memoire de fin d’etudes en vue de l‘obention du diplome
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République Algérienne Démocratique et Populaire
Ministère de l’Enseignement Supérieur et de la Recherche Scientifique
Université Ahmed Draïa Adrar
Faculté des Sciences et de la Technologie
Département des Sciences de la Technologie
MEMOIRE DE FIN D’ETUDES EN VUE DE L‘OBENTION DU DIPLOME
MASTER ACADEMIQUE EN ELECTROTECHNIQUE
Domaine : Sciences et Technologie
Filière : Electrotechnique
Spécialité : Réseaux Electriques
Thème
Présenté par :
SAKOUNI Khamise
OKBAOUI Tayeb
Soutenu publiquement le 19/ 06/2018
Devant le jury :
Président : Mr. CHABACHI Salem M.A.A Univ. Adrar
Promoteur : Mme. MENASRIA Amal M.A.A Univ.Adrar
Examinateur : Mr. DAHBI Hassan M.A.A Univ. Adrar
Année Universitaire : 2017/2018
LOCALISATION DES DÉFAUTS DANS LES
RÉSEAUX D’ÉNERGIE ÉLECTRIQUE A BASE
DE RELAIS DE DISTANCE
SAKOUNI Khamise
اهـــــداء
.
OKBAOUI tayeb
اهـــــداء
.
تشـكــــــرات
Sommaire :
Liste des Figures……………………………………………………………………………….
Liste des Tableau……………………………………………………………………………….
Nomenclatures………………………………………………………………………………….
Introduction générale …………………………………………………………………………1
Chapitre I: Généralités sur le réseau d’énergie électrique
I.1. Introduction : ........................................................................................................................ 4
I.2. Généralité sur les réseaux électriques ................................................................................. 4
I.2.1. Production d’énergie électrique ................................................................................... 4
I.2.2. Transport d’énergie électrique ..................................................................................... 4
I.2.2.1. Transport d’energie electrique en courant alternatif .............................................. 5
I.2.2.2. Transport d’energie elctrique en courant continu .................................................. 6
I.2.3. Distribution d’energie electrique .................................................................................. 8
I.2.3.1. Le réseau de distribution d’énergie électrique MT ................................................ 8
I.2.3.2. Le réseau de livraison d’énergie électrique BT ..................................................... 8
I.3. Organisation d'un réseau de transport d'énergie electrique .................................................. 9
I.4. Les niveaux de tensions des réseaux electriques .............................................................. 10
I.5. Structures topologiques des réseaux electriques ............................................................... 10
I.5.1. Schéma radial ............................................................................................................. 10
1.5.2. Schéma bouclé ........................................................................................................... 10
1.5.3. Schéma maillé ............................................................................................................ 11
I.6. Les postes électriques ....................................................................................................... 11
I.6.1. Types de postes .......................................................................................................... 11
I.6.1.1. Les postes à fonction d’interconnexion ............................................................... 12
I.6.1.2. Les postes de transformation ............................................................................... 12
I.6.1.3. Les postes mixtes ................................................................................................. 12
I.7. Les différents éléments de poste électrique ...................................................................... 12
I.8. Ligne à haute tension (lignes aériennes) ............................................................................ 14
I.9. Constitution d’une ligne aérienne ..................................................................................... 14
I.9.1. Les Pylônes ................................................................................................................. 14
I.9.1.1. Types des Pylônes ................................................................................................ 15
I. 9.2. Isolateur ..................................................................................................................... 16
1.9.2.1. Chaînes d’ancrage ................................................................................................ 17
I.9.2.2. Chaînes V ............................................................................................................. 17
I.9.2.3. Chaînes droite ...................................................................................................... 17
I.9.3. Les conducteurs de phase ........................................................................................... 17
I.9. 4. Les Eclateurs ............................................................................................................. 18
I.9.5. Câbles de garde .......................................................................................................... 18
I.9.6. Prises de terre des pylônes ......................................................................................... 19
I.10. Conclusion ...................................................................................................................... 19
Chapitre II: Les défauts sur les lignes HTB et le système de protection
II.1. Introduction ..................................................................................................................... 21
II.2. Définition d’un défaut ..................................................................................................... 21
II.3. Les défauts possibles affectant les lignes de transport .................................................... 21
II.3.1. Le court-circuit .......................................................................................................... 22
II.3.2. La surcharge .............................................................................................................. 22
II.3.3. Les surtensions .......................................................................................................... 22
II.3.4. Les déséquilibre ........................................................................................................ 22
II.4. Les types des défauts ....................................................................................................... 22
II.5. La nature de défauts ......................................................................................................... 23
II.6. Les causes des défauts dans les lignes de transport ......................................................... 24
II.7. Les conséquences des défauts .......................................................................................... 25
II.8. Principe de base de la protection ..................................................................................... 25
II.8.1. Système de protection ............................................................................................... 25
II.8.2 Modèle structural de principe .................................................................................... 26
II.8.3. Chaine principale d’un système de protection .......................................................... 26
II. 9. Le rôle de la protection ................................................................................................... 27
II.10. Protection et localisation des défauts dans des lignes HT ............................................. 27
II.10.1. Les réducteurs de mesures ...................................................................................... 27
II.10.1.1. Transformateur de courant ............................................................................... 27
II.10.1.2. Transformateur de tension ................................................................................ 28
II.10.2. Les relais de protection ........................................................................................... 28
II.10.3. Les disjoncteurs ...................................................................................................... 29
II.11. La sélectivité .................................................................................................................. 29
II.11.1. Types de la sélectivité ............................................................................................. 30
II.11.1.1. Sélectivité chronométrique ............................................................................... 30
II.11.1.2. Sélectivité ampérométrique .............................................................................. 31
II.12. Relais de protection ....................................................................................................... 32
II.12.1. Désignation des relais utilisés pour la protection ................................................... 32
II.12.2. Les types de protection (types des relais) ............................................................... 32
II.12.3. La technologie des protections ................................................................................ 33
II.12.3.1. Relais Electromagnétique ................................................................................. 33
II.12.3.2. Les relais statiques ............................................................................................ 34
II.12.3.3. Les relais numériques ....................................................................................... 35
II.13. Protection de la ligne HT ............................................................................................... 36
II.13.1. Protection de distance ............................................................................................. 36
II.13.2. Protection différentielle .......................................................................................... 37
II.14. Conclusion ...................................................................................................................... 38
III.1. Introduction .................................................................................................................... 40
III. 2. Schéma bloc de relais de distance ................................................................................. 40
III.2.1. Transformateurs de courant .................................................................................... 41
III.2.2. Transformateurs de tension .................................................................................... 41
III.2.3. Filtre anti-repliement : .............................................................................................. 42
III.2.4. Multiplixage ............................................................................................................. 42
III.2.5. Conversion analogique/ numérique ......................................................................... 43
III.2.6. Microprocesseur ...................................................................................................... 43
III.3. Fonctions intégrées au relais de distance ....................................................................... 44
III.3.1. Fonction complémentaire ......................................................................................... 44
III.3.2. Fonction de localisation de défaut. ........................................................................... 44
