀ OUVERT EN EXTRÉMITÉ DE LIGNE

En regardant la figure suivante, on voit que le disjoncteur de la ligne X02 est ouvert auposte-D. Un défaut sur la ligne X02 n’est donc pas alimenté par le poste-D, empêchantainsi la protection de ce même poste de fonctionner normalement. Si un défaut se produitsur la ligne X02, le fait que la protection du poste-D ne fonctionne pas, empêchel’émission d’un signal d’accélération vers le poste-G. Le gradin-2 du poste-G n’est doncpas accéléré et doit attendre la fin de la minuterie TZ21. La situation n’est pas acceptable.On utilise donc l’état du disjoncteur par son contact auxiliaire 52b2. Si le disjoncteur estouvert, on émet en permanence un signal d’accélération vers l’autre extrémité. De toutemanière, la protection du poste-G ne peut percevoir un défaut au delà du disjoncteurouvert au poste-D.

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

1.Minuterie TZ2 temporisé de 20 à 30 cycles.2.La position du contact auxiliaire 52b d’un disjoncteur est toujours l’inverse de celui du disjoncteur. Sile disjoncteur est ouvert, le 52b est fermé.

PROTECTIONLIGNE-X02

0 $%&

PROTECTIONLIGNE-X02

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

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vu du poste-D

vu du poste-G 120%

120%


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9.4.4 -DÉFAUT HORS ZONE

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


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vu du poste-D

vu du poste-G 120%

120%


PROTECTIONLIGNE-X02

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PROTECTIONLIGNE-X02

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9.5 - Protection de ligne Poste-CentraleVoici un exemple de protection utilisant le mode de base au poste-D, et le mode

accéléré avec dépassement «POR» au poste-G. Il est possible de mélanger certainesphilosophies de protection selon le besoin. L’exemple de la figure suivante ne s’appliquepas à toutes les centrales. Tout dépend de la configuration du réseau électrique de lacentrale.

Prenons un exemple de la région manicouagan. En général, les alternateurs ont untransformateur élévateur de 13.8 kV à 315 kV. Ce transformateur est réactif et sonimpédance se situe entre 0,15 PU et 0,25 PU. Le poste-G de la centrale connecte une lignede 315 kV vers un poste-D de transport, poste élévateur de 315 kV à 735 kV. Supposonsla centrale de Manic-3 avec le poste Micoua.

La protection du poste-G regardant vers le poste-D de transport, ne doit pas traiter lesdéfauts à l’intérieur du poste-D. Voir figure-9.36. Le gradin-2 devra donc être temporiséavec une minuterie TZ2 et recevoir une confirmation de la protection du poste-D afind’être accéléré si le défaut est sur la ligne 315 kV. Généralement, la centrale estrelativement près du poste de transport. La courte longueur des lignes 315 kV peut mêmeexiger la mise hors circuit du gradin-1, l’impédance de la ligne étant beaucoup trop faible.

Protection de ligneÀ la centrale

5 Km

ALTERNATEUR

Source

)

Poste - Centrale

Relais 21

CTPT

Transfo.de puissance13.8 à 315 KV

Autressources

Poste - Élévateur

Relais 21

CTPT

315KV à 735KV

Protection de ligneAu poste

Figure 9.35 - Exemple de protection poste-centrale



La protection de ligne du poste-D de transport regardant en direction de la centrale agitdifféremment. Si la ligne 315 kV ne se relie qu’à un seul transformateur 13,8 kV à315 kV, il faudra libérer la ligne d’une manière ou d’une autre si il y a défaut. Donc, lesgradin-1 et gradin-2 de la protection du poste-D peuvent être réglés pour percevoir la ligneentière jusqu’à l’intérieur du transformateur élévateur de l’alternateur, environ 40% à 60%des enroulements. Comme ce transformateur est très réactif, il peut équivaloir à descentaines de kilomètres de ligne. Il est donc facile de régler la porté des gradins du poste-D vers la centrale. La protection du poste-D ne nécessite pas d’accélération.

Si la topologie de la centrale exige une meilleur sélectivité du défaut de la ligne, il peutdevenir nécessaire d’utiliser l’accélération à la protection de ligne du poste-D etd’abandonner le gradin-1.

Figure 9.36 - Défaut à l’intérieur du poste élévateur

Protection de ligneÀ la centrale

5 Km

ALTERNATEUR

Source

)

Poste - Centrale

Relais 21

CTPT

Transfo.de puissance13.8 à 315 KV

Autressources

Poste - Élévateur

Relais 21

CTPT

315KV à 735KV

Protection de ligneAu poste



9.6 - Liens de communication hors servicePour les philosophies de protection accélérées avec ou sans dépassement (POR, PUR),

la perte du lien de communication représente un problème. Sans lien de communication,il n’y a plus d’accélération du gradin-2. Nous devons donc choisir un mode par défaut.Selon le contexte local du réseau où se trouve la protection, il peut être préférable demaintenir le gradin-2 accéléré en permanence, ou de ne pas l’accélérer du tout. Si lecourant de court-circuit est tel que le défaut doit être isolé très rapidement, on opte pourl’accélération permanente lors de la perte du lien de communication. Si par contre lecourant de court-circuit est supportable et que le délai TZ2 du gradin-2 en cause permetune meilleure coordination avec d’autres protections environnantes, et bien on n’accélèrepas le gradin-2 lors de perte de lien de communication. La note-6 de la figure suivantereprésente ce choix. Les contacts 83L/85 représentent l’état des liens de communication.

Normalement, les protections de ligne sont doublées à Hydro-Québec. Tant qu’uneprotection fonctionne correctement, l’autre protection en faute ne modifie rien à laphilosophie. Mais si les deux protections perdent simultanément leur lien decommunication, alors la règle s’applique.

Figure 9.37 - Perte de lien de communication

Protection AHors service si fermé

Hors service si ferméProtection B

À être branché à la demandede la direction réseau de transportet interconnexions.

