plan de protection coordonne hta vers 01

5/13/2018 Plan de Protection Coordonne HTA Vers 01 - slidepdf.com

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02/11/2009 Extrait du stage « Plan de protection des réseaux de distribution publique HTA » 1

Le raccordement des réseaux industriels

Plan de protection coordonné HTA

Réseaux exploités avec un neutre impédant

P=3MWtg0,4

90 kV

Scc = 800 MVA

20 kV

Tr 411S = 36 MVAU = 18 %

Tr

cc

P==2MW tg 0,4

5 km CâbleAlu 150 mm²

1 km Câble

Alu 150 mm²A

C

POSTE AMPERE

Hôpital

S = 5 MVA

U = 6 %Tr

cc

S =5 MVA

X'd = 25 %ma

Hopital

P=1MW

160 MVA

B

116/150 MVA

E

GCogéné

Su= 1,25 MVA

X'd= 20 %

Su= 1,25 MVA

ucc= 4 %

S = 1,25 MVA

U = 4 %Tr

cc

P = 2 MW

GE

Mlb

Version 01



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1 LE CONTEXTE.....................................................................................................4

2 ARCHITECTURE D’UN RACCORDEMENT ........................................................5

2.1 Principes généraux.....................................................................................................................................5

2.2 Le plan de protection coordonné.................................................... ..........................................................5

3 DEFINITION D’UNE PROTECTION NF C13-100.................................................6

3.1 La protection générale est assurée par des fusibles ................................................... .............................6

3.2 La protection générale est assurée par un disjoncteur ........................................................ ...................7

4 DEFINITION DE LA PROTECTION DE DECOUPLAGE NF C15-400 ...............10

4.1 La détection des défauts à la terre..........................................................................................................10

4.2 La détection des défauts polyphasés.......................................................................................................12

4.3 La sélectivité ....................................................... ........................................................... ...........................12

4.4 Les fonctionnements anormaux..............................................................................................................13

4.5 La mesure de la fréquence .................................................... ........................................................... .......13

4.6 La mesure de la tension ......................................................... ........................................................... .......14

4.7 Mise en œuvre d’une téléaction...............................................................................................................14

4.8 Les protections NF C15-400....................................................................................................................15

5 DEFINITION DE LA PROTECTION DU DEPART « AUTO-PRODUCTEUR » ..16

5.1 Le contexte des réseaux continentaux Français ......................................................... ...........................16

5.2 La détection des défauts polyphasés.......................................................................................................16

5.3 La définition des TC .................................................... ........................................................... .................17

5.4 La détection des défauts à la terre..........................................................................................................17

5.5 La sélectivité ....................................................... ........................................................... ...........................18

6 EN CONCLUSION ..............................................................................................19

Document de synthèse du stage « raccordement d’un réseau industriel »Réalisé par Michel LAMBERT



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Avertissement

Cet ouvrage n’étant pas un document de doctrine, il ne doit pas être utilisé comme document de référence.

Il a pour objet de présenter les dispositions générales qui sont appliquées sur les réseaux

continentaux HTA Français exploité avec un neutre impédant.

• Les dispositions relatives au raccordement des réseaux industriels sur les réseaux séparéssont traités dans le document « Plan de protection des réseaux séparés industriels ».

• Le plan de protection coordonné des ouvrages exploités avec un neutre compensé sera

traité dans le document « Généralité du plan de protection coordonné des ouvrages de

distribution publique HTA exploités avec un neutre compensé ».



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1 Le contexteAvec l’ouverture des marchés de la distribution de l’énergie électrique, la qualité du produit électricité

et des services associés, est devenue l’élément essentiel de la concurrence. Les gestionnaires des

réseaux publics doivent s’adapter aux exigences de leurs clients et des autorités concédantes. Pour

cela, ils doivent exploiter en cohérence les réseaux dont ils ont la charge en tenant particulièrement

compte des exigences de qualité et de sécurité.

La qualité du produit électricité fait l’objet d’engagements contractuels. Elle répond à trois

critères :

• la pureté de l’onde,

• les valeurs de la tension et de la fréquence,

• la sécurité de l’alimentation et la continuité de la fourniture.

Les aspects réglementaires traitent généralement de la sécurité des biens et des personnes:

• les régimes de neutre,

• le traitement des défauts.

Le raccordement d’un réseau industriel comportant des générateurs couplés au réseau peut provoquer

des contraintes d’exploitation et modifier la performance du réseau du distributeur.