III.3.3. Fonction de Max I. .................................................................................................... 44
III.3.4. Osciloperturbographe ............................................................................................... 44
III.3.5. Protection de défaillance disjoncteur ........................................................................ 44
III.3.6. Unité de travée ...................................................................................................... 44
III.3.7. Compteurs ................................................................................................................. 44
III.3.8. Enregistreurs. ............................................................................................................ 44
III.3.9. Indicateurs tableau .................................................................................................. 45
III.4. Principe de base de relais de distance (protection de distance) ...................................... 45
III.5. Rôle de Relais de distance .............................................................................................. 46
III.6 . Calcul de l’impédance de défaut ................................................................................... 46
III.7. Zones de protection ........................................................................................................ 47
III.7.1. Diagramme R/X .......................................................................................................... 48
III.7.2. Diagramme temps/distance ...................................................................................... 48
III.7.3. Réglage des zones de protection .............................................................................. 49
III. 8. Identification les différant types de protection .............................................................. 51
III.8.1. Protection principale de distance des lignes ............................................................ 51
III.8.2. Protection de réserve des lignes ............................................................................... 51
III.8.3. Protection complémentaire ...................................................................................... 51
III.8.4. Protection de secours ............................................................................................... 52
III.8.5. Protection de défaillance disjoncteur ....................................................................... 52
III.8.6. Dispositif de réenclenchement automatique ............................................................ 53
III.8.7. Dispositif de localisation de défaut ......................................................................... 53
III.9. Les avantages et les performances de relais à distance .................................................. 54
III.10. conclusion ..................................................................................................................... 54
Chapitre IV : Discussions et présentation des résultats des essais IV.1. Introduction .................................................................................................................... 56
VI.2. la ligne HTB étudiée ...................................................................................................... 56
VI.2.1. Les paramètres de la ligne ....................................................................................... 56
VI.2.2. Les zones de protection ........................................................................................... 57
VI.2.3. Les relais numériques .............................................................................................. 57
VI.3. Les essais ........................................................................................................................ 59
VI.3.1.Cas réseau sain ......................................................................................................... 59
VI.3.2.Injection de défaut .................................................................................................... 61
VI.3.2.1. Défaut monophasé ............................................................................................ 61
VI.3.2.2. Défaut triphasé .................................................................................................. 63
VI.4. Localisation du défaut .................................................................................................... 65
VI.5. Conclusion ..................................................................................................................... 65
Conclusion générale ................................................................................................................ 66
Bibliographie …………………………………………………………………………….…. 67
Liste des Figures
Chapitre I :
Figure I.1 : Les types des lignes ……………………………………………………...…...…5
Figure I .2 : Schéma de réseau a courant alternatif ….…………………………………..........6
Figure I.3 : Schéma de réseau à courant continu …………………………………….…...…..8
Figure I.4 : Le réseau électrique ………..………………………….……………………..…..9
Figure I.5 : Topologie des réseaux ……………………………………...………………......11
Figure I.6 : Les postes d’interconnexion.................................................................................12
Figure I.7 : Les différents éléments dans un poste ………………………………….……....13
Figure I.8 : Parties du pylône (support pour ligne électrique)…………………………….…15
Figure I.9 : Pylône nappe……………………………………………………………….…....15
Figure I.10 : Pylône triangle………………………………………………….….……...…...16
Figure I.11 : Pylône double drapeau………………………………………………………....16
Figure I.12 : les types des chaines isolateurs…………………………………………...…...17
Figure I.13 : Câble conducteur en Alu-acier…………………………………………...….....18
Figure I.14 : Les Eclateurs…………………………………………………………...…..…..18
Chapitre II :
Figure II.1 : Déférents types de défaut ………………………………………………….......23
Figure II.2 : Schéma de principe de la protection………………………………………....... 26
Figure II.3: Chaîne principale de la protection électrique ……………………………..…....27
Figure II.4 : Principe de la sélectivité chronométrique……………………………..…….....30
Figure II.5 : fonctionnement d’une sélectivité ampérométrique ……………………..……..32
Figure II.6: La technologie des relais …………………………………………………….....33
Figure II.7 : Le principe de fonctionnement d'un relais Electromagnétique ………………..33
Figure II.8 : Symbole d’un relais Electromagnétique ……………………………………....34
Figure II.9 : Relais statique……………………………………………………………….... 35
Figure II.10: Relais numérique………………………………………………………...……36
Figure II.11 : le dispositif de protection différentielle de la ligne ……………………...…...38
Chapitre III :
Figure III.1: Eléments de base d’un relais numérique……………………………….…..….40
Figure III.2 : Principe de base du fonctionnement…………………………………….….....45
Figure III.3: Schéma du principe de réglage des zones de protection ……………………....47
Figure III.4: Caractéristiques de déclenchement MHO et quadrilatère……………………...48
Figure III.5 : Caractéristiques typiques de temps / distance pour la protection à distance de
quatre zones…………………………………………………………………………………...48
Figure III.6 : les zones de réglage de protection d’une ligne HTB……………………..…...50
Figure III.7 : les stades de réglage de protection d’une ligne HTB………………….….…...50
Chapitre VI:
Figure VI.1 : schéma unifilaire de ligne Adrar-Timimoun ……………………………..…...56
Figure VI.2 : relais de distance AREVA 442 en haut et SIEMENS 7SA511 en bas …….....57
Figure VI.3 : protection principale 2……………………………………………………….. 58
Figure VI.4 : les fonctions intégrées au relais SIEMENS …………………………………..58
Figure VI.5 : Contrôle de la protection de distance …………………………………….…...59
Figure VI.6 : Contrôle de la protection de distance avec des logiciels…………………...… 60
Figure VI.7 : l’allure des trois courants avant le défaut …………………………………..…61
Figure VI. 8: injecter un défaut monophasé (phase 1-terre) ……………………………..… 62
Figure VI.9 : les signaux des courants pendant le défaut phase 2-terre…………………..… 62
Figure VI.10 : les signaux des tensions lors de défaut phase 2-terre………………...…...… 63
Figure VI.11: injecter un défaut triphasé ……………………………………………...….…63
Figure VI.12 : Signaux des courants lors de défaut triphasé ……………………......………64
Figure VI.13 : Signaux des tensions lors d’un défaut triphasé ………………………...……64
Figure VI.14 : Message d’incident et la localisation de défaut………………...……...…… 65
Liste des Tableau
Tableau I.1 : Définition des niveaux de tension ………………………………….…..…..…..7
Tableau III.1 : Les algorithmes des impédances de défaut………………………………….46
Tableau VI.1 : les paramètres de la ligne Adrar-Tim 220 KV ………………………...……55
Tableau VI.2 : test en utilisant le logiciel SIGRA 4 le 15/12/2017 a 01 :53 :49 ……………59
Tableau VI.3 : Résultats de défaut monophasé (phase 2 -terre) …………………………….61
Tableau VI.4 : résultat du réseau en défaut triphasé …………………………………….….63
Nomenclatures
AC : courant alternatif
ADR : ADRAR
BT : base tension
BTB: Basse Tension classe B
BTA: Basse Tension classe A
CPU : unité centrale d’ordinateur.
CEI : Commission Electrotechnique Internationale
CAN : convertisseur analogique/numérique
CC : courant continu
DRD : Un réenclenchement suivi d’un déclenchement triphasé définitif lorsque le défaut est
permanent.
DR : Un réenclenchement pour les défauts fugitifs.
GRTE : Le Gestionnaire du Réseau de Transport de l’Electricité, SONELGAZ Algérie.
HT : haut tension
HTA: Haute Tension classe A
HTB: Haute Tension classe B
In : courant nominal
KAB : KABERTEN
LED: Light-Emitting Diode (diode electroluminescente)
MHO : Relais classique
MT : moyenne tension
PO : Point d’ouverture
RMA : Relais à maximum de courant ou TA (relais d’intensité).
RMV : Relais à maximum de tension ou TV (relais de tension).
RMZ : Relais à minimum d’impédance ou TZ (relais numérique de distance).
RMX : Relais à minimum de réactance (relais différentiel de courant)
RDW : Relais directionnel de puissance ou TLW.
SF6 : hexafluorure de soufre
TBT: Très Basse Tension
TC : Transformateur de Courant
TI : Transformateur d’Intensité
TT : Transformateur de Tension
TP : Transformateur de Potentiel
TCT : transformateurs condensateurs de tension
TMN : TIMIMOUN
Un : tension nominale
Introduction générale
Localisation des défauts dans les réseaux d’énergie électrique a base de relais de distance 1
Introduction générale
Le réseau de transport a pour l’objectif d’acheminer l’énergie électrique de la production
vers les consommateurs avec une bonne qualité et assurer l’alimentation. Cela fait à travers
des lignes de milliers de kilomètres de longueur, ce qui les en mis au sein de différents genres
de perturbations sont généralement climatiques et de manœuvres. De faire suivre et contrôler
ces lignes afin de les protéger contre tous les types des défauts est un grand dilemme pour les
exploitants. Ces derniers rencontrent des fois un autre défi lors de l’existence d’un
défaut «la détection », c’est a quel point le long de la ligne est exactement le défaut « la
localisation» et quel appareil de protection peut réaliser ces deux étapes et élimine le
défaut «l’intervention ». C’est pour cela, il faut construire une forte chaine de protection
nommée « un système de protection » le long de la ligne de transmission. Le système de
protection doit être fiable, précis et réalise une bonne harmonie de réglage entre les appareils.
La révolution technologique en utilisant l’électronique de puissance participe au
développement et de sureté du réseau électrique. Cela permet d’utiliser des outils, des
appareils et des équipements plus sensibles, fiables et rentables sur l’échelle économique,
technique et même dimensionnel.