Contact de l’unitéde tonalité

Opto Coupleur dela protection sevant

à accélérer le Gradin-2

Exemple du Quadramho



9.7 - Problème causé par l’inversion de courantLa philosophie de protection «Accéléré avec dépassement» POR, nous expose à un

problème que l’on ne retrouve pas avec la philosophie «Accéléré sans dépassement» PUR.Une inversion de courant de défaut passant sur une ligne, peut entraîner le déclenchementde cette même ligne, alors que le défaut ne lui appartient pas. L’expressionDéclenchement par sympathie peut être utilisée pour signifier ce phénomène.

On retrouve ce problème dans la configuration suivante du réseau: Deux lignes trèscourtes, adjacentes, dont les deux extrémités sont reliées à des sources. Voyons en détailce problème en question.


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

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

9.7.2 -CAS D’INVERSION DE COURANT AVEC CIRCUIT CONVENTIONNEL

9.7.2.1 - Étape 1 : Arrivée du défaut

Voir la figure-9.39. La tension de barre au poste D du côté de la source la plus forte estsupérieure à la tension de barre du poste G côté source faible. Donc l’extrémité de lasource forte au poste D aide le poste G à alimenter le défaut par le biais de la ligne X02.Ceci engendre un courant dans la ligne X02, allant du poste D vers le poste G. Le gradin-2 de la ligne X02 au poste D, perçoit le défaut de la ligne X01. Il émet donc un signald’accélération vers la protection de la ligne X02 au poste G. Cependant, le gradin-2 de laligne X02 poste G ne perçoit pas le défaut puisqu’il est en arrière dû au sens du courant.

Poste-G Poste-D

Ligne-X01

Ligne-X02

Source

)

Disj-1G

Disj-2G

Disj-1D

Disj-2D

Portée du gradin-2, ligne X02, poste D

Portée du gradin-2, ligne X02, poste G

Chevauchement des gradins



Figure 9.39 - Défaut de la ligne X01 perçu par le gradin-2 de la ligne X02

Notez que les protections de la ligne X01 traitent le défaut de la ligne X01. Nousprésumons que ces protections feront correctement leur travail. Ce qui nous intéresse ici,c’est la perception du défaut de la ligne X01 par les protections de la ligne adjacente X02.En principe, les protections de la ligne X02 ne doivent pas réagir sur le défaut de la ligneX01.

La figure suivante montre le chronogramme de la situation précédente. Il y a d’abordla détection du défaut par le gradin-2 de la ligne X02 au poste D. Il y a ensuite émissiondu signal d’accélération vers la protection de la ligne X02 au poste G. Après un court délaide l’ordre de 15ms à 20 ms, la protection de la ligne X02 au poste G reçoit le signald’accélération qui n’accélère rien pour l’instant puisque le gradin-2 du poste G ne perçoitpas de défaut.

Figure 9.40 - Chronogramme

Poste-G Poste-D

Ligne-X01

Ligne-X02

Courant de défaut

Courant de défaut

Courant de défautSource

)

PROTECTIONLIGNE-X02

0

PROTECTIONLIGNE-X02

0 $%&$%&$%&

Disj-1G

Disj-2G

Disj-1D

Disj-2D

Disj-2G Disj-2D

Z2 Poste-D

TX poste-D

RX poste-G

Z2 Poste-G& A



9.7.2.2 - Étape 2 : Déclenchement du disjoncteur provoquant ’inversion de courant

Le temps que prend une protection de ligne à isoler un défaut est de l’ordre de 4 à 6cycles. Le temps de réaction total de la protection peut être différent d’une extrémité àl’autre de la ligne en défaut. Supposons que la protection du poste G est 1 cycle plusrapide que la protection du poste D. Le disjoncteur de la ligne X01 du poste G ouvre enpremier. La barre du poste G est donc dégagée du défaut de ligne et sa tension relève àune valeur supérieure à la barre du poste D. Maintenant, le poste G aide le poste D àalimenter le défaut par le biais de la ligne X02. Le courant de la ligne X02 change donc dedirection. L’inversion de courant de la ligne X02 fait que la protection de ligne X02 auposte G perçoit maintenant le défaut, le courant étant dans le bon sens. La protection deligne X02 au poste D ne perçoit plus de défaut, le défaut se retrouvant derrière dû au sensdu courant. Le temps que prend un comparateur de gradin pour réagir est de l’ordre de ½cycle.

Figure 9.41 - Inversion de courant

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

Courant de défaut

Courant de défaut

Source

) )

PROTECTIONLIGNE X02

0 $%&

PROTECTIONLIGNE X02

0 $%&$%&

Chevauchement

Déclenchement par inversion de courant de la ligne X02.

Poste-G Poste-D

Ligne-X01

Ligne-X02

Disj-1G

Disj-2G

Disj-1D

Disj-2D



La ligne X01 est entièrement dégagée par ses propres protections de ligne. La ligneX02 a hélas déclenché en se laissant tromper par le phénomène d’inversion de courant. Leclient qui espérait une continuité de service n’apprécie sûrement pas ce genred’événement.

Figure 9.42 - Déclenchement par sympathie

Poste-G Poste-D

Ligne-X01

Ligne-X02

Disj-1G

Disj-2G

Disj-1D

Disj-2D

Source

)

PROTECTIONLIGNE X02

0 $%&

PROTECTIONLIGNE X02

0 $%&$%&



9.7.3 -CIRCUIT DE BLOCAGE DE SIGNAL RX SANS Z2

Observation et solution du problème

En regardant bien le chronogramme suivant, partie de couleur rosée, on voit que leretrait tardif du signal de réception RX au poste G chevauche avec l’apparition du gradin-2. Le gradin-2 est donc accéléré par un vestige de réception et déclenche aussitôt sondisjoncteur. Ce déclenchement n’aurait pas dû se produire. Il existe pourtant unavertissement au risque de l’inversion de courant. En regardant bien la partie en jaune,juste avant l’inversion de courant, le fait de recevoir un signal d’accélération alors que legradin-2 est absent nous expose au risque de déclencher lors d’inversion de courant.

