1 Le plan de protection pour réseau de transport d`énergie

Le plan de protection pour
réseau de transport d’énergie
électrique
Le plan de protection pour réseau de
transport d’énergie électrique
16/05/2013
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•Sélectivité
•Sensibilité
•Sécurisation
1
Le plan de protection pour
réseau de transport d’énergie
électrique
16/05/2013
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G
•Protections de ligne,
•Protections de barres,
•Plan de sauvegarde,
•Plan de défense.
Réseau RTE
G
O
400 kV
400 kV
O
G
400 kV
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225 kV
225 kV
D
63 kV
20 kV
20 kV
d
PL
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RPD
•Structure en boucle;
•Structure en maille.
•Antennes passives
PL
S
PL
d
5
Le plan de protection pour
réseau de transport d’énergie
électrique
63 kV
d
d
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400 kV
A
F
2
G Centrale nucléaire
4
Le plan de protection pour
réseau de transport d’énergie
électrique
Un réseau de transport d’énergie
électrique fédère les moyens de
production et rapproche les centrales des
zones de consommation
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d
PL
RPD
S
20 kV
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3
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1
Schéma N-1
Les protections différentielles
•En cas d’indisponibilité d’un ouvrage, le schéma N-1
permet d’alimenter les usagers en sécurité et avec le
niveau de qualité satisfaisant.
•Il n’est pas prévu de schéma de secours N-2.
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La sensibilité
87
• Elles assurent la protection principale d’un
ouvrage. Ce sont des protections de zone.
•Elles sont alimentées par des TC de classe
protection.
• Les protections de ligne nécessitent des fils
pilotes.
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10
Les protections différentielles
87
•Les protections de lignes doivent être
capables de détecter les défauts pour
tous les schémas d’exploitation usuels
I
Fils pilotes
I
I
• Il faut donc utiliser des critères de
détection peu sensibles à la PCC.
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La sélectivité
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11
87
• Ces protections présentent une sensibilité
réduite pour les défauts à la terre.
• Elles ne peuvent pas assurer le secours d’une
protection située en aval.
• Elles doivent être associées à des protections
plus sensibles et néanmoins sélectives telles que
des relais à Maximum d’intensité ou à minimum
d’impédance ainsi que des relais à maximum de
puissance homopolaire.
 Différentielle de ligne
 Différentielle de barres
• Sélectivité relative
 Mini Z et mini X
 Max de P’o
 Débouclage de barres
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I’
Les protections différentielles
• Sélectivité absolue
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Jdéfaut
Zone protégée
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12
2
Les relais différentiels
à pourcentage
Les protections différentielles
87
•Elles détectent essentiellement les courts-circuits
entre phases et les défauts à la terre peu résistants.
87
IF  P %  In
Avec In = 5 A ou 1 A
•Elles sont auto-sélectives (sélectivité absolue) .
Le pourcentage dépend du type et du réglage de la protection
Somme dissymétrique (SOLKOR): 20% <P< 40% suivant la phase
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87
Fils pilotes
I
Jdéfaut
I
57 A 36°
16
Les relais différentiels
à pourcentage
Les protections différentielles
I
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30%
I’
191 A 170°
87
236 A1,4°
10%
I1
-I'1
Jdéfaut=I1-I'1
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Les relais différentiels
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Les protections différentielles
La sensibilité
A
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87
250
FEEDER
51,51N,67N
200
I'
87 L
150
MICOM
87 B
Jdéfaut
100
I
50

0
10
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20
30
40
50
60
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70
80
90
100
15
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18
3
Les impédances
Les relais à minimum d’impédance
Les machines synchrones
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• La loi de fonctionnement est indépendante
de la puissance de court-circuit au point de
mesure.
•Leur utilisation s’impose sur les réseaux de
transport où la puissance de court-circuit est
susceptible de varier dans de grandes
proportions.
Icc
X’’d =10 %
X’d = 15 %
Xs = 150 %
V
X''d
V
X'd
In
V
Xs
Transitoire
Subtransitoire
500 ms
80 ms
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Les relais à minimum d’impédance
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20
t
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22
Les relais à minimum d’impédance
21
• Ils sont surtout utilisés pour détecter les
défauts polyphasés.