La technologie numérique a fait son apparition au début des années 1980. Avec le dévelo-
ppement des microprocesseurs et des mémoires, les puces numériques ont été intégrées aux
équipements de protection. Les protections numériques, sont basées sur le principe de la
transformation de variables électriques du réseau, fournies par des transformateurs de mesure,
en signaux numériques de faible tension. Ces dispositifs offrent un excellent niveau de
précision et un haut niveau de sensibilité. Ils procurent de nouvelles possibilités, comme
l’intégration de plusieurs fonctions pour réaliser une fonction de protection complète dans une
même unité, le traitement et le stockage de données et l’enregistrement des perturbations du
réseau (perturbographe). Cette génération intègre des possibilités d’autotest et d’autocontrôle
qui augmente leur continuité de fonctionnement tout en réduisant la durée et la fréquence des
opérations de maintenance [17].
Introduction générale
Localisation des défauts dans les réseaux d’énergie électrique a base de relais de distance 2
Pour la protection des lignes de transmission, le bon choix du type de relais et son réglage
est important. Le relais de distance qui est classé comme relais numérique ou digital,
considère parmi les relais développés et avantageux pour les exigences du réseau de transport
d’énergie électrique. Le relais de distance est comme les autres appareils de protection détecte
le défaut puis l’élimine, mais sa principale caractéristique est la localisation le lieu de défaut
avant d’éliminer.
Le présent mémoire est structuré comme suit :
Dans le premier chapitre, on présente une généralité sur le réseau d’énergie électrique.
Le deuxième chapitre illustre les défauts sur les lignes HTB et le système de
protection.
Le troisième chapitre étudie le relais de distance et a localisation des défauts.
Le dernier chapitre concerne les discussions et présentation des résultats d’essais.
Ce travail se termine par une conclusion générale dans laquelle on cite les grandes lignes de
ce travail et résume les principaux résultats obtenus.
Chapitre I:
Généralités sur le réseau d’énergie électrique
Chapitre I Généralités sur le réseau d’énergie électrique
Localisation des défauts dans les réseaux d’énergie électrique a base de relais de distance 4
I.1. Introduction :
Un réseau électrique est un ensemble d’outils destiné à produire, transporter et distribuer
l’énergie électrique pour l’acheminer de la source (générateur) vers la charge
(consommateur). Cet ensemble comporte des générateurs, des transformateurs, des lignes,
des appareils de mesures (comme les transformateurs de tension et du courant) et de contrôles,
des protections contre tous les types de défauts en veillant sur la qualité de cette énergie,
notamment la continuité de service et la qualité de la tension.
I.2. Généralité sur les réseaux électriques :
Les réseaux sont traditionnellement décomposés en trois parties [1]:
La source d’énergie : la production ;
Le transfert de masse : le transport ;
La fourniture aux consommateurs individuels : la distribution.
I.2.1. Production d’énergie électrique :
La production sert à produire l’énergie électrique soit à travers la transformation de
l’énergie mécanique des turbines pour tourner les alternateurs à partir des sources primaires
(comme le gaz, le pétrole, le carbone et le nucléaire), soit en utilisant les sources
renouvelables qui sont l'énergie solaire, éolienne, hydraulique, géothermique, marine et la
biomasse .
I.2.2. Transport d’énergie électrique : [1], [3]
Beaucoup de gros générateurs exigent un accès facile à leur fourniture de combustible
et d’eau de refroidissement, ils ne peuvent pas être places près des zones de consommation
majeure. Des contraintes environnementales peuvent aussi écarter une situation proche des
zones de consommation. Un réseau de transport d’énergie est donc nécessaire entre les
générateurs et les consommateurs.
Le réseau de transport (en Algérie 220kV, 400kV) ou réseau de haute tension de niveau B
(HTB) est généralement en courant alternatif et aérien a une architecture maillée, ainsi les
productions ne sont pas isolées mais toutes reliées entre elles, cette structure permet une
Chapitre I Généralités sur le réseau d’énergie électrique
Localisation des défauts dans les réseaux d’énergie électrique a base de relais de distance 5
sûreté de fonctionnement accrue et assure la continuité du service ou d’alimentation en cas
d’aléas comme la perte d’une ligne, d’une production, etc. En effet, lors de l’ouverture d’une
ligne, le fait d’avoir cette structure maillée permet au flux de puissance de trouver un nouveau
chemin pour contourner cette ligne en défaut et donc de garantir la continuité de
l’alimentation en aval du problème. C’est à ce niveau de tension que sont assurées les
interconnections entre régions au niveau nationale et les échanges (importation/exportation)
d’énergie électrique au niveau internationale (ex : Hassi Ameur (Algérie) – Bourdim (Maroc)
et El-hadjar (Algérie) – Djendouba (Tunisie), en 400 kV).
Si un trajet aérien de la ligne est impossible à cause de l’encombrement en zone urbaine ou
pour des raisons environnementales, des câbles enterrés peuvent être employés, mais le cout
est 15 à 20 fois plus élevé que celui de la ligne aérienne équivalente. Dans les traversées
maritimes, un câble sous-marin est la seule solution, mais celui-ci est souvent en courant
continu.
Lignes aériennes les câbles souterrains les câbles sous-marins
Figure I.1 : Les types des lignes [2]
I.2.2.1. Transport l’électricité en courant alternatif :
Le courant alternatif est préféré pour transporter l’électricité à cause des avantages suivants
[28], [4] :
il s’agit du régime de production des alternateurs des centrales et de celui utilisé par de
nombreux appareils de consommation comme les moteurs ;
il permet très facilement d’élever les tensions, de réduire les intensités donc de limiter
les pertes par effet Joule sur les réseaux ;
le maillage des réseaux est facile : le passage d’un niveau de tension à un autre
s’effectue grâce aux transformateurs dont les rendements sont très bons.
Chapitre I Généralités sur le réseau d’énergie électrique
Localisation des défauts dans les réseaux d’énergie électrique a base de relais de distance 6
Facilite la coupure des courants par le passage naturel par zéro 2 fois par période c’est-
à-dire 100 fois par seconde.
En regard, on peut considérer comme des inconvénients :
l’alternatif nécessite trois conducteurs et parfois deux conducteur par phase (en total :
six conducteurs). Dès que la ligne est longue, cette économie compense la nécessité
d’avoir des stations de conversion aux deux extrémités pour se raccorder aux réseaux
alternatifs. Au plan économique, le continu (nécessite seulement 2 conducteurs) peut
ainsi devenir plus intéressant dès 600 km ;
le transport de courant alternatif sur longue distance développe, par effet capacitif
entre la ligne et le sol, des effets déstabilisants. Au plan technique, le choix du continu
s’impose au-delà de 1 500 km ;
en cas de lignes souterraines ou sous-marines de plus de 50 km. L’alternatif
développe, par effet capacitif, une puissance réactive qui s’oppose à la circulation du
courant. L’intérêt du continu, qui en est exempt, croît avec la distance du transport ;
Difficulté d’interconnexion de plusieurs réseaux, (il faut avoir même tension, même
fréquence et même phase).
Figure I.2 : Schéma de réseau a courant alternatif [29]
I.2.2.2. Transport l’électricité Courant continu [28], [4] :
Le courant continu est de plus en plus utilise pour le transport à haute tension de l’énergie
électrique. Les principales raisons pour faire appel au courant continu plutôt qu’au courant
alternatif sont :
Chapitre I Généralités sur le réseau d’énergie électrique
Localisation des défauts dans les réseaux d’énergie électrique a base de relais de distance 7
Le courant continu permet une liaison asynchrone entre deux réseaux alternatifs qui
fonctionnent a des fréquences différentes, ou qui ne sont pas en phase.il permet à la
puissance d’être repartie économiquement, indépendamment des différences dans les
tensions ou les phases aux deux extrémités de la ligne ;
Dans le cas des câbles souterrains ou sous-marins, le courant pour des câbles en
alternatif excède la capacité thermique du câble quand sa longueur dépasse 50 Km, ne
laissant aucune capacité pour le transfert de puissance active. Une liaison en continu
surmonte cette difficulté et un câble de section plus faible peut être utilise pour un
transfert de puissance donné.
Quand une ligne fait plusieurs centaines de kilomètres de long, une économie et des
améliorations dans l’apparence peuvent être obtenues dans le cas du continu en
utilisant seulement deux conducteurs (un positif et un négatif) a la place des trois
conducteurs nécessaires en alternatif.
Pas d’effets réactifs, le facteur de puissance est unitaire (en dehors de déformations) et
donc pas de puissance réactive pénalisante pour la production.