Figure 9.43 - Chronogramme complet du déclenchement par sympathie

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

Z2 Poste D

TX poste D

RX poste G

Z2 Poste G

Déclenchementdu poste-G ligne X02

Inversionde courant Situation indésirable

entraînant audéclenchement

Figure 9.44 - Chronogramme avec minuterie de blocage

Z2 Poste D

TX poste D

RX poste G

Z2 Poste G

MinuterieTpTd - Blocage

Inversionde courant

TdTp

Bloque toute accélérationPas de déclenchement

& A



condition soit présente de manière continue pendant un certain temps Tp, il est possible defiltrer les bruits électriques en ajustant ce temps à une valeur supérieure à la duréemaximale d’un bruit ou induction. L’opération d’un disjoncteur ou d’un sectionneur dansun poste constitue un excellent générateur de bruit électrique.

Lorsque la condition «présence de RX avec l’absence du gradin-2» est détectée, aprèsle temps Tp, une minuterie Td est initiée et bloque toute accélération à venir. La minuteriede retombé Td bloque toute accélération du gradin-2, et peut aussi bloquer toute émissionde signal d’accélération TX selon le fabricant.

Figure 9.45 - Circuit de blocage Tp-Td

Tp signifie Time PickUp qui est le délai d’amorçage de la fonction de blocage de signald’accélération. Td signifie Time DropOut qui est la durée de ce blocage.

9.7.4 -CAS D’INVERSION DE COURANT AVEC CIRCUIT DE BLOCAGE TP-TD

Reprenons le même scénario que la section 9.7.2 page 215, mais cette fois-ci en tenantcompte du circuit de blocage de la figure-9.45. À la figure-9.46, le défaut se produit sur laligne X01. Le gradin-2 de la ligne X02 du poste D perçoit ce défaut et émet un signald’accélération à la protection du poste G. La protection de la ligne X02 au poste G reçoitle signal d’accélération, mais le gradin-2 est inactif. La condition de blocage «présence deRX avec l’absence du gradin-2», toujours présente après le temps Tp, actionne laminuterie Td et bloque toute future accélération.

À la figure-9.47, la protection de la ligne X01 poste G agit en premier et ouvre sondisjoncteur. Le courant change de direction dans la ligne X02 et le gradin-2 du poste Gs’active. Le circuit de blocage Td empêche l’accélération de se produire et évite ledéclenchement du disjoncteur de la ligne X02.

PROTECTIONLIGNE X02

0 $%&

TpTd

PROTECTIONLIGNE X02

0 $%&

Blocage



TpTd

TpTd

Courant de défaut

Courant de défaut

Courant de défautSource

Courant de défaut

Courant de défaut

PROTECTIONLIGNE X02

PROTECTIONLIGNE X02

Poste-G Poste-D

Ligne-X01

Ligne-X02

Disj-1G

Disj-2G

Disj-1D

Disj-2D

Figure 9.46 - Défaut avec circuit de blocage Tp-Td

Figure 9.47 - Blocage de l’accélétration par la minuterie Td

TpTd

TpTd

Source

Chevauchement

Blocage du déclenchement assistéPROTECTION

LIGNE X02PROTECTION

LIGNE X02

Poste-G Poste-D

Courant de défaut

Courant de défaut

Ligne-X01

Ligne-X02

Disj-1G

Disj-2G

Disj-1D

Disj-2D



Le circuit de blocage Tp-Td a évité la perte de la ligne par sympathie. Le clientcontinue donc à être alimenté sans pénalité.

Figure 9.48 - Ligne X02 préservée

Source

TpTd

TpTd

Poste-G Poste-D

Ligne-X01

Ligne-X02

Disj-1G

Disj-2G

Disj-1D

Disj-2D

PROTECTIONLIGNE X02

PROTECTIONLIGNE X02



9.7.5 -MÉTHODE DE BLOCAGE AVEC LE GRADIN-3 INVERSÉ

L’absence de gradin-2 lors de réception de signal est la condition normale de blocagede l’accélération. Le gradin-2 est absent puisque le défaut se trouve en arrière de la zoneprotégée par la protection, voir figure-9.46. Certains fabricants offrent la possibilité derenverser la direction du gradin-3 et de prendre la logique suivante: Lorsque le défaut esten arrière «gradin-3» et que je reçoive un signal de réception «85RX», alors je bloquel’accélération. Rien n’empêche de préserver l’ancienne condition de l’absence du gradin-2 comme montré en figure suivante. Avec cette méthode, la filtration avec le temps Tpn’est plus nécessaire. La construction d’un comparateur de gradin filtre déjà les bruits,harmoniques et composantes CC.

Figure 9.49 - Blocage de l’accélération par le gradin-3 inversé

Ce qui motive à utiliser cette méthode est la possibilité d’avoir un poste en extrémitéfaible que nous verrons au chapitre 9, section 9.10 page 237. Si la source faible alimentantle poste G de la figure-9.46 est hors service, ainsi que la ligne X02, la protection du posteG doit passer en mode «Extrémité Faible». La philosophie de protection «Extrémitéfaible» est aussi connue sous le nom de «Protection Écho» ou «WI Weak Infeed».Dans cette philosophie, le gradin-3 doit être orienté vers l’arrière. Hors, si la source estprésente ainsi que les deux lignes adjacentes, la protection doit pouvoir se protéger contreles déclenchements par sympathie. La technique du gradin-3 inversé permet à laprotection de ligne de supporter deux philosophies de protections différentessimultanément, sans avoir recourt à des interventions extérieures.

Z1

Z2

Z3

PROTECTIONLIGNE X02

Td

AVEC Z3 INVERSÉ



9.8 - Client branché sur le parcourt de la ligneIl arrive régulièrement que des petits postes de répartition ou distribution soient reliés

sur le parcours d’une ligne de transport d’énergie. Il serait trop onéreux d’équiper cespetits postes de lien de communication et de systèmes de protection sophistiqués. Lespostes principaux G et D de la figure suivante doivent donc composer avec ces petitspostes, toute en préservant la sélectivité du défaut. Les protections de ligne des postes Get D ne doivent pas réagir sur des défauts appartenant aux petits postes, mais doivent isolerles défauts appartenant à la ligne. Il y aura donc de la coordination à faire afin de prioriserles protections des petits postes avec les protections de ligne.