Lorsqu’il s’agit de raccorder un réseau industriel, on doit examiner l’impact de cette installation sur le

fonctionnement du système électrique du réseau public. On doit notamment étudier :

• les perturbations du plan de protection,

• la modification du profil de tension,

• la modification du profil de la puissance de court-circuit,

• l’atténuation des signaux tarifaires.

Une convention d’exploitation signée par les exploitants des différents réseaux doit fixer lesobligations de chacun.

Une convention de raccordement doit quant à elle, définir l’interface au point de raccordement.

Cet ouvrage présente les dispositions générales relatives au plan de protection coordonnée du réseau

public HTA lorsqu’il s’agit de raccorder un réseau industriel.

Documents de référence:• Le Guide Technique de la Distribution B 61-41 édité par ERDF traite des protections des

installations de production raccordées à un réseau de distribution. Nous reprenons dans cet

ouvrage quelques généralités développées dans ce document.

• Le Guide Technique de la Distribution B 61-21 édité par ERDF qui traite du principe des

protections des réseaux de distribution publique HTA exploités avec un neutre impédant.

• La norme NF C 13-100 qui définit les conditions de mise en œuvre de la protection générale

d’un réseau industriel.

• La norme NF C15-400 qui définit les dispositions complémentaires à la norme NF C 13-100

pour le raccordement des générateurs aux réseaux HTA et BT.



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2 Architecture d’un raccordement

2.1 Principes généraux Afin de préserver la sécurité des

personnes et l’intégrité des matériels

électriques, tout défaut intervenant sur un

élément du réseau HTA ou raccordé à celui-

ci doit être détecté et éliminé par le plan de

protection coordonné.

Pour répondre aux obligations

contractuelles de la continuité de la

fourniture d’énergie électrique, le processus

d’élimination du défaut doit respecter les

principes de sélectivité.

Les usagers des réseaux publics HTAdoivent bénéficier à tout moment des

services associés à la fourniture de l’énergie.

2.2 Le plan de protection coordonné

2.2.1 Constitution

Il met en œuvre trois dispositifs :

• Les protections du réseau de distribution publique HTA équipent généralement les postes sources.

• La protection générale du réseau industriel raccordé au réseau de distribution publique,conformément à la réglementation est définie par la norme C13-100. Elle assure la sélectivité du

plan de protection coordonné en cas de défaut d’isolement sur le réseau privé.

• Dans le cas ou l’installation comporte une source autonome, la section 435 de la norme C13-100

impose qu’il soit prévu :

- soit une architecture, telle que la source autonome ne puisse en aucun cas fonctionner en

parallèle avec le réseau d’alimentation,

- soit une protection de découplage, déterminée en accord avec le Distributeur, ayant pour but

d’interrompre le fonctionnement en parallèle lors d’un défaut sur le réseau d’alimentation.

Les protections des groupes n’appartiennent pas au plan de protection coordonné. Elles protègent leséquipements des conséquences d’une avarie interne ou d’un défaut sur le réseau du distributeur. Elles

doivent cependant être sélectives avec le plan de protection coordonné.

2.2.2 Mise en œuvre

Lorsqu’il s’agit de raccorder un réseau industriel au réseau de distribution publique, il convient d’en

vérifier l’impact sur le fonctionnement du plan de protection du réseau HTA.

Cela consiste à définir en cohérence:

• Les protections générales NF C13-100 contre les courts-circuits sur les équipements du réseau

industriel.

• Les protections de découplage NF C15-400.

• Au poste source, le réglage de la protection du départ auquel est raccordé le réseau industriel.

Groupes Réseau industriel

Réseau de distribution publique HTA

Marche anormale

INTERFACE

Charges

Courts-circuits

Réseau RTE



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3 Définition d’une protection NF C13-100Elle a pour rôle de détecter les courts-circuits apparaissant sur le réseau industriel et dont les effets

pourraient être préjudiciables au bon fonctionnement du réseau du distributeur.

La protection NF C13-100 doit être suffisamment sensible pour détecter la grande majorité des défauts

mais être également sélective de manière à ne pas perturber le fonctionnement du réseau public.On définit la protection générale contre les défauts polyphasés à partir de la valeur de l’intensité de

base telle que ItIB ΣΣΣΣ==== ( Σ It est la somme des courants assignés primaires des transformateurs).