En regard,
Il faut considérer le cout supplémentaire du matériel de conversion à semi-
conducteurs aux interfaces entre les systèmes continu et alternatif, et le matériel de
correction des harmoniques et de compensation de la puissance réactive qui est
nécessaire dans les sous-stations.
Le manque d’un disjoncteur acceptable pour un fonctionnement souple de circuit,
ainsi que les pertes de puissance légèrement plus élevées dans le matériel de
conversion en comparaison de l’alimentation en alternatif équivalente.
Impossibilité de produire ou d’élever la tension dans les très hautes tensions d’où
des pertes importantes sur les lignes.
Difficulté de couper les courants continus, d’où des dispositifs de coupure plus
performants et plus chers.
Chapitre I Généralités sur le réseau d’énergie électrique
Localisation des défauts dans les réseaux d’énergie électrique a base de relais de distance 8
Figure I.3 : Schéma de réseau à courant continu [29]
I.2.3. Distribution d’énergie électrique:
La distribution sert à alimenter les consommateurs en moyenne ou en basse tension
(typiquement 400 V), grâce à des postes de transformation MT/BT.
I.2.3.1. Le réseau de distribution d’énergie électrique MT :
Les réseaux de distribution sont les réseaux d’alimentation de l’ensemble de la clientèle, à
l’exception de quelques gros clients industriels alimentés directement par les réseaux THT et
HT. On distingue deux sous-niveaux: les réseaux à moyenne tension (MT: 3 à 33 kV, en
France 20 kV) et les réseaux à basse tension (BT : 110 à 600 V, en France 400 V). [5]
I.2.3.2. Le réseau de livraison d’énergie électrique BT :
C’est le réseau qui nous est en principe familier puisqu'il s'agit de la tension 400/230 V
(380/220 V en Algérie). Nous le rencontrons dans nos maisons via la chaîne : compteur,
disjoncteur, fusibles (micro disjoncteurs). [6]
Chapitre I Généralités sur le réseau d’énergie électrique
Localisation des défauts dans les réseaux d’énergie électrique a base de relais de distance 9
Figure I.4 : Le réseau électrique [6]
I.3. Organisation d'un réseau de transport d'énergie : [8]
Pour que l'énergie électrique soit utilisable, le réseau de transport et de distribution doit
satisfaire les exigences suivantes :
1. Assurer au client la puissance dont il a besoin.
2. Fournir une tension stable dont les variations n'excèdent pas ± 10 % de la tension nominale.
3. Fournir une fréquence stable dont les variations n'excèdent pas ± 0,1 Hz.
4. Fournir l'énergie à un prix acceptable.
5. Maintenir des normes de sécurité rigoureuses.
6. Veiller à la protection de l’environnement.
Chapitre I Généralités sur le réseau d’énergie électrique
Localisation des défauts dans les réseaux d’énergie électrique a base de relais de distance 10
I.4. Les niveaux de tensions des réseaux :
Les niveaux de tensions alternatives suivant la CEI sont illustrés dans le tableau suivant :
Domaine haute tension (HT) Domaine basse tension (BT)
HTB : Un > 50.000 (V) BTB : 500 < Un 1000 (V)
HTA : 1000 < Un 50.000(V) BTA : 50 < Un 500 (V)
TBT : Un 50 (V)
Tableau I.1 : Définition des niveaux de tension [5]
I.5. Structures topologiques des réseaux : [9]
Les réseaux électriques peuvent être présentés selon différents types de structures illustrées
comme suit :
I.5.1. Schéma radial :
Ce schéma est aussi appelé en antenne. Son principe de fonctionnement est à une seule
voie d’alimentation. Ceci signifie que tout point de consommation sur une telle structure ne
peut être alimenté que par un seul chemin électrique possible. Il est de type arborescent. Ce
schéma est particulièrement utilisé pour la distribution publique HTA en lignes aériennes en
milieu rural. En effet il permet facilement, et à un moindre coût, d’accéder à des points de
consommation de faible densité de charge (Figure I.5 .a).
I.5.2. Schéma bouclé :
Il est aussi appelé coupure d’artère. Son principe de fonctionnement est à deux voies
d’alimentation (Figure I.5.b). Ceci signifie que tout point de consommation sur cette structure
peut être alimenté par deux chemins électriques possibles, sachant qu’en permanence seul un
de ces deux chemins est effectif, le secours étant réalisé par cette possibilité de bouclage.
Dans un tel schéma, il y a toujours un point d’ouverture (PO) dans la boucle ce qui revient à
un fonctionnement équivalent à deux antennes. Ce type de réseau est utilisé pour la
distribution publique HTA urbaine en réseaux souterrains, il permet à l'utilisateur de
bénéficier d'une source d'alimentation fiable à partir de deux postes sources ou deux départs
HTA, ce qui limite les interruptions pour travaux ou en cas de panne.
Chapitre I Généralités sur le réseau d’énergie électrique
Localisation des défauts dans les réseaux d’énergie électrique a base de relais de distance 11
I.5.3. Schéma maillé :
Ce sont des réseaux dans lesquels les liaisons (lignes) forment des boucles dont la majorité
a des côtés communs, réalisant ainsi une structure semblable aux mailles d'un filet (figure I.5
c) [7]. Dans ces réseaux, les transits d'énergie dans les différentes branches peuvent
facilement échapper à tout contrôle précis. Cette structure est généralement utilisée pour le
transport et pour les réseaux de distribution à basse tension. [10], [3]
a) Exemple de structure radial b) exemple de structure bouclée
c) exemple de structure maillée
poste d’interconnexion, poste de répartition, poste de distribution
Figure I.5 : Topologie des réseaux [10]
I.6. Les postes électriques :
Selon la définition de la Commission électrotechnique internationale CEI : « un poste
électrique est la partie d'un réseau électrique, située en un même lieu, comprenant
principalement les extrémités des lignes de transport ou de distribution, de l'appareillage
électrique, des bâtiments, et, éventuellement, des transformateurs ».
I.6.1. Types de postes :
On distingue, suivant les fonctions qu’ils assurent, trois grandes catégories de postes
électriques :
Chapitre I Généralités sur le réseau d’énergie électrique
Localisation des défauts dans les réseaux d’énergie électrique a base de relais de distance 12
I.6.1.1. Les postes à fonction d’interconnexion :
Qui comprennent à cet effet un ou plusieurs points communs triphasés appelés jeu de
barres, sur lesquels différents départs (lignes, transformateurs, etc.) de même tension peuvent
être aiguillés [10].
I.6.1.2. Les postes de transformation :
Dans lesquels il existe au moins deux jeux de barres à des tensions différentes liés par un
ou plusieurs transformateurs [10].
I.6.1.3. Les postes mixtes :
Les plus fréquents, qui assurent une fonction dans le réseau d’interconnexion et qui
comportent en outre un ou plusieurs étages de transformation [10].
Figure I. 6 : Les postes d’interconnexion. [11]
I.7. Les différents éléments de poste électrique : [6]
On distingue parfois les éléments d'un poste en "éléments primaires" (les équipements
haute tension) et "éléments secondaires" (équipements basse tension). Parmi les équipements
primaires, on peut citer [6] :
Transformateur électrique,
Autotransformateur électrique,
Chapitre I Généralités sur le réseau d’énergie électrique
Localisation des défauts dans les réseaux d’énergie électrique a base de relais de distance 13
Disjoncteur à haute tension,
Sectionneur,
Sectionneur de mise à la terre
Parafoudre,
Transformateur de courant,
Transformateur de tension,
Combiné de mesure (courant + tension),
Jeux de barres.
Parmi les éléments secondaires on peut citer :
Relais de protection
Équipements de surveillance
Équipements de contrôle
Système de télé conduite
Équipements de télécommunication
Comptage d'énergie.
Figure I.7 : Les différents éléments dans un poste [6]
A : côté primaire, B : côté secondaire.
1. Ligne électrique primaire ; 2. Câble de garde ; 3. Ligne électrique ;4. Transformateur de
tension ; 5. Sectionneur ; 6.Disjoncteur ; 7. Transformateur de courant ; 8. Parafoudre ; 9.
Transformateur (de puissance) ; 10. Bâtiment secondaire ; 11. Clôture ; 12. Ligne électrique
secondaire.