Figure 9.50 - Client branché au centre de la ligne

Le premier gradin est instantané, donc il ne doit jamais couvrir un client branché sur laligne. La portée du premier gradin est limitée au premier tronçon de ligne sans client. Parexemple, à la figure précédente, le gradin-1 du poste G peut couvrir 80% du tronçon deligne entre les postes G et M. Les premiers gradins ne peuvent donc plus se chevaucher, etla philosophie PUR de la section 9.3 page 201 ne s’applique pas à ce contexte. Lesgradins-2 conservent leur caractéristique de dépassement, soit 120% de la ligne totale.

Figure 9.51 - Portée normale des gradins sauf pour le gradin-1

La philosophie qui convient le mieux à ce contexte réseau est le mode accéléré avecdépassement «POR» vu en section 9.4 page 208. Cependant, le gradin-2 ou l’accélérationdu gradin-2 devra subir un retard «Tp» afin de laisser le temps aux protections des postesclients de réagir si le défaut appartient à un de ces petits postes. Voir figure-9.52.

Poste G

Poste DZ1 poste G

Z1 poste D

Z2 poste D

Z3 poste D

Z2 poste GZ3 poste G

Poste Mposte client

Z1

Z2

Z3



Figure 9.52 - Délai Tp sur l’accélération du gradin-2

Le fait que les gradins-1 ne se chevauchent pas, une zone grise est créée à la figure-9.53. Seule la philosophie accélérée avec dépassement «POR» peut couvrir cette zone.Les gradin-2 couvrent la ligne en entier, et perçoivent aussi les défauts à l’intérieur despostes clients. Cependant, ils ne doivent pas traiter un défaut qui est isolable par le posteclient.

Figure 9.53 - Zone invisible aux gradins-1

Voyons trois exemples de défauts que nous décrirons dans les pages suivantes. Ledéfaut-1 situé à l’intérieur du poste client. Le défaut-2 situé dans la zone grise de la ligneà protéger. Et un défaut-3 perceptible par les protections de la ligne à protéger, mais surune ligne avoisinante.

Figure 9.54 - Trois exemples de défaut

Temps

ARRIVÉEDU DÉFAUT

Moment où l'accélération du deuxièmegradin peut commencer à fonctionner

Délai de réaction de la protection instantanée du petit poste

Minuterie Tp

Z1 poste G

Z1 poste D

Z2 poste D

Z2 poste G

Zone invisible rendant le mode PUR impossible

Poste G

Poste DPoste Mposte client

Poste G Poste D

Ligne X01

Client

Défaut-1

Défaut-2

Défaut-3

Poste client M



La philosophie utilisée est de type «accéléré avec dépassement». Cependant, il y a unelégère modification à apporter à la philosophie. Il faut retarder l’accélération du gradin-2afin de laisser le temps aux protections du poste client d’opérer. Il est préférable que lecompte à rebours se fasse à partir de l’état du gradin-2 et non à la réception du signal deréception 85RX. Sinon, le délai de réception risque de retarder le fonctionnement de laprotection.

Figure 9.55 - Schéma de la philosophie POR avec délai sur l’accélération du gradin-2

PROTECTIONLIGNE X01

Tp

Circuit duposte G ou D



9.8.1 -DÉFAUT DANS LE POSTE CLIENTLe poste client M est un poste de distribution ou de répartition branché directement sur

une ligne de transport. Normalement, la réactance du transformateur abaisseur de tensionau poste M ne permet pas aux gradins-2 des postes D et G de percevoir un défaut du côtéclient. Mais si le défaut se produit à l’intérieur du transformateur ou du côté haute tensiondu poste client, le défaut est perçu par les gradin-2 des protections de ligne. Normalement,un petit poste client possède des protections de base comme des relais de surintensité oudes protections différentielles.

Figure 9.56 - Défaut chez le client

Voyons le chronogramme suivant. À l’apparition du défaut dans le poste client, figure-9.56, les gradins-2 des postes G et D s’activent et actionnent leur minuterie Tp. Ilsémettent un signal d’accélération TX vers le poste de l’autre extrémité, G vers D, et D versG. Les postes reçoivent leur signal d’accélération RX, mais il est impossible d’accélérer legradin-2 tant que le délai Tp n’a pas terminé son compte. Entre temps, la protection duposte client M perçoit son propre défaut et l’isole. Une fois le défaut isolé, les gradins-2des postes G et D ne perçoivent plus de défaut et se retirent. Ils cessent d’émettre leursignal d’accélération TX, et le signal de réception RX se retire par la suite. Le défaut estisolé et la ligne de transport demeure en service. Nous avons évité de déclencherinutilement une région complète pour un simple défaut de petit client.

Figure 9.57 - Chronogramme d’un défaut au poste client.

Poste G Poste DLigne X01

Client

Défaut-1

Poste M

50

Z2

Rx

Tx

Z2Tp

Z2

Rx

Tx

Z2Tp



9.8.2 -DÉFAUT DANS LA ZONE GRISE DE LA LIGNE

Un défaut se produit dans la zone grise de la ligne. C’est à dire à un endroit non perçupar les gradins-1. Ce défaut n’est pas perçu par les protections du poste client M puisqu’ilest en amont. Donc, seule les protections de lignes aux postes G et D traitent ce défaut.

Figure 9.58 - Défaut dans la zone grise de la ligne

Voyons le chronogramme suivant. À l’apparition du défaut dans la zone grise de laligne, figure-9.58, les gradins-2 des postes G et D s’activent et actionnent leur minuterieTp. Ils émettent un signal d’accélération TX vers le poste de l’autre extrémité, G vers D,et D vers G. Les postes reçoivent leur signal d’accélération RX, mais il est impossibled’accélérer le gradin-2 tant que le délai Tp n’a pas terminé son compte. À la fin ducompte de la minuterie Tp, l’accélération a lieu et la ligne est déclenchée. Le défaut estmaintenant isolé.