• Lorsque le réseau est exploité avec un
neutre direct à la terre, les mini Z peuvent
détecter les défauts à la terre de faible
résistance.
• Cette fonction est réalisée en association
avec une protection complémentaire plus
sensible.
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Synchrone
U
Z 
I
X
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U
sin 
I
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La protection de distance
Les causes de variation de la
puissance de court-circuit
V1 =49177 V I1=238 A
V2 =49612 V I2=231 A
V3 =15023 V I3=461 A
A
• Nombre de groupes en service
• Schéma d’exploitation
• Caractéristique non linéaire des impédances
de court-circuit des alternateurs.
1
21
B
C
2 1
2 1
63 kV
V1 =53093 V I1=237 A
V2 =51006 V I2=237 A
V3 =2977 V I3=414 A
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21
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[email protected]
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4
La protection de distance
La protection de distance
21
A
1
3eme stade
t3
C
B
2 1
2
63 kV
2eme stade
C2 déclenche en 2eme stade (0,5 s)
A1 déclenche en 2eme stade (0,5s)
B1 verrouille
B2 Verrouille
1er stade
4,27 
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25
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La protection de distance
A
ZR
2 eme stade
C
B
1
Zs
1er stade
28
La protection de distance
21
3eme stade
[email protected]
2 1
2
63 kV
C2 déclenche en 1er stade (0,1 s)
B1 déclenche en 2eme stade (0,5s)
A1 peut déclencher en secours (2eme ou 3eme stade)
B2 Verrouille
Nécessité d’une accélération de stade entre C2 et B1 (TAC)
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16/05/2013
La protection de distance
[email protected]
29
La protection de distance
21
A
C
B
1
2 1
2
63 kV
C2 déclenche en 1er stade (0,1 s)
B1 déclenche en 1er stade (0,1s)
A1 peut déclencher en 2eme stade (0,5s)
B2 Verrouille
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RXAP Schlumberger
Années 60-80
Palier élecromécanique
27
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[email protected]
30
5
La protection de distance
Les relais à minimum d’impédance
Z
U
2.I
ZdZi
Zd
21
Zi
U
21
67N
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I
P442 MICOM
Palier numérique
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31
16/05/2013
Les relais à minimum d’impédance
[email protected]
Les relais à minimum d’impédance
L’impédance de service
Z
Zs 
0,9  Vs
1,1  IMAP
ZdL
IMAP: intensité maximale admissible en permanence
Peut être remplacée par IMAX correspondant à l’intensité maximale de la
charge qui ne sera jamais dépassée
34
3V
I
21
ZiL
ZoL
3V
I
3Rm
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32
Les relais à minimum d’impédance
Z
V
I
[email protected]
35
Les relais à minimum d’impédance
La détection des défauts à la terre
21
z > ZL
Z
z < Zs
Zd
V
I
3V
 ZdL  ZiL  ZoL  3Rm
I
V
I
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16/05/2013
[email protected]
V 2
1
  ZdL   ZoL  Rm
I 3
3
33
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ZdL = ZiL
Cause d’erreur
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36
6
Les relais à maximum de
puissance homopolaire
Les relais à minimum d’impédance
La mesure de la distance
La détection des défauts à la terre
La mesure de l’impédance ne permet pas de
déterminer la distance du défaut par rapport au
point de mesure.
Le paramètre 3Rm est une source d’erreur
importante.
Il est donc nécessaire d’utiliser la mesure de la
réactance.
67N
67w
RCWV110 (Schlumberger)
Années 60
Palier électromécanique
16/05/2013
[email protected]
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16/05/2013
La sensibilité
Z()
40
Les relais à maximum de
puissance homopolaire
Les relais à minimum d’impédance
50
[email protected]
La détection des défauts à la terre
Zs
45
PoE=-1056 kW
PoF=+2238 kW
z
40
F
35
250 A
G
PoG =-2238 kW
30
V
Z
I
25
20
PoC = -2450 kW
15
Rm()
10
PoA=-1408 kW
0
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5
10
15
20
[email protected]
25
30
PoB=+2450 kW
334 A
35
38
Les relais à minimum d’impédance
16/05/2013
[email protected]
41
Les protections de barres
La détection des défauts à la terre
•Les protections à minimum d’impédance
présentent une faible sensibilité.