3.1 La protection générale est assurée par des fusiblesLa fusion d’un fusible entraine l’ouverture d’un interrupteur qui réalise une coupure tripha sée. La

protection générale est éventuellement complétée d’une protection homopolaire F51N.

3.1.1 Schéma

Arrivée ERDFProtection

de découplage20kVDépart transfo

Protection par fusibles HTA

43 A

3.1.2 Intensité assignée des fusibles

Elle est définie en fonction de la puissance des transformateurs

Sn transfo 250 kVA 400kVA 630kVA 1250kVA

In (en 20 kV) 16 A 43 A 43 A 63 A

L’intensité assignée des fusibles doit remplir simultanément les conditions suivantes

It4,1In ××××≥≥≥≥ It est l’intensité nominale primaire du transformateur.

6

IcIn ≤≤≤≤ Ic est l’intensité au primaire pour un court-circuit au secondaire.

3.1.3 Cas où la protection générale par fusibles doit être proscrite

1) L’intensité de base est supérieure ou égale à 45 A

2) Le schéma du poste comporte plusieurs départs transformateurs protégés par fusibles.

3) Lorsque la protection de découplage contre les défauts polyphasés est temporisée(1)

. Lors d’un défaut polyphasé affectant le réseau public HTA, le courant injecté par la central dans le

défaut peut être suffisamment important pour entrainer la fusion des fusibles mais suffisamment faible

pour que celle-ci se fasse dans de mauvaises conditions. Il en résulte des risques d’explosion et dedestruction de cellule.

Si la protection de découplage est instantanée sur les défauts polyphasés, le découplage de la centrale a

lieu instantanément écartant ainsi les risques de fusion fusible HTA.

1 Protection NF C15-400 type H3



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3.2 La protection générale est assurée par un disjoncteur

3.2.1 Schéma général pour un transformateur

Arrivée ERDF

400 kVA

20kV

20000V

410V Ucc=4%

Comptage

P+Q+P-Q-

Auxiliaires Groupes

Contrôle commande

Protection générale

10 kVA

G

340 kVA

H2-H3

TGBT

Départ transfo

Couplage

Tableau HTA

Mesure de tension

Protection

de

découplage

Protection

C13-100

( L i a i s o n

à r é a l i s e r

d a n s l e c a s d ' u n e P W H )

3.2.2 Schéma à coupure d’artère pour deux transformateurs

6,3 A

10 A

43 A 43 A

Arrivée 1 Arrivée 2C15-400Comptage

C13-100Comptage

Tr 1 Tr 2



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3.2.3 Détection des défauts polyphasés

La détection est réalisée par des relais à maximum d’intensité (F51). Le réglage de la protection doit

respecter quatre conditions:

− Iccbimini représente le courant de court-circuit polyphasé minimal.

− Ib est la somme des courants assignés des transformateurs en interface avec le réseau du distributeur.

− Icharge est le courant maximal de charge du réseau industriel

− IccTriG est le courant de court-circuit maximal fourni par les générateurs dans la période transitoire.

3.2.4 La définition des transformateurs de courant

On choisit des TC de classe protection 5P** et de calibre défini en cohérence avec la valeur des

charges.

3.2.4.1 Définition de la tension limite de fonctionnement des TC

C’est la F.E.M maximale fournie par le TC pour un fonctionnement spécifié. Elle est donnée par la

relation

Ual(V) = ∑×××

RKtd

InpTC

InsTCmaxIcc

La valeur de Rct, résistance interne du TC, est déterminée

par le constructeur à partir des caractéristiques souhaitées.

Rf est la résistance de la filerie.

Re est la résistance du relais.

Pour des protections F51 temporisées 0,1 ou 0,2 s, les régimes transitoires et la composante

apériodique peuvent être négligés. En pratique nous pouvons fixer Ktd = 1,2.

L’intensité assignée du primaire du TC sera définie en fonction du courant de charge maximale

InpTC > 1,2 I charge max

L’intensité assignée du secondaire peut être fixée à 1 A ou 5 A. On privilégie souvent InsTC = 1 A

qui, à performances égales, facilite le choix des TC.

3.2.4.2 Détermination de la puissance et du facteur limite de précision

Ces deux caractéristiques sont liées par la relation

S(VA) = ²InsTCRctInsTC

Flp

Ual

×

− S et Flp seront choisis de préférence parmi les valeurs

suivantes: 5; 10; 15; 20; 25; 30.