Figure 9.59 - Chronogramme d’un défaut en zone grise de la ligne

Poste G Poste D

Ligne X01

Client

Défaut-2

Poste M

50

Z2

Rx

Tx

Z2Tp

Z2

Rx

Tx

Z2Tp



9.8.3 -DÉFAUT AVOISINANTLa figure suivante montre un défaut avoisinant, pouvant être perçu par le gradin-2 du

poste G, et n’appartenant pas à la ligne à protéger. Voyons comment notre philosophietraite ce défaut

Figure 9.60 - Défaut avoisinant

Le poste G perçoit le défaut et émet un signal d’accélération vers le poste D. Le posteD reçoit en vain le signal d’accélération RX puisque son gradin-2 ne voit pas ce défaut.Le défaut se situe en arrière pour la protection de la ligne X01 au poste D. La protectiondu poste D n’émet donc pas de signal d’accélération vers le poste G. Le gradin-2 du posteG ne reçoit pas d’accélération et doit donc attendre sa minuterie TZ21 avant de pouvoirdéclencher. Voir figure-9.55.

Dans l’exemple de la figure-9.60, le défaut réside sur la ligne X02. Cette ligne possèdeses propres protections. Ils devront isoler très rapidement le défaut, bien avant laminuterie TZ2, et selon la philosophie utilisée pour la ligne X02, bien avant la minuterieTp. Le chronogramme suivant laisse croire que le défaut est isolé après un temps Tp, maiscela est voulu pour l’exemple afin de montrer que même après un temps Tp, il n’y aura pasde déclenchement sur la ligne X01.

Figure 9.61 - Chronogramme de défaut avoisinant

1.Délai du gradin-2 de l’ordre 20 à 30 cycles


Client

Défaut-3

Poste MLigne X02

50

Z2

Rx

Tx

Z2Tp

Z2

Rx

Tx

Z2Tp



9.9 - Mode blocageReprenons la section 9.8 page 224, mais cette fois-ci avec une philosophie différente.

Il arrive régulièrement que des petits postes de répartition ou distribution soient reliés surle parcours d’une ligne de transport d’énergie. Il serait trop onéreux d’équiper ces petitspostes de lien de communication et de systèmes de protection sophistiqués. Les postesprincipaux G et D de la figure suivante doivent donc composer avec ces petits postes,toute en préservant la sélectivité du défaut. Les protections de ligne des postes G et D nedoivent pas réagir sur des défauts appartenant aux petits postes, mais doivent isoler lesdéfauts appartenant à la ligne. Il y aura donc de la coordination à faire afin de prioriser lesprotections des petits postes avec les protections de ligne.

Figure 9.62 - Poste client branché à la ligne

Le premier gradin est instantané, donc il ne doit jamaiscouvrir un client branché sur la ligne. La portée dupremier gradin est limitée au premier tronçon de lignesans client. Par exemple, à la figure précédente, le gradin-1 du poste G peut couvrir 80% du tronçon de ligne entreles postes G et M. Les premiers gradins ne peuvent doncplus se chevaucher, et la philosophie PUR de la section9.3 page 201 ne s’applique pas à ce contexte. Les gradins-2 conservent leur caractéristique de dépassement, soit120% de la ligne totale.

Il y a cependant une différence avec la sectionprécédente. Le gradin-3 est orienté vers l’arrière et estutiliser bloquer le gradin-2 de l’autre extrémité de la lignesi le défaut est en arrière.

Figure 9.63 - Portée des gradins

La philosophie «accéléré avec dépassement» «POR» vu en section 9.4 page 208 ne serapas utilisée ici. L’opération du gradin-2 sera accélérée par la minuterie «Tp» et non par unsignal de réception Rx. Le signal de réception Rx servira plutôt à bloquer cetteaccélération. Donc, la minuterie d’accélération Tp doit laisser le temps au signal deblocage Rx d’arriver, et laisser le temps aux protections des postes clients de réagir si ledéfaut appartient à un de ces petits postes. Voir figure-9.64.

Poste G

Poste DZ1 poste G

Z1 poste D

Z2 poste DZ3 poste D

Z2 poste GZ3 poste G

Poste Mposte client

Z1

Z2

Z3



Figure 9.64 - Fenêtre de temps Tp

Le fait que les gradins-1 ne se chevauchent pas, une zone grise est créée à la figure-9.65. Seule la philosophie accélérée avec dépassement «POR» peut couvrir cette zone.Les gradins-2 couvrent la ligne en entier, et perçoivent aussi les défauts à l’intérieur despostes clients. Cependant, ils ne doivent pas traiter un défaut qui est isolable par le posteclient.

Figure 9.65 - Zone grise des gradins-1

La philosophie «Accéléré avecdépassement» est légèrement modifiée dansle mode blocage. L’accélération estmaintenant faite avec la minuterie Tp. Lelien de communication servira plutôt àbloquer cette accélération. Le gradin-3perçoit les défauts en arrière. Si le défaut esten arrière, le défaut n’est donc pas sur la ligneà protéger. On doit bloquer la minuterie Tpde la protection de l’autre extrémité de laligne en utilisant les liens de communication.Voyons en détail le fonctionnement de cettephilosophie.

Figure 9.66 - Circuit du mode blocage

Temps

ARRIVÉEDU DÉFAUT

Délai d'arrivée du signal de blocage

Moment où le deuxième gradininstantané peut commencer à fonctionner

Délai de réaction de la protection instantanée du poste client

Minuterie Tp

Z1 poste G

Z1 poste D

Z2 poste D

Z2 poste G

Zone invisible rendant le mode PUR impossible

Poste G

Poste DPoste Mposte clientZ3 poste G

Z3 poste D

PROTECTIONLIGNE X01

TpTd

Circuit duposte G ou D



Figure 9.67 - Exemple de trois défauts à analyser

Voyons trois exemples de défauts à la figure-9.67 que nous décrirons dans les pagessuivantes. Le défaut-1 situé à l’intérieur du poste client. Le défaut-2 situé dans la zonegrise de la ligne à protéger. Et un défaut-3 perceptible par les protections de la ligne àprotéger, mais sur une ligne avoisinante.