Chapitre I Généralités sur le réseau d’énergie électrique
Localisation des défauts dans les réseaux d’énergie électrique a base de relais de distance 14
I.8. Ligne à haute tension (lignes aériennes): [12], [13]
Les lignes à haute tension sont la composante principale des réseaux de transport d’énergie
électrique. Elles ont pour lier les postes de transformation, et de transporter l’énergie
électrique vers de lieu très loin au centrale électrique. Les dimensionnements des lignes
dépendent de choix :
de la tension de service
du conducteur
des supports
de l’armement
des isolateurs
de la fixation des conducteurs
I.9. Constitution d’une ligne aérienne :
I.9.1. Les Pylônes
Ce sont des supports en charpente métallique, dit pylône ou Tour leurs but est de maintenir
les conducteurs a une distance minimale de sécurité du sol (hauteur optimum, appelé garde au
sol) et des obstacles environnants, afin d’assurer la sécurité des personnes et des installations
situées aux voisinages des lignes. Les pylônes sont généralement treillis (assemblage formant
une triangulation [30]) d’acier, de plus de 50 m de hauteur et ayant une masse pouvant
atteindre, voire dépasser 100 t [14].
Le choix des pylônes se fait en fonction des lignes à réaliser, de leur environnement et des
contraintes mécaniques liées au terrain et aux conditions climatiques de la zone tels que le
vent et la température. Certains sont étroits et hauts pour diminuer la largeur d’impact de la
ligne, comme en forêt. D’autres sont plus larges que hauts (type chat [14]), lorsqu’il faut
diminuer la hauteur de la ligne, par exemple près d’un aérodrome ou pour limiter l’impact
visuel de loin. Leur silhouette est caractérisée par la disposition des câbles conducteurs [12]
Chapitre I Généralités sur le réseau d’énergie électrique
Localisation des défauts dans les réseaux d’énergie électrique a base de relais de distance 15
[14],[3].
Figure I.8 : Parties du pylône (support pour ligne électrique).[12]
I.9.1.1. Types des Pylônes
a. Pylône nappe
C’est le pylône le plus utilisé pour les lignes de transport surtout du type chat (en Algérie).
Il est d’usage fréquent pour les lignes HTA et HTB. Il sert aux paliers de tension allant de 110
KV à 735 KV. Ce pylône convient aux lignes qui traversent des terrains très accidentés, car il
peut être assemblé facilement. [14],[3]
Figure I.9 : Pylône nappe
Chapitre I Généralités sur le réseau d’énergie électrique
Localisation des défauts dans les réseaux d’énergie électrique a base de relais de distance 16
b. Pylône Triangle :
Occupant une place réduite au sol, ce pylône est utilisé pour des paliers de tension allant de 110 KV
à 315 KV. Sa hauteur varie entre 25 et 60 mètres.
Figure I.10 : Pylône triangle
c. Pylône double drapeaux :
Très utilisé sur le réseau 400 kV. Installe depuis les années 1960. Généralement, plus la
tension de la ligne est élevée, plus les pylônes sont hauts. Un pylône soutenant une ligne de
400 000 V peut atteindre 90 m de haut [3],[30].
Figure I.11 : Pylône double drapeau
I. 9.2. Isolateur :
Les isolateurs sont des chaines avec éléments (un empilement d’assiettes) en verre, en
céramique ou en matériau synthétique trempé ou composite dans le but d’assurer l’isolement
électrique entre les câbles conducteurs et les supports.
Sur le réseau de transport, les isolateurs sont utilisés en chaîne, dont la longueur augmente
avec le niveau de tension. La chaîne d’isolateurs joue également un rôle mécanique, elle doit
être capable de résister aux efforts dus aux conducteurs, qui subissent les effets du vent, de la
neige.
Chapitre I Généralités sur le réseau d’énergie électrique
Localisation des défauts dans les réseaux d’énergie électrique a base de relais de distance 17
Les isolateurs ont deux fonctions principales :
Ils empêchent le courant électrique qui circule dans les conducteurs de phase de
passer dans les pylônes.
Ils accrochent les conducteurs de phase au pylône.
1.9.2.1. Chaînes d’ancrage:
Les chaînes d’ancrage sont utilisées dans le cas de pylône d’ancrage. Ce type de chaîne se
distingue par sa position quasi horizontale (Figure I.12. a).
I.9.2.2. Chaînes V:
Les chaînes d’isolateurs en V sont utilisées pour les pylônes de suspension lorsque que
l’on souhaite limiter le balancement latéral des conducteurs (Figure I.12 .b).
I.9.2.3. Chaînes droite :
Les chaînes de suspension droite sont la solution de base pour les pylônes de suspension.
Ce type d’isolation est le plus fréquemment utilisé (Figure I.12 .c).
a. Chaînes d’ancrage b. Chaînes V c. Chaînes droite
Figure I.12 : Les types des chaines isolateurs
I.9.3. Les conducteurs de phase :
Les conducteurs sont «nus» c'est-à-dire que leur isolation électrique est assurée par l’air.
La distance des conducteurs entre eux et avec le sol garantit la bonne tenue de l’isolement.
Cette distance augmente avec l’augmentation du niveau de tension. La plupart des
conducteurs à haute tension sont en aluminium ou aluminium allié avec noyau en acier, lequel
assure la résistance mécanique du câble, pour éviter l’oxydation de ce dernier. [12], [3]
Chapitre I Généralités sur le réseau d’énergie électrique
Localisation des défauts dans les réseaux d’énergie électrique a base de relais de distance 18
Figure I.13. : Câble conducteur en Alu-acier [12]
I.9. 4. Les Eclateurs :
L'éclateur est généralement constitué de deux électrodes, l'une reliée à l'élément à protéger
et l'autre à la terre. Leur distance est généralement réglable de façon à ajuster la tension
d'amorçage. Son écartement est réglé pour provoquer l’amorçage si les surtensions des
réseaux sont importantes.
Figure I.14 : Les Eclateurs
I.9.5. Câbles de garde :
Les câbles de gardes ne conduisent pas le courant. Ils sont situés au-dessus des
conducteurs de phase. Ils jouent un rôle de paratonnerre au-dessus de la ligne, en attirant les
coups de foudre, et en évitent le foudroiement des conducteurs. Ils sont en général réalisés en
acier. Au centre du câble d’acier on place parfois un câble fibre optique qui sert à la
communication de l’exploitant.
Chapitre I Généralités sur le réseau d’énergie électrique
Localisation des défauts dans les réseaux d’énergie électrique a base de relais de distance 19
I.9.6. Prises de terre des pylônes :
Les pylônes des lignes de transport d'énergie sont reliés à des prises de terre conçues avec
grande précaution afin de leur assurer une faible résistance effectivement. Il ne faut pas que la
chute de tension dans la prise de terre provoquée par un courant de foudre qui frappe le
pylône dépasse la tension de contournement des isolateurs. Sinon les trois phases de la ligne
se mettent en court-circuit entre elles et à la terre.
I.10. Conclusion :
On a présenté dans ce chapitre les trois parties du système d’énergie électrique sous forme
générale et on essaye d’illustrer les principaux éléments du réseau d’énergie électrique
notamment le réseau de transport représenté essentiellement par les lignes aériennes. Ces
dernières sont le cœur du réseau de transport et peuvent affecter par plusieurs défauts qui
influent souvent sur la qualité d’énergie, la stabilité du réseau global et sur la continuité de
service. Ces défauts sont le sujet du chapitre suivant.
Chapitre II:
Les défauts sur les lignes HTB et le système de
protection
Chapitre II Les défauts sur les lignes HTB et le système de protection.
Localisation des défauts dans les réseaux d’énergie électrique a base de relais de distance 21
II.1. Introduction :
Chaque système de transmission d'énergie électrique représenté par les lignes de transport,
occupant une longue distance généralement de nature rurale, est le siège des perturbations et
des défauts qui peuvent engendre des interruptions de l’alimentation d’électricité ou
endommagement des éléments du réseau électrique, cela influe effectivement sur la qualité et
la stabilité de tension. Donc, Il est nécessaire de connaitre la nature et le type de défaut et ses
conséquences afin de construire un système de protection solide. Ce dernier est une chaine de
multi dispositifs de protection au but de protéger les équipements du réseau et les êtres vivants
contre tous les défauts qui doivent être éliminés seulement eux-mêmes et en un minimum de
temps pour maintenir un réseau sain et stable.
Le grand défi pour les lignes du réseau de transport est d’assurer la protection, il faut
choisir des appareils de protection aptes de détecter et localiser le lieu de défaut puis
intervenir le plus vite possible pour l’éliminer. Cette tache nécessite en plus du choix des
organes adéquats (sensibles, fiables, rapide et précis), une certaine technique assure un bon
réglage des appareils du système de protection et une chronologie en éliminant le défaut :
c’est la sélectivité.