Pour un circuit secondaire donné, la puissance de précision devra être d’autant plus grande que le

facteur limite de précision sera important.

ℜℜℜℜϕϕϕϕ

ℜℜℜℜϕϕϕϕ < 0,8Iccbimini

ℜℜℜℜϕϕ > 6 à 8Ib ℜℜℜℜϕϕϕϕ>1,2IcctriG

ℜℜℜℜϕϕϕϕ>1,5 Icharge



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3.2.5 La détection des défauts à la terre

Le neutre du réseau public étant relié à la terre au poste source, la protection homopolaire est

constituée d’un relais de courant résiduel F51N(2)

. Ce relais, peut être alimenté de deux manières:

Dans le cas d’un montage sommateur, Il existe des risques de fonctionnement anormaux du fait de la

dispersion des caractéristiques des trois TC sur les forts courants de court-circuit.

Ce risque était réel à l’époque où la consommation des relais était importante. Les prescripteurs

recommandaient alors de désensibiliser les protections résiduelles.

Aujourd’hui encore, la norme C13-100 préconise de respecter la règle(3)

3.Ico est le capacitif résiduel du réseau de câble compris entre la protection et les transformateurs du réseau

industriel.

Si le capacitif en aval du point de mesure est négligeable, on pourra régler la protection à une valeur4

telle que

Lorsque l’on utilise un tore homopolaire, cette désensibilisation est évitée. On peut alors régler la

protection telle que

Pour un capacitif négligeable, on peut régler la protection à 6 A

3.2.6 La sélectivité

Elle est obtenue par le réglage de la temporisation qui, dans le cas d’un raccordement au réseau de

public, ne doit pas excéder 0,2s.

2 Il faut noter que dans le cas d’un neutre compensé, ce relais doit être remplacé par un relais de puissance résiduel (PWH) spécifié pour ce

régime de neutre.3 Une telle pratique est de nature à réduire fortement la sensibilité de la protection et à dégrader la sélectivité avec le poste source lorsque

l’intensité assignée primaire des TC est importante.4 6A correspond à 12% de 50A. La pratique montre qu’un tel réglage permet de couvrir l’ensemble des défauts à la terre affectant les

primaires des transformateurs des réseaux industriels. La sensibilité apporté par cette valeur est généralement supérieure à 1200 Ω.

Solution préférableSolution à éviter

ℜℜℜℜo ≤≤≤≤ 1,2 X 3.Ico et ℜℜℜℜo ≥≥≥≥ 6 A

ℜℜℜℜo = 12 % In TC et ℜℜℜℜo ≥≥≥≥ 6 A

ℜℜℜℜo ≥≥≥≥ 1,2 X 3.Ico et ℜℜℜℜo ≥≥≥≥ 12 % In TC

t ≤≤≤≤ 0,2s



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4 Définition de la protection de découplage NF C15-4005 Elle permet de détecter les courts-circuits et les anomalies d’exploitation. Sa présence est obligatoire si

le réseau industriel comporte des générateurs susceptibles d’être couplés au réseau de distribution

publique.

4.1 La détection des défauts à la terre

• Le réseau industriel ne participant pas à la mise à la terre du neutre du réseau public, la

centrale ne peut donc pas développer de courant résiduel à travers l’interface. La détection des

défauts à la terre doit alors être assurée par un relais à maximum de tension résiduelle (F59 N).

La zone surveillée est limitée par les transformateurs encadrant le réseau de distribution. La

sensibilité de la protection homopolaire est maximale lorsque la ligne alimentant le réseau

industriel est séparée du réseau du distributeur et maintenu sous tension par la centrale. Le

régime du neutre étant alors isolé, le Distributeur ne peut plus respecter ses engagements pour

la sécurité des usagers de cette ligne.

• La valeur de la tension résiduelle étant sensiblement la même quelque soit l’emplacement du

défaut et du point de mesure, l’utilisation du critère voltmétrique ne permet pas d’obtenir une

sélectivité naturelle.

4.1.1 La détection voltmétrique des défauts à la terre

La valeur de la tension homopolaire au point de raccordement du réseau industriel dépend :

• de la puissance de court-circuit au point de défaut,

• de la résistance du défaut,

• de l’impédance de mise à la terre du neutre,

• du capacitif homopolaire des tronçons de réseau reliés à la centrale.