Poste G Poste D

Ligne X01

Client

Défaut-1

Défaut-2

Défaut-3

Poste client M



9.9.1 -DÉFAUT DANS LE POSTE CLIENTLe poste client M est un poste de distribution ou de répartition branché directement sur

une ligne de transport. Normalement, la réactance du transformateur abaisseur de tensionau poste M ne permet pas aux gradins-2 des postes D et G de percevoir un défaut du côtéclient. Mais si le défaut se produit à l’intérieur du transformateur ou du côté haute tensiondu poste client, le défaut est perçu par les gradin-2 des protections de ligne. Normalement,un petit poste client possède des protections de base comme des relais de surintensité oudes protections différentielles.

Figure 9.68 - Défaut dans le poste client

Voyons le chronogramme suivant. Le défaut est perçu par les gradins-2 des postes GD. Le compte de la minuterie Tp est initié. Nous ne tiendrons pas compte de la minuterieTZ2 dû à son délai élevé de l’ordre de 20 à 30 cycles. Les gradins-2 doivent attendre la findu compte de la minuterie TP avant de pouvoir déclencher la ligne. Cependant, le défautest à l’intérieur du poste client M. Les protections du poste client M traitent et isole ledéfaut bien avant la fin du compte Tp. Une fois le défaut isolé, les gradins-2 des postes Get D se retirent et la ligne X01 est préservée.

Figure 9.69 - Chronogramme du défaut dans un poste client M


Client

Défaut-1

Poste M

50

Z2

Rx

Tx

Z2Tp

Z3

Z2

Rx

Tx

Z2Tp

Z3



9.9.2 -DÉFAUT DANS LA ZONE GRISE DE LA LIGNE

Un défaut se produit dans la zone grise de la ligne. C’est à dire à un endroit non perçupar les gradins-1. Ce défaut n’est pas perçu par les protections du poste client M puisqu’ilest en amont. Donc, seule les protections de lignes aux postes G et D traitent ce défaut.

Figure 9.70 - Défaut dans la zone grise de la ligne X01

Voyons le chronogramme suivant. Les gradins-2 des postes D et G perçoivent le défautet initient le compte de leur minuterie Tp. Comme le défaut appartient à la ligne, il ne peutêtre éliminé que par les protections de la ligne. Le délai Tp doit donc accomplir soncompte. À la fin du compte Tp, le défaut est toujours présent et aucun signal de blocageest reçu. Les gradins-2 des postes G et D sont donc accélérés par leur minuterie Tp afind’isoler ce défaut en déclenchant leur disjoncteur.

Figure 9.71 - Chronogramme du défaut dans la zone grise de la ligne


Client

Défaut-2

Poste M

50

Z2

Rx

Tx

Z2Tp

Z3

Z2

Rx

Tx

Z2Tp

Z3



9.9.3 -DÉFAUT AVOISINANTLa figure suivante montre un défaut avoisinant, pouvant être perçu par le gradin-2 du

poste G, et n’appartenant pas à la ligne à protéger. Voyons comment notre philosophietraite ce défaut

Figure 9.72 - Défaut avoisinant n’appartenant pas à la ligne X01

Le gradin-2 du poste G perçoit le défaut et démarre sa minuterie Tp. Il doit attendre lafin du compte de sa minuterie Tp afin de pouvoir déclencher son disjoncteur. Pour leposte D, le défaut est en arrière et est perçu par le gradin-3. Le gradin-3 émet aussitôt unsignale de blocage Tx vers le poste G. Le poste G reçoit le signal de blocage Rx et ildevient maintenant impossible à la minuterie Tp d’accélérer le gradin-2. L’accélérationpar la minuterie Tp est donc bloquée. Normalement, les protections de la ligne X02 ontamplement le temps de libérer le défaut avant la fin de la minuterie Tp. Dans notreexemple, on fait durer le défaut plus longtemps que le temps Tp afin de montrer le


Client

Défaut-3

Poste MLigne X02

50

Z2

Rx

Tx

Z2Tp

Z3

Z2

Rx

Tx

Z2Tp

Z3

Figure 9.73 - Chronogramme du défaut avoisinant



fonctionnement de notre philosophie de protection en mode blocage.

9.9.4 -AVANTAGE DU MODE BLOCAGE

L’exemple de la figure-9.74 expose bien l’avantage du mode blocage. Nous avions vule problème de l’inversion de courant à la section 9.7 page 215. Jumelé le mode blocageavec la protection d’inversion de courant avec le gradin-3 inversé vue en section 9.7.5page 223 constitue un choix très convoité par bien des fabricants. La philosophie vue ensection 9.8 page 224 usant de la philosophie POR doit se protéger contre les inversions decourants, mais supporte très mal les extrémités faibles. Le mode blocage sur les lignesadjacentes, se converti très facilement en mode «Extrémité faible», ce qui représentegrand atout.

Figure 9.74 - Réseau de ligne adjacente avec client relié à la ligne

Poste-G

Extrémité fort

Poste-D

Client

Ligne X01

Ligne X02

Le gradin-3 perçoit ledéfaut en arrière, donc

émet un signal de blocage

Émission de signal de blocageLe gradin-2 perçoit le défautattend sa minuterie TpMais est BLOQUÉ parla réception du signal deblocage Rx

Le gradin-3 ne perçoit pasde défaut arrière, donc

n'émet pas de signal de blocageLe gradin-2 perçoit le défaut

et déclenche à la fin de saminuterie Tp.

Le gradin-2 perçoit le défautet déclenche à la fin de saminuterie Tp. Il ne reçoit pasde signal de blocage.

Extrémité faible



9.10 - Protection écho ou extrémité faible [WI]À la figure suivante, le poste D peut être une extrémité faible si la source est absente.