II.2. Définition d’un défaut :
Un défaut est caractérisé par un phénomène non conforme au fonctionnement normal du
réseau et pouvant, dans certain cas, conduire à un effondrement électrique de celui-ci et à la
mise en danger de son environnement [15].
Le défaut peut être causé par des facteurs externes (naturels) ou internes (par l'action
humaine ou par un mauvais équipement).
II.3. Les défauts possibles affectant les lignes de transport :
Les lignes de transport sont construites avec des conducteurs nus, ces conducteurs sont
installés dans des structures métalliques spéciales “des pylônes“ dans lesquels ces conducteurs
sont séparés du pylône lui-même par des composants isolants et séparés entre eux par des
espaces suffisants permettant à l’air d’agir comme isolant) [16].
Chapitre II Les défauts sur les lignes HTB et le système de protection.
Localisation des défauts dans les réseaux d’énergie électrique a base de relais de distance 22
Plusieurs classifications des défauts selon leurs types, leurs natures, leurs origines et même
leurs durées. Cependant les défauts les plus fréquents sont des surtensions, la plupart se
produisent temporairement résultant un court-circuit au niveau de l’isolation due à des
faScteurs environnementaux tels que les éclairs (foudre). Ils peuvent aussi se produire par un
défaut dans l’isolation due à la détérioration du matériel d’isolation en lui-même.
Donc, on peut les citer comme suit :
II.3.1. Le court-circuit :
Est une élévation brutale de l’intensité 𝐼 > (10 𝑎 1000)𝐼𝑛 dans un circuit due à une
liaison accidentelle de deux points de potentiel déférents alimentés par la même source ou des
sources en parallèles.
Les courts-circuits peuvent provoquer des dégâts économiques importants s’ils ne sont pas
éliminés rapidement par les systèmes de protection [17].
II.3.2. La surcharge :
Lorsqu’une installation est traversée par un courant électrique supérieur à celui pour lequel
a été construite on dit qu’il y a une surcharge (courant de charge supérieur au courant
nominal 𝐼 > (1 𝑎 10)𝐼𝑛 ).
II.3.3. Les surtensions :
Augmentation soudaine et importante de la tension nominale due par exemple a un coup de
foudre.
II.3.4. Les déséquilibre :
Un système électrique triphasé est déséquilibré lorsque les trois courants de phases et les
trois tensions ont des valeurs différentes.
II.4. Les types des défauts :
Il existe quatre types :
Défaut monophasé à la terre : correspond à un défaut entre une phase et la terre, c’est
le court-circuit le plus fréquent. [17].
Chapitre II Les défauts sur les lignes HTB et le système de protection.
Localisation des défauts dans les réseaux d’énergie électrique a base de relais de distance 23
Défaut biphasé à la terre : Il correspond à un défaut entre deux phases de la ligne de
transport et la terre.
Défaut biphasé isolé : Il correspond à un défaut entre deux phases de la ligne de
transport. Le courant résultant est plus faible que dans le cas du défaut triphasé, sauf
lorsqu’il se situe à proximité immédiate d’un générateur.
Défaut triphasé : Il correspond à la réunion des trois phases de la ligne de transport. Il
est peu fréquent [6].mais c’est le courant de CC le plus élevé.
Figure II.1 : Déférents types de défaut [5]
II.5. La nature de défauts :
fugitif : Ce défaut nécessite une coupure très brève du réseau d'alimentation de l'ordre
de quelques dixièmes de seconde [17]. Par exemple : balancement des conducteurs
sous l'effet du vent, objets divers charriés par le vent, brouillard givrant, pluie en zone
polluée, branche d'arbre proche d'une ligne…etc.
permanent : Ce défaut provoque un déclenchement définitif de l’élément de
protection. Il nécessite l'intervention du personnel d'exploitation [17]. Par exemple :
rupture d'un câble, ou de sa pince d'ancrage, et chute sur le sol, chute d'un arbre sur la
ligne, acte de malveillance conduisant, par exemple, à la ruine d'un pylône, détoronage
d'un brin de conducteur, qui s'approche d'une autre masse métallique.
Chapitre II Les défauts sur les lignes HTB et le système de protection.
Localisation des défauts dans les réseaux d’énergie électrique a base de relais de distance 24
auto-extincteur : C'est le défaut qui disparu spontanément en des temps très courts
sans qu’il provoque le fonctionnement de la protection ou la coupure de
l’alimentation.[17],[10]
semi-permanent : Ce défaut exige une ou plusieurs coupures relativement longues de
l'ordre de quelques dizaines de secondes pour disparaitre. Il ne nécessite plus
l'intervention du personnel d'exploitation.
Au niveau des réseaux aériens de transport de SONELGAZ, les défauts sont [17]:
De 70 à 90% fugitifs.
De 5 à 15% semi permanents
De 5 à 15% permanents.
II.6. Les causes des défauts dans les lignes de transport : [18]
II.6.1. Les courts-circuits :
Origine électrique : altération d’un isolant, arcs…
Origine mécanique : rupture d’un conducteur, chute d’un corps étranger…
Origine atmosphérique : foudre, tempête…
Origine humaine : fausse manœuvre
II.6.2. Les surtensions :
Contact avec une ligne de plus forte tension.
Coupure brutale d’une ligne.
Capacité des longues lignes à vide.
Coups de foudre directs ou indirects.
II.6.3. Les surcharge :
Courts-circuits résistants.
Couplage difficiles, démarrage de moteur.
Report de charge sur une ligne ou une machine, lors de la coupure de la parallèle.
II.6.4. Les déséquilibre :
Coupure d’une bretelle sans mis à la terre.
Pôles de sectionneurs ou de disjoncteurs laissés ouverts.
Chapitre II Les défauts sur les lignes HTB et le système de protection.
Localisation des défauts dans les réseaux d’énergie électrique a base de relais de distance 25
II.7. Les conséquences des défauts : [18]
II.7.1. Les courts-circuits :
détérioration des isolants.
fusion des conducteurs.
incendie et danger pour les personnes.
les efforts électrodynamiques, avec : déformation des jeux de barres.
arrachement des câbles.
sur-échauffement par augmentation des pertes joules.
les creux de tension pendant la durée d’élimination du défaut, de quelques
millisecondes à quelques centaines de millisecondes.
la mise hors service d’une plus ou moins grande partie du réseau.
II.7.2. Les surtensions :
Vieillissement des isolants et claquage.
Surcharge des lignes en cas de durée prolongée.
Amorçage de court-circuit en cas de claquage des isolants.
II.7.3. Les surcharges :
Effets calorifiques.
Effets déjà exposés pour les surintensités dues aux courts-circuits.
II.7.4. Les déséquilibre :
Dans les réseaux HT ne comportant que 3 fils, la somme des courants n’est plus nulle.
Un courant de retour passe dans le sol par le neutre des transformateurs et induit des
tensions dangereuses dans les câbles de télécommunication voisins.
En outre ce courant de retour produit dans l’appareillage, des courants de circulation
engendrant des échauffements anormaux.
II.8. Principe de base de la protection :
II.8.1. Système de protection :
Un système de protection consiste d’un ensemble de dispositifs destinés à la détection des
défauts et des situations anormales des réseaux afin de commander le déclenchement d’un ou
de plusieurs éléments de coupures [17]. La technologie de la protection numérique a
Chapitre II Les défauts sur les lignes HTB et le système de protection.
Localisation des défauts dans les réseaux d’énergie électrique a base de relais de distance 26
l’avantage de non seulement de détecter le défaut, mais aussi de localiser le lieu en défaut
(protection de distance ou relai de distance) puis de l’éliminer. Cela permet de limiter les
dégâts des défauts possibles.
II.8.2 Modèle structural de principe :
Le schéma suivant représente le principe de base d’un système de protection :
Figure II.2 : Schéma de principe de la protection [19]
II.8.3. Chaine principale d’un système de protection :
Quelque soit la technologie, le système de protection dans le réseau de transport est
composé de trois parties fondamentales [17] :
Des réducteurs de mesure qui abaissent les valeurs à surveiller (courant, tension…) à
des niveaux utilisables par les protections ;
Des relais de protection ;
Un appareillage de coupure (un ou plusieurs disjoncteurs).
Un exemple d’un système de protection pour une ligne HT est montré sur la figure ci-
dessous. L’autre extrémité de la ligne possède un système de protection similaire. Dans le cas
d’un défaut, les deux relais ont besoin de fonctionner, donc les deux disjoncteurs s’ouvrent et
la ligne est mise hors service.