Dans le cas particulier d’une simulation nous comparons les sensibilités d’une protection à Maximum

de tension homopolaire dans les régimes couplé et isolé.

0,00

10,00

20,00

30,00

40,00

50,00

60,00

1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 10000

Résistance du défaut

( V o / V n ) %

Le départ est coupléΩΩΩΩ

%

Zn= 40+j40jΩ 3 Icoréseau = 200 A 3Icodépart = 18 A

Le départ est découplé

1) La protection est nettement plus sensible en réseau séparé.

2) La protection réglée à 10% ne détectera un défaut à la terre de 1000 Ω qu’en réseau séparé.

3) En réseau séparé la protection réglée à 10% aura une sensibilité de 6000 Ω environ.

5Nous ne développerons dans ce document que le cas du couplage permanent.



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4.1.2 Réglage de la protection à maximum de tension résiduelle.

Rappelons que ces réglages sont soumis à l’appréciation du distributeur. Une sensibilité trop

importante risque de provoquer des découplages indésirables durant certaines manœuvres. On retient

généralement la valeur(6)

:

Attention ! Il existe un risque de confusion

1) Le relais à maximum de tension homopolaire est un relais à maximum de tension résiduelle (3Vo).

2) Les constructeurs affichent souvent Vo. Est-ce que cela correspond toujours à la réalité? La mesure doit

lever le doute.

3) Au moment de l’essai La manière de procéder influencera la mesure. Le relais mesurera Vo ou 3 Vo.

4.1.3 La sélectivité

A elle seule, la détection voltmétrique des courts-circuits à la terre ne permet pas d’assurer la

sélectivité du plan de protection coordonné. L’exploitant peut alors associer au relais détecteur, une

temporisation réglée à :

Où « t0 » est la temporisation maximale retenue pour les protections des départs HTA au poste source.

6 Attention, la valeur mesurable correspond à Vr=3Vo. On aura donc Vr/Vn=30%.

VnVo = 10%

t = t0 + 0,5s



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4.2 La détection des défauts polyphasésA proximité d’une centrale,

l’utilisation du critère ampèremétrique

pour la détection des défauts

polyphasés n’est pas recommandée.En effet, durant le défaut, la

caractéristique du courant injecté sur

le réseau par certains générateurs(7 )

,

décroît fortement pour atteindre des

valeurs souvent inférieures au courant

nominal des machines.

UX''d

UX'd

UXd

In

60 ms t

Icc

Subtransitoire Transitoire

Les exploitants préfèrent donc mettre en œuvre un plan de protection utilisant le critère tension ou le

critère impédance.

4.2.1 La détection voltmétrique des courts-circuits

Pour équiper les protections de découplage, la norme NF C 15-400 a retenu le dispositif triphasé

comportant trois relais à minimum de tension composée (F27).

Le graphique ci-joint représente les

profils de tension en fonction de la

position du court-circuit par rapport

à l’interface du réseau industrielavec le réseau public.

On crée un court-circuit sur le

réseau public entre les phases 1 et 2.

Dans le cas particulier de la

simulation, un réglage à 85 % de Un

permettra la détection d’un défaut situé sur le départ adjacent à 26 km

du point de mesure.

Il n’existe donc pas de sélectivité

naturelle.

0,00

20,00

40,00

60,00

80,00

100,00

120,00

0 5 6 16 26 36 46

Distance du défaut à l'interface

V a l e

u r s d e s t e n s i o n à l ' i n t e r f a c e d e r a c c o r d e m e n t

U31U23

U12

Vd

Départ adjacent

départ centrale

%

km

P o s t e s o u r c e

P r o t e c t i o n C

1 5 - 4 0 0

A titre indicatif la composante directe de tension Vd a le même profil que la tension de défaut. On peut donc

détecter un défaut polyphasé par un seul relais de composante directe de tension.

4.2.2 Réglage des relais à minimum de tension.

L’expérience montre que les chutes de tension provoquées par les conditions extrêmes d’exploitation

excèdent rarement 10%. La norme préconise un réglage à 85 % de la tension moyenne au point de

raccordement du réseau industriel.

4.3 La sélectivitéLa détection voltmétrique des courts-circuits polyphasés ne permet pas d’assurer la sélectivité du plan

de protection coordonné. L’exploitant peut alors associer aux relais détecteurs, une temporisation telle

que:

7 Les régulations de certaines machines permettent de forcer le courant de défaut durant un temps défini ce qui permet d’utiliser des

protections à maximum d’intensité.