Le problème d’une extrémité faible est qu’il n’y a plus de source pour alimenter le défaut.Donc lors de défaut sur la ligne X01, il y a absence de tension et de courant au poste D. Laprotection de ligne du poste D ne fonctionne plus. Si l’extrémité faible ne possède jamaisde source, il devient inutile d’installer une protection de ligne au poste D. On revient à laphilosophie de base de la section 9.2 page 195. Par contre, si une source d’appoint estreliée à l’extrémité faible, il devient possible d’alimenter un défaut sur la ligne X01 par lebiais du poste D, et la protection de ligne du poste D fonctionne. Nous devrons doncadopter une philosophie de protection capable de fonctionner dans les deux possibilitéscitées précédemment. Il s’agit de la protection Écho, ou Extrémité faible, ou Weak InfeedWI.

Figure 9.75 - Extrémité faible avec ou sans source d’appoint

Une autre possibilité est la configuration de lignes adjacentes, voir figure-9.76. Si laligne X02 est présente, le poste D est alimenté lors de défaut sur la ligne X01, Donc lesprotections de ligne du poste D fonctionnent. Cependant, si la ligne X02 est absente, leposte D devient une extrémité faible, incapable d’alimenter le défaut. Les protections deligne sont donc hors d’usage au poste D. On doit donc adopter la philosophie «Extrémitéfaible» que nous verrons dans les prochaines pages.

Figure 9.76 - Lignes adjacentes avec extrémité faible

Source

Source

Charge

Poste GPoste N

Ligne X01

Courantde défaut

Extrémitéfaible

si pas de sourceEXTRÉMITÉ

FORTE

Poste D

Source


Extrémité Faible siLigne X02 hors service

EXTRÉMITÉFORTE

Ligne X01

Ligne X02

ChargePoste G Poste D



9.10.1 -CONFIGURATION DES PROTECTIONS

Figure 9.77 - Philosophies adopdées par les deux extrémités de la ligne

9.10.1.1 - Philosophie de l’extrémité forte

À la figure-9.77, le poste G est une extrémité forte et la protection de ligne seratoujours alimentée lors de défaut sur la ligne X01. La philosophie de protection adoptéepour cette extrémité est «Accéléré avec dépassement» POR. Dans cette philosophie, il estnécessaire de recevoir un signal d’accélération en provenance de la protection de ligne duposte D. D’où l’importance que la protection du poste D puisse émettre un signald’accélération vers le poste G en tout temps lors de défaut.

9.10.1.2 - Philosophie de l’extrémité faible

L’extrémité faible possède en réalité deux philosophies. Le choix se fait selon quel’extrémité est alimentée ou non. Si l’extrémité est alimentée par une source d’appoint, laphilosophie appliquée est «Accéléré avec dépassement». Si l’extrémité n’est pasalimentée, la philosophie appliquée est «Extrémité faible». Certains fabricants utilisent leseuil minimum de courant «50» afin de sélectionner automatiquement la philosophieadéquate. Avec un seuil minimum de courant, on reconnaît que l’extrémité est alimentée.

Voyons dans les pages qui suivent le détail de chaque application.

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Poste G

Poste DLigne X01



9.10.2 -EXTRÉMITÉ FAIBLE AVEC SOURCE D’APPOINT

Selon la figure suivante, une source d’appoint alimente le défaut par l’extrémité faible.La protection du poste D fonctionne et la philosophie «Accéléré avec dépassement»s’applique.

A - Le poste G perçoit le défaut en gradin 2 et émet un signal d’accélération vers leposte D.

B - Dû à la présence de source d’appoint, le poste D perçoit le défaut en gradin 2 etémet un signal d’accélération vers le poste G.

C & D - La réception du signal d’accélération permet d’outrepasser la minuterie TZ2 etdéclencher rapidement le disjoncteur.

Figure 9.78 - Extrémité faible avec source d’appoint

Remarquez que le gradin-3 demeure orienté vers l’arrière au poste D. Nous verronsplus loin le pourquoi.

PROTECTIONLIGNE X01

Ligne X01 Ligne X02

Poste G Poste D

PROTECTIONLIGNE X01

Extrémité FORTE

Extrémité Faibleavec source d'appoint

# $

%



9.10.3 -EXTRÉMITÉ FAIBLE SANS ALIMENTATION

À la figure suivante, le poste D n’est pas alimenté et devient une extrémité faible. Lescomparateurs de gradins du poste D ne fonctionnent pas. Le gradin 2 du poste D ne pourradonc pas émettre un signal d’accélération vers le poste G. Lors de défaut sur la ligne X01,il n’y a pas de gradin ni tension au poste D. Cependant, tout fonctionne normalement auposte G. Donc le poste G émet un signal en direction du poste faible D «voir A». Le posteD comprend qu’il est en extrémité faible lorsqu’il reçoit un signal d’accélération et qu’il ya absence de tension et de gradin «voir B». Donc, sur ces conditions, le poste faible Drenvoie un signal d’accélération vers le poste G afin de lui fournir l’accélérationnécessaire pour isoler rapidement le défaut «voir C & D».

Figure 9.79 - Extrémité faible non alimenté

On utilise le terme Écho pour signifier le renvoie du signal d’accélération versl’extrémité forte lors d’absence de tension et gradin à l’extrémité faible.

Ligne X01 Ligne X02

Poste G Poste D

PROTECTIONLIGNE X01

Extrémité FORTE Extrémité Faible

PROTECTIONLIGNE X01

&

ÉCHO

Écho

Émission pour accélérer le gradin-2 du poste-2

Retour pour accélérer le gradin-2 du poste-2

Pas de gradin-3Pas de tensionRéception d'un signal

#

$%



9.10.4 -DÉFAUT ARRIÈRE PRÈS DU POSTE

La figure-9.80 montre la cohabitation des philosophies POR et WI dans la protectiondu poste D. La plupart des fabricants appellent cette cohabitation «POR-WI». Supposonsqu’un défaut se produise près du poste D sur la ligne X02, à l’intérieur du gradin 2 duposte G. Le poste G émet un signal d’accélération vers le poste D «voir A». Le poste Dreçoit ce signal d’accélération et est tenté de le renvoyer vers le poste G puisque la tensiondu poste est très faible dû à la proximité du défaut. Il ne faut pas renvoyer de signald’accélération vers le poste G puisque le défaut n’appartient pas à la ligne X01. On doitdonc bloquer l’écho lorsque le défaut est vers l’arrière «voir C & D». Pour ce faire, legradin-3 doit être orienté vers l’arrière et son utilité est le blocage de l’émission lorsque ledéfaut est arrière.