Chapitre II Les défauts sur les lignes HTB et le système de protection.
Localisation des défauts dans les réseaux d’énergie électrique a base de relais de distance 27
Figure II.3: Chaîne principale de la protection électrique. [17]
II. 9. Le rôle de la protection :
Le rôle des protections est de provoquer rapidement la mise hors tension de la partie du
réseau affectée par le défaut afin d’en limiter les conséquences. La sélectivité vise à ne mettre
hors tension que cette partie du réseau et seulement celle-ci.[20]
II.10. Protection et localisation des défauts dans des lignes HT :
Le système de protection d’une ligne de transport HT est constitué les éléments ou les
organes suivants :
II.10.1. Les réducteurs de mesures :
Les réducteurs de mesures sont l’appellation normalisée des transformateurs de tension et
de courant [21], fournissant les tensions (phase-neutre) courantes de chaque phase ainsi que le
courant dans le neutre éventuellement. Ils ramènent les valeurs courant et tension, des valeurs
nominales (quelques dizaines ou centaines de kV et d’ampères), à des valeurs
conventionnelles (110 V p.e. et 5 A) qui peuvent alimenter directement le relais. Ce traitement
pourrait changer dans le futur avec l’avènement des transformateurs «optiques » qui donnerait
l’information directement digitalisée.
II.10.1.1 Transformateur de courant:
Les transformateurs de courant TC ou d’intensité TI, appelés aussi transformateurs séries
[19], sont des transformateurs de haute précision dont le rapport de transformation demeure
essentiellement constant même lorsque la charge au secondaire varie. On atteint un haut
Chapitre II Les défauts sur les lignes HTB et le système de protection.
Localisation des défauts dans les réseaux d’énergie électrique a base de relais de distance 28
niveau de précision en réduisant au minimum le courant d'excitation. Les transformateurs de
courant sont utilisés pour ramener à une valeur facilement mesurable les courants intenses des
lignes à haute tension. Ils servent aussi à isoler les appareils de mesure ou de protection des
lignes à haute tension. Le primaire de ces transformateurs est monté en série avec la ligne
dont on veut mesurer le courant. Ces transformateurs sont employés seulement pour fins de
mesure et de protection ; donc leur capacité est faible et est normalement de l'ordre de 15 à
200 VA. Un transformateur de courant ayant un rapport de 150 A/5 A a donc 30 fois plus de
spires au secondaire qu'au primaire. L'emploi des transformateurs de courant sur les lignes à
haute tension est indispensable pour des raisons de sécurité. L'isolation entre le primaire et le
secondaire doit être suffisante pour éviter toute possibilité de court-circuit. La valeur de la
tension maximale que cette isolation peut supporter est normalement inscrite sur la plaque
signalétique.[22]
II.10.1.2 Transformateur de tension :
Les transformateurs de tension TT ou potentiel TP sont des transformateurs de haute
précision dont le rapport de transformation varie très peu avec la charge. Ils sont utilisés sur
les lignes à haute tension pour alimenter des appareils de mesure (voltmètres, wattmètres,
etc.) ou de protection (relais). Ils servent à isoler ces appareils de la haute tension et à les
alimenter à des tensions appropriées. Le rapport de transformation est choisi de façon que la
tension secondaire soit d'une centaine de volts, ce qui permet l'utilisation d'instruments de
fabrication courante (0-150 V) pour la mesure de tensions élevées. Le primaire des
transformateurs de tension est branché en parallèle avec le circuit dont on veut connaître la
tension. Les transformateurs de tension installés sur les lignes HT sont toujours raccordés
entre une ligne et le neutre. On doit toujours connecter un des fils de l'enroulement secondaire
à la masse, sans quoi on risque de prendre un choc électrique en touchant l'instrument de
mesure ou un de ses fils de raccordement. En effet, bien que le secondaire paraisse isolé du
primaire, la capacitance distribuée entre les deux enroulements effectue une connexion
invisible qui peut produire au secondaire une tension très élevée par rapport au sol si l'on
néglige de la raccorder à la masse.[22]
II.10.2. Les relais de protection :
Le relais est un dispositif à action mécanique ou électrique provoquant le fonctionnement
des systèmes qui isolent une certaine zone du réseau en défaut ou actionnant un signal en cas
Chapitre II Les défauts sur les lignes HTB et le système de protection.
Localisation des défauts dans les réseaux d’énergie électrique a base de relais de distance 29
de défaut ou de conditions anormales de marche (alarme, signalisation,…..)[23]. Les relais de
protection sont connectés aux transformateurs de mesure (TC et TT) pour recevoir des
signaux d’entrée et aux disjoncteurs pour délivrer des commandes d’ouverture ou de
fermeture. Donc en cas de défaut, sa tâche est de détecter l’existence de ce défaut par la
surveillance continue.
Plusieurs types de relais de protection de différentes techniques sont utilisés dans le
système de protection des lignes HT. Ces relais et ces techniques sont présentés
ultérieurement.
II.10.3. Les disjoncteurs :
Le disjoncteur est un appareil à commande manuelle ou automatique. Son rôle est la
protection des personnes et des installations électriques contre tous les défauts. Lors d’un
défaut, la tâche du disjoncteur consiste à éliminer le défaut, il est un appareil de sécurité par
excellence.
Les disjoncteurs les plus utilisés en haute tension grâce à leurs grands pouvoirs de coupure
et à la technique utilisée pour l’extinction de l’arc électrique (courant de court-circuit) sont
cités ci-dessous.
Les disjoncteurs à l’huile.
Les disjoncteurs à air comprimé.
Les disjoncteurs utilisant le gaz SF6.
Les disjoncteurs à vide.
Les disjoncteurs existants au niveau du système de protection du réseau de transport
algérien (Sonelgaz : GRTE) sont celles à l’huile et au SF6.
II.11. La sélectivité :
La sélectivité est une méthode qui consiste à coordonner et régler les protections de sorte
que, lorsqu’un défaut apparaît sur un circuit, seule la protection placée en tête de ce circuit se
déclenche, évitant la mise hors service du reste de l’installation électrique. L’étude de la
sélectivité consiste à déterminer les différents réglages (temporisations et seuils) des appareils
de protection tout en vérifiant la compatibilité entre les temps d’intervention définis pour les
appareils amont et ceux définis pour les appareils aval. [20]
Chapitre II Les défauts sur les lignes HTB et le système de protection.
Localisation des défauts dans les réseaux d’énergie électrique a base de relais de distance 30
II.11.1. Types de la sélectivité :
Différents moyens peuvent être mis en œuvre pour assurer une bonne sélectivité dans la
protection d’un réseau électrique :[24]
1. sélectivité chronométrique par le temps,
2. sélectivité ampérométrique par les courants,
3. sélectivité par échange d’informations, dite sélectivité logique,
II.11.1.1. Sélectivité chronométrique :
Sélectivité dans laquelle les protections sollicitées sont organisées pour fonctionner de
manière décalée dans le temps. La protection la plus proche de la source a la temporisation la
plus longue.
Ainsi, sur le schéma (Fig.II.4), le court-circuit représenté est vu par toutes les protections (en
A, B, C, et D). La protection temporisée D ferme ses contacts plus rapidement que celle
installée en C, elle-même plus rapide que celle installée en B. Après l’ouverture du
disjoncteur D et la disparition du courant de court-circuit, les protections A, B, C qui ne sont
plus sollicitées, revient à leur position de veille. La différence des temps de fonctionnement
∆T entre deux protections successives est l’intervalle de sélectivité. [25]
Figure II.4 : Principe de la sélectivité chronométrique.[25]
Chapitre II Les défauts sur les lignes HTB et le système de protection.
Localisation des défauts dans les réseaux d’énergie électrique a base de relais de distance 31
Ce type de sélectivité permet d’assurer son propre secours ; par exemple si la protection D
est défaillante, la protection C est activée ΔT plus tard, b il est simple.
Par contre, lorsque le nombre de relais en cascade est grand, du fait que la protection située le
plus en amont a la temporisation la plus longue, on aboutit à un temps d’élimination de défaut
prohibitif et incompatible avec la tenue des matériels au courant de court-circuit, ou avec les
impératifs extérieurs d’exploitation, (Raccordement au réseau électrique d’un distributeur par
exemple).
II.11.1.2. Sélectivité ampérométrique :[24]
Elle est basée sur le fait que dans un réseau, le courant de défaut est d’autant plus faible
que le défaut est plus éloigné de la source.