Ur = 85% Umoy

t = t0 + 0,5s



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4.4 Les fonctionnements anormauxTout système électrique doit être réglé et exploité en cohérence. L’équilibre entre les moyens et les

besoins garantissent le maintien de la tension et de la fréquence dans les limites fixées par les

obligations contractuelles et réglementaires. L’exploitant doit également assurer la qualité de service

fixée par le cahier des charges.

Il arrive cependant que les aléas d’exploitation modifient fortement les caractéristiques électriques du

réseau:

• Fonctionnement en réseau séparé d’une partie du réseau.

• Perte de stabilité générale du réseau.

• Modification du régime de neutre.

Les conséquences peuvent alors être désastreuses :

• Plan de tension défaillant.

• Variation de la fréquence.

• Perturbation de l’onde.

• Mise en danger des biens et des personnes.

Les conditions dans lesquelles va s’effectuer la détection de la marche en réseau séparédépendent localement:

• Des probabilités d’équilibre entre production et consommation.

• De l’existence de réenclencheurs rapides sur le réseau HTA ou sur le réseau HTB.

• De l’importance de la centrale pour le système électrique.

• Du caractère prioritaire du départ HTA.

Le choix de la protection de découplage est le résultat d’un compromis entre les exigences des

exploitants des réseaux concernés. Dans tous les cas, la sécurité des biens et des personnes doit

cependant être garantie.

La protection de découplage doit être en mesure de détecter ces anomalies en utilisant les variations de

la tension et de la fréquence comme critères d’anomalie.

4.5 La mesure de la fréquence

4.5.1 Principe général

Un écart entre la puissance mécanique produite par les groupes et la puissance consommée par les

réseaux se traduit par une variation de vitesse et par conséquent de fréquence.

La protection de découplage comporte des fonctions (F81) à mini/maxi de fréquence et à action

instantanée. Les seuils de fonctionnement sont établis en fonction des risques d’îlotage et du caractère

prioritaire du départ dans le plan de défense du réseau du distributeur. La rapidité avec laquelle la

protection détectera la marche en réseau séparée dépendra de la variation de la fréquence et de la

performance de la régulation primaire de la machine.

4.5.2 Réglages de la protection.

Détection rapide

On retient cette solution lorsque les départs HTA ou HTB alimentant

le réseau industriel sont équipés de réenclencheurs rapides 0,3 s.

Ce réglage est exclu si les groupes participent aux services du système

électriques du réseau ou si le départ est classé prioritaire dans le plan

de défense du réseau.

Détection lente

Cette disposition est réservée aux installations participant aux services

du système électrique ou lorsque le départ « Auto-producteur » est

classé prioritaire dans le plan de défense.

Fmini= 49,5 HzFmaxi= 50,5 Hz

Action instantanée

Fmini= 47,5 HzFmaxi= 51 Hz

Action instantanée



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4.6 La mesure de la tensionLe passage en réseau séparé de toute ou partie du réseau provoque instantanément des modifications

importantes dans le bilan des puissances active et réactive ce qui entraîne une variation de tension

détectable par des relais sensibles à ce paramètre (F27 et F59).

4.6.1 Alimentation et réglages de la protection.

4.6.2 Dispositions complémentaires

Afin d’éviter un faux couplage provoqué par un

à-coup important de tension, l’exploitant de lacentrale peut compléter le dispositif par des relais

à minimum de tension (F27) instantanés réglés à

25%. Le graphique du paragraphe 4.2.1 montre qu’un

court-circuit proche de la centrale provoque un creux

de tension de l’ordre de 80 %.

Lorsque le départ auto-producteur au poste

source est équipé d’un réenclencheur rapide 0,3s,

le réenclenchement automatique est conditionné

à l’absence de tension ligne. La cellule doit alors

être équipée d’un dispositif de présence tension

généralement réglé à 20 %8.

Sur les départs Auto-producteurs prévus pour faire l’objet de travaux sous tension, la protection de

découplage doit être équipée d’un dispositif de mise en régime spécial d’exploitation constituée d’une

clé et éventuellement d’un relayage pour une mise en « RSE » par télécommande.