•Elles doivent être associées à des protections
complémentaires telles que des relais à Max
de Io ou des relais à maximum de puissance
homopolaire.
16/05/2013
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Le jeu de barres d’un poste est l’ouvrage stratégique
du réseau
• Le traitement sélectif des défauts est indispensable
• Le traitement d’un défaut jeu de barres est rapide
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[email protected]
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Les protections de barres
Les protections de barres
Sélectivité logique
•Débouclage de barres
•Sélectivité logique
•Différentielle de barres
Doc Alsthom Grid
16/05/2013
[email protected]
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16/05/2013
Les protections de barres
Débouclage de barres
Différentielle de barres
D
D
D
PXL
C
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Les protections de barres
Les cellules couplages et tronçonnement sont équipées de
protections de distances bidirectionnelles
Protection lente
PXJB
> 200 ms
T
PXJB
[email protected]
D
Protection rapide
< 100 ms
D
T
D
A
C
PXL
IA+IB+IC+ID=0
D
D
D
Protection de zone
C
C
B
PXJB
C
PXJB
Assure le secours des
protections de ligne
T
D
D
D
PXL
D
T
D
D
D
D
PXL
16/05/2013
[email protected]
44
16/05/2013
[email protected]
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Les protections de barres
Les protections de barres
Différentielle de barres
Sélectivité logique
T
D
D
D
D
C
C
87L
87L
T
D
D
D
87B
D
87B
87B
87B
Protections communicantes
16/05/2013
[email protected]
45
16/05/2013
[email protected]
48
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Le plan de sauvegarde
La perte d’une ligne ou d’un groupe peut créer sur le
réseau une perte de stabilité susceptible de
provoquer un effondrement du réseau. Pour palier à
cet aléa, il est nécessaire de mettre en place un plan
de sauvegarde comportant des manœuvres
volontaires nécessaires au maintien des critères de
stabilité du réseau (tension, fréquence). Ces
manœuvres sont commandées par le dispatching.
Le raccordement des réseaux
industriels
• Antenne passive
• Protection générale du réseau industriel
• Protection de découplage des groupes
• Plan de tension
• Gestion du neutre HTB
•Délestage sans critère de fréquence
•Blocages régleurs
•Verrouillage veille MU
•Etc.
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Exigences imposées par le RTE
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16/05/2013
[email protected]
Le plan de défense
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Antenne passive
Ce sont des manœuvres ultimes automatiques.
• Délestage sur critère de fréquence
• Ilotage fréquencemètrique
• Débouclage sur pompage
Une antenne est définie comme passive lorsque la PCC
apportée par l’ouvrage est négligeable devant la puissance de
court-circuit du réseau.
Référentiel RTE
16/05/2013
[email protected]
50
16/05/2013
[email protected]
Le raccordement des réseaux
industriels
Antenne passive
Le réseau industriel ne doit pas perturber le
processus d’élimination des défauts sur le réseau
HTB.
Il ne doit pas dégrader la qualité du produit électricité
sur le réseau de transport.
Le plan de protection du réseau industriel doit
respecter les principes de sensibilité et de sélectivité.
D’une manière générale, les protections à l’interface sont
simplifiées.
• Protection à manque de tension
• Téléaction en cas de défaut sur le réseau de transport
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TAC
TAC
MU
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[email protected]
53
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[email protected]
21
Référentiel RTE
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9
Le raccordement des réseaux
industriels
La limite de propriété est située en amont du
sectionneur de ligne.
La limite d’exploitation dépend du statut du jeu de
barres HTB:
•Poste en antenne
•Poste en coupure
Référentiel RTE
16/05/2013
[email protected]
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