Figure 9.80 - Défaut arrière

Certains fabricants inhibent le fonctionnement du mode écho dès qu’un seuil minimumde courant est atteint. Remarquez que la protection du poste D est sur le parcours ducourant de défaut lorsque le défaut est arrière, donc la protection est fonctionnelle et lesgradins sont utilisables.

Ligne X01 Ligne X02

Poste G Poste D

PROTECTIONLIGNE X01


#

PROTECTIONLIGNE X01

&

$%

'



9.10.5 -EXTRÉMITÉ FAIBLE AVEC LIGNE ADJACENTE ABSENTE

À la figure suivante, le poste D n’alimente pas le défaut de la ligne X02 puisquel’extrémité est faible. Donc en résumé :

A - Le gradin-2 de la ligne X02 du poste G perçoit le défaut et émet un signald’accélération vers le poste D.

B & C- Le poste D reçoit le signal d’accélération. Comme la tension est absente etqu’aucun gradin ne fonctionne, la protection émet un signal d’accélération vers leposte G. On peut dire que la protection a fait un écho du signal reçu.

D & E- La protection du poste G reçoit le signal d’accélération (ou l’écho) et accélère legradin 2 pour déclencher le disjoncteur.

Figure 9.81 - Défaut avec ligne adjacente absente

Il s’agit du même fonctionnement que la figure-9.79. La seul différence est latopologie du réseau.

Ligne X01

Ligne X03

Poste G Poste D

PROTECTIONLIGNE X02


#

PROTECTIONLIGNE X02

&

$

%

'

Ligne X02Extrémité Faible

ÉCHO



9.10.6 -EXTRÉMITÉ FAIBLE AVEC LIGNE ADJACENTE PRÉSENTE

Reprenons le même défaut que la page précédente, mais cette fois-ci, avec la ligneadjacente présente. Le poste D est alimenté par la ligne X01 et alimente le défaut de laligne X02. L’extrémité n’est plus faible. Les gradins du poste D fonctionnentnormalement et la philosophie «accéléré avec dépassement» POR s’applique.

Figure 9.82 - Défaut avec ligne adjacente présente

Si le défaut est trop près du poste D, la tension du poste D est très faible et la protectionécho peut fonctionner dès la réception du signal d’accélération. Que la protection échofonctionne ne représente pas de problème. De toute manière, il y a de très forte chanceque le gradin 2 du poste D ait déjà émis le signal d’accélération vers le poste G avant quela protection écho travaille. Certains fabricants préfèrent inhiber le mode écho dès qu’il ya minimum de courant.

Figure 9.83 - Minimum de courant

Ligne X01

Ligne X03

Poste G Poste D

PROTECTIONLIGNE X02


#

PROTECTIONLIGNE X02

&

$

%

'

Ligne X02Extrémité Faible

Extrémité Faible

&

'



9.10.7 -EXTRÉMITÉ FAIBLE AVEC DÉFAUT ARRIÈRE SUR LIGNE ADJACENTE

Soit un défaut sur la ligne X01, près du poste D. Nous prenons pour acquis que lesprotections de cette ligne feront correctement leur travail. La protection de la ligne X02du poste G perçoit le défaut en gradin 2 et émet son signal d’accélération vers la protectionX02 du poste D «Voir A». La protection de la ligne X02 au poste D reçoit le signald’accélération «Voir B». Comme le défaut est près du poste D, la tension du poste est trèsfaible et la protection X02 poste D rencontre une partie des conditions afin de renvoyer(écho) le signal d’accélération vers la protection X02 poste G. Comme le défautn’appartient pas à la ligne X02, il ne doit pas y avoir d’écho. Le gradin 3 de la protectionX02 poste D, étant orienté vers l’arrière, perçoit le défaut sur la ligne adjacente et bloqueainsi la transmission du signal d’accélération vers la protection X02 poste G «Voir C». Laligne X02 ne sera donc pas déclenchée pour un défaut qui ne lui appartient pas.

Figure 9.84 - Défaut arrière sur ligne adjacente

Ligne X01

Ligne X03

Poste G Poste D

PROTECTIONLIGNE X02


#

PROTECTIONLIGNE X02

&

$%

'

Ligne X02

Extrémité Faible

Par Serge Tremblay ing. ©2003 mai 4, 2004 Chapitre-1 Page i


Par Serge Tremblay ing. ©2003 mai 4, 2004 Chapitre-1 Page ii


Par Serge Tremblay ing. ©2003 May 4, 2004 Référence et introduction Page iii


INDEX

Accéléré avec dépassement 38Angle de la ligne 26asymétrie 8

Capacitance de la ligne 9champ électrique 9champ magnétique 10Commutation 31Comparateur

18 comparateurs 32électromagnétique 30

Comparateur d’angle 29composante DC 17Courant

Défaut arrière 25Court-Circuit

Modèle de la ligne 16

Défaut

arrière 24avant 24Portée 24

dépassementsans ... 33

Diagramme d’impédance 26de la charge 15

Directionnal Shaped Reatance 39DSR 39

Effet

Capacitif 9Inductif 10Résistif 8

Élément de démarrrage 32

fonctions hyperboliques 12

Gradin

Commutation 31Définition 27Polarisé 33premier 33Quadrilatère 40sans dépassement 33Type mho 27

Harmonique 20harmonique 17harmoniques 8

Inductance Shunt 14

mho 27minuterie

symbole 42Modèle électrique de la ligne 8modèle PI 12

oscillation angulaire 34

Permutation des Phases 13Phases - Rotation 13Phénomène d’induction 10POR 38

Quadrilatère 40

Relais d’impédance 24Relais de ligne 24Résistance d’arc 35Résistance de la ligne 8Rotation des Phases 13

saturation 8

Documents

Protection Ligne I-Philosophie HQ