4.7 Mise en œuvre d’une téléactionLorsque la centrale et les processus industriels nécessitent un niveau élevé de fiabilité et de rapidité

d’exécution, la protection de découplage peut être constituée d’une téléaction assurant le découplage

rapide des groupes en cas d’ouverture du départ « Auto-producteur » au poste source. Cette fonction

est associée à des détections voltmétriques et fréquencemétriques qui, en cas de panne de la liaison de

télécommunication, assurent instantanément le découplage par dépassement de seuil.

Ce dispositif permet de fiabiliser le processus de découplage durant un cycle de réenclenchement

rapide du départ « Auto-producteur ».

• Dans un premier temps, la téléaction assure le découplage de la centrale.

• Dans un deuxième temps, les détections fréquencemétriques et voltmétriques prennent le

relais.

Suivant les versions, les relais fréquencemétriques peuvent être réglés pour une détection rapide ou

lente.

8 Il existe des cas ou le relais doit être réglé à 60% de Us. On se réfèrera à la norme NF C15-400.

Umini = 85% UmTriphasé

Même temporisation que celle choisiepour la détection des défauts

polyphasés

Umini = 25% UmTriphasé

Action instantanée

Umax = 115% Um

Une tension composée

Action instantanée

Umax = 20 % UmTriphasé

Action instantanée



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4.8 Les protections NF C15-400Pour la HTA, elles sont désignées par la lettre « H » pour la HTA et par un indice (1 à 5). On se

reportera à la norme NF C15-400 pour plus d’informations.

Le choix se porte souvent sur deux types de protections.

Protection H2 Protection H3

Auxiliaires − Dépendante du réseau

(alimentés par les TT lignes)

− Indépendante du réseau

(auxiliaires à courant continu)

Indépendante du réseau

(auxiliaires à courant continu)

Détection des défauts à la terre MAX de U0 ℜo=10% Vn

Temporisée à t0+0,5s

MAX de U0 ℜo=10% Vn


Détection des défauts

polyphasésMini de U ℜ=85% de Umoyen

Instantanée

Mini de U ℜ=85% de Umoyen


MINI/MAXI de U

ℜmin=85% de Umoyen

Instantanée

ℜmax=115% de Umoyen

Instantanée

MINI/MAXI de U

ℜmin=85% de Umoyen


ℜmax=115% de Umoyen

InstantanéeMarche en réseau séparé

MINI/MAXI de f instantanée

ℜmin=47,5 Hz

ℜmax=51 Hz

MINI/MAXI de f instantanée

ℜmin=49,5 Hz

ℜmax=50,5 Hz

Protection contre les creux de

tension

MINI de U

ℜ=25% de Umoyen

Instantanée

Umoyen : tension composée moyenne du réseau public Vn : tension simple nominale du réseau public

Uo : tension homopolaireF : Fréquence du réseauto : temporisation de la protection du réseau public.



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5 Définition de la protection du départ « Auto-producteur »

5.1 Le contexte des réseaux continentaux Français

Les réseaux HTA Français ont leur neutre souvent relié à la terre au poste source par une impédance àcaractère résistive qui limite le courant dans le neutre à une valeur comprise entre 150 et 1000 A.

Au poste source la protection des départs HTA est

constituée, en base, de relais à maximum

d’intensité.

− Une détection des défauts polyphasés

− Une détection des défauts à la terre faiblement

résistants.

Ces équipements sont complétés par une

détection des défauts à la terre plus résistants

(PARCS9) ou par des relais de puissance active

homopolaire (PWH).

Dans le cas d’un réseau exploité avec un neutrecompensé, les protections à Maximum d’intensité

résiduelle sont remplacées par une PWH spécifiée

pour ce régime de neutre.

5.2 La détection des défauts polyphasés Elle est réalisée par des relais à maximum d’intensité (F51) dont le réglage doit respecter les

conditions suivantes :

ERDF remplace les conditions et par la condition « ℜ ℜℜ ℜϕ ϕϕ ϕ > 1,3 InpTC » où InpTC est le courant nominal

primaire des TC. Iccbimini correspond à la valeur du courant de court-circuit dans le défaut pour la PCC HTA mini (PCC HTB

mini+ groupes découplés).

IMAP est l’intensité maximale admissible en permanence qui peut transiter sur les ouvrages du réseau public.

IccTriG est le courant de court-circuit maximal généré par les groupes pour un défaut affectant le jeu de barre

HTA du poste source ou un départ adjacent au départ Auto-producteur.Si les conditions et sont faciles à déterminer, la condition est plus délicate à calculer lorsque des groupes

de production sont raccordés sur le départ. Il faut en effet étudier l’impact de ceux-ci sur la valeur du courant de

court-circuit mesurée par la protection du poste source (10).

Une condition incompatible avec les trois autres conditions nécessite l’installation d’un relais directionnel en

association avec la protection à maximum d’intensité.

9

Protection Ampèremétrique Complémentaire et Sélective appelée EPTR par EDF. Protection à temps dépendant F51N I I.

10 Dans certaines configurations, le courant le court-circuit mesuré par la protection du départ HTA au poste source peut être réduit par la

présence de groupes de production couplés au réseau. Le réglage 0,8 Iccbimini peut parfois être ramené à 0,6 Iccbimini.

PARCSDéfauts à la terre

PWHDéfauts à la terre

MAX de IDéfauts polyphasésDéfauts à la terre

ℜℜℜℜϕϕϕϕ

ℜℜℜℜϕϕϕϕ < 0,8Iccbimini

ℜℜℜℜϕϕϕϕ > 1,2 IMAP

ℜℜℜℜϕϕϕϕ>1,2IcctriG

ℜℜℜℜϕϕϕϕ>1,5 Ichargemax



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5.3 La définition des TC En standard, les cellules « Départ » sont livrées avec des TC 200-400/5A; 30 VA classe 1.

Le choix du calibre est déterminé par la charge maximale du départ telle que InTC > 1,2 Ichargemax.

5.4

La détection des défauts à la terre

5.4.1 Cas des relais à Maximum d’intensité résiduelle

La protection principale F51N est alimentée par la somme des courants secondaires des TC.

Le réglage doit respecter deux conditions.

Ces conditions sont de nature à rendre insensible le plan de protection contre les défauts à la terre. L’exploitant

installe alors une protection complémentaire

plus sensible, alimentée par un tore homopolaire.

5.4.2 Cas d’une protection ampèremétrique résiduelle complémentaire et sélective

Exemple de caractéristique Relais « EPTR » utilisé sur les réseaux de distribution par ERDF.

En abscisse, les valeurs correspondent au courant résiduel mesuré par le relais. La caractéristique est

entourée d’une zone d’incertitude de +/- 10%. La sensibilité maximale est obtenue pour un réglage de0,7 A (valeur HTA).

En pratique, le relais est réglé à sa valeur minimale.

Iro ≥ 6% Inp TC Iro ≥≥≥≥ 1,2x 3Icodé art

Réglage Iro

3Ico est le capacitif

résiduel du départ

Inp TC est l’intensité

nominale primaire du TC



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5.4.3 Cas d’une protection wattmétrique homopolaire

Ce relais est alimenté par un tore homopolaire

100 A/1 A par un ensemble composé de trois

transformateurs de tension (TT) associés à un

filtre de tension homopolaire.

En pratique le seuil de fonctionnement ℜPr

correspond à la valeur minimale de réglage du

relais soit 8 kW (HTA) pour un réseau 20 kV.

5.5 La sélectivitéLa sélectivité des protections est assurée par une temporisation fixe réglée généralement à 0,5 s.

Lorsque le réenclencheur rapide est

activé, la temporisation du premierdéclenchement est de 0,1 s environ.

La figure ci-contre représente le

processus d’élimination des courts-

circuits affectant le réseau industriel

ou la ligne HTA reliant celui-ci au

poste source.

Dans ces conditions, la protection de

découplage doit provoquer l’îlotage

de la centrale en moins de 400 ms.

IIrrDDdd

VVrr

PPrr

QQrr

ℜPr

Declt

Declt



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6 En conclusionSi une étude ne fait pas l’autre, la démarche est la même. Il faut s’attacher à la cohérence des réglages

et des puissances mises en jeux.

Une étude sera d’autant plus simple à réaliser que :

• Le départ est dédié à la centrale ;

• La puissance de court-circuit apporté par les groupes est faible devant celle apportée par le

réseau au point de raccordement ;

• La puissance de court-circuit minimal du réseau est importante (il faut noter qu’une f aible

puissance de court-circuit limite la capacité d’accueil du départ en moyen de production);

Enfin, la présence d’une antenne présentant une impédance relativement élevée, nécessitera une étude

approfondie d’impact sur le courant de défaut polyphasé mesuré par la protection du départ au poste

source.