Une protection ampérométrique est disposée au départ de chaque tronçon : son seuil est
réglé à une valeur inférieure à la valeur de court-circuit minimal provoqué par un défaut sur la
section surveillée, et supérieure à la valeur maximale du courant provoqué par un défaut situé
en aval (au-delà de la zone surveillée).
L’avantage de cette sélectivité est que chaque protection ne fonctionne que pour les
défauts situés immédiatement en aval de sa position, à l’intérieur de la zone surveillée ; elle
est insensible aux défauts apparaissant au-delà.
Pour des tronçons de lignes séparés par un transformateur, ce système est avantageusement
utilisé car il est simple, de coût réduit et rapide (déclenchement sans retard).
Comme inconvénients ; la protection située en amont (A) n’assure pas le secours de la
protection située en aval (B). De plus, en pratique, il est difficile de définir les réglages de
deux protections en cascade, tout en assurant une bonne sélectivité, lorsque le courant ne
décroît pas de façon notable entre deux zones voisines ; ceci est le cas en moyenne tension,
sauf pour des tronçons avec transformateur.
Chapitre II Les défauts sur les lignes HTB et le système de protection.
Localisation des défauts dans les réseaux d’énergie électrique a base de relais de distance 32
Figure II.5 : Fonctionnement d’une sélectivité ampérométrique [24]
II.12. Relais de protection :
II.12.1. Désignation des relais utilisés pour la protection :
Un relais est désigné selon la grandeur surveillée (tension, courant, puissance, fréquence,
impédance,…). Donc, il y a :
Relais à maximum de courant RMA ou TA (relais d’intensité).
Relais à maximum de tension RMV ou TV (relais de tension).
Relais à minimum d’impédance RMZ ou TZ (relais numérique de distance).
Relais directionnel de puissance RDW ou TLW.
Relais à minimum de réactance RMX (relais différentiel de courant).
II.12.2. Les types de protection (types des relais) :
Le type de protection choisi dans les lignes aériennes haute tension est basé sur le choix et
le type du relais de protection :
Protection de distance.
Protection différentielle
Protection à maximum de courant.
Protection de surcharge thermique.
Chapitre II Les défauts sur les lignes HTB et le système de protection.
Localisation des défauts dans les réseaux d’énergie électrique a base de relais de distance 33
Protection à maximum ou à minimum de tension.
II.12.3. La technologie des protections :
Des protections à technologies différentes sont illustrées dans la figure ci-dessus :
Figure II.6: La technologie des relais
II.12.3.1. Relais Electromagnétique :
A. Principe :
Le principe de fonctionnement d'un relais est illustré par la figure ci-dessous :
Figure II.7 : Le principe de fonctionnement d'un relais Electromagnétique [26]
La palette en fer doux est attirée par la bobine lorsque celle-ci est alimentée. La palette
entraîne les contacts mobiles. Ceux-ci passent alors de la position repos (R) à la position
travail (T).
Dans la figure ci-dessus, le relais possède deux contacts mobiles. Il peut n'y en avoir qu'un
seul, ou plus. De même, il n'y a pas forcément de bornes de sortie du contact repos. [26]
Chapitre II Les défauts sur les lignes HTB et le système de protection.
Localisation des défauts dans les réseaux d’énergie électrique a base de relais de distance 34
B. Symbole normalisé du relais :
Les contacts prennent le même nom que la bobine. Ils sont représentés sur le symbole dans
leur position de repos. [26]
Figure II.8 : Symbole d’un relais Electromagnétique [26]
II.12.3.2. Les relais statiques :
Le circuit d’entrée, équivalent de la bobine du contacteur est isolé électriquement du
circuit de puissance par un opto-coupleur, (aussi nommé photocoupleur) composé d’un LED
et d’un phototransistor. [27]
Ce composant électronique miniature permet de séparer deux circuits électronique ou
électriques dont les masses ne sont pas au même potentiel la commande du circuit d’entrée
est en général réalisée par des impulsions de basse tension en courant continu, et consommant
quelques milliampères.
Ce circuit d’entrée commande un circuit de puissance en général constitué de triacs ou
thyristors.
Les relais statiques remplacent de plus en plus les relais électromagnétiques pour les
avantages suivants :
Plus précis, plus sensibles, plus rapides, plus sélectifs, rapidité de dépannage, durée de vie
plus longue, faible consommation, moins encombrants.
Chapitre II Les défauts sur les lignes HTB et le système de protection.
Localisation des défauts dans les réseaux d’énergie électrique a base de relais de distance 35
Figure II.9 : Relais statique [27]
II.12.3.3. Les relais numériques :
Le principe de base du relais numérique de distance se fonde sur le fait que l’impédance
de la ligne est assez constante suivant le long de la ligne et proportionnelle à la longueur de la
ligne. Cette particularité est pratiquement vraie et indépendante des amplitudes de la tension
et du courant.
Donc, l'impédance vue à partir de l'endroit du relais à n'importe quel point de défaut
suivant le long de la ligne est proportionnelle à la distance entre le relais et le point de défaut
et l'endroit de défaut peut être déterminé s'il fait partie de la ligne protégée. En conséquence,
le relais protecteur, qui fonctionne en basant sur la mesure de distance, est désigné sous le
nom du relais de distance. Bien que les techniques qui sont utilisés pour traités et calculés les
signaux soient différentes d’un fabricant à l’autre, tous les relais de distance fonctionnent de
la même manière en calculant l'impédance à partir des tensions et des courants des trois
phases de la ligne. Le principe de base de fonctionnement des relais de distance est que si
l'impédance mesurée par le relais est moins que l'impédance d'arrangement (normalement sa
valeur est un pourcentage de la valeur de l’impédance de la ligne de transport a protégée),
alors le relais conclurait qu'il y a un défaut dans la ligne de transport à protégée. [16]
Chapitre II Les défauts sur les lignes HTB et le système de protection.
Localisation des défauts dans les réseaux d’énergie électrique a base de relais de distance 36
Figure II.10: Relais numérique
II.13. Protection de la ligne HT :
Généralement, la protection des lignes aériennes du réseau de transport se base sur deux
types plus efficaces et fiables que les autres types. Ces deux types de protection sont la
protection numérique de distance et la protection différentielle.
II.13.1. Protection de distance :
Avec le développement des microprocesseurs et des mémoires, les puces numériques ont
été intégrées aux équipements de protection. Les protections numériques, sont basées sur le
principe de la transformation de variables électriques du réseau, fournies par des
transformateurs de mesure, en signaux numériques de faible tension. Ces dispositifs
nécessitent une source auxiliaire, offrent un excellent niveau de précision et un haut niveau de
sensibilité. Ils procurent de nouvelles possibilités, comme l’intégration de plusieurs fonctions
pour réaliser une fonction de protection complète dans une même unité, le traitement et le
stockage de données et l’enregistrement des perturbations du réseau (perturbographe). Cette
génération intègre des possibilités d’autotest et d’autocontrôle qui augmente leur continuité de
fonctionnement tout en réduisant la durée et la fréquence des opérations de maintenance [17].
Une des tâches importantes de la protection de distance du réseau de transport consiste à
traiter correctement l’occurrence des défauts. En général, on distingue trois niveaux de
traitement suite à l’apparition d’un défaut sur un réseau de transport.
La détection du défaut,
Chapitre II Les défauts sur les lignes HTB et le système de protection.
Localisation des défauts dans les réseaux d’énergie électrique a base de relais de distance 37
La localisation du défaut,
L’élimination du défaut.
A. La détection doit être très rapide car elle entraîne l'ouverture des disjoncteurs qui
mettront hors tension la partie défectueuse du réseau. Elle est réalisée à partir des
relais de protection (courants et tensions mesurés). Lors du défaut polyphasé, le
courant de défaut est très grand, la détection de ce type de défaut est donc simplement
effectuée par le franchissement d’un seuil de courant. Par contre, lors du défaut
monophasé, le courant de défaut est faible, la détection de défaut est beaucoup plus
compliquée. [5]
B. La localisation précise ou indique le lieu du défaut sur la ligne aérienne. C’est la
caractéristique principale de ce type de protection. Cela fait à travers le calcul de
l’impédance de la ligne en fonction de la longueur de la ligne. La localisation peut être
plus lente que la détection. En revanche, elle doit être plus précise afin de pouvoir
manœuvrer les interrupteurs de réseau de façon optimale. [5]
C. L’élimination du défaut [10] : Les courts-circuits sont des incidents qu’il faut
éliminer le plus rapidement possible. C’est le rôle des protections dont la rapidité de
fonctionnement est une des performances prioritaires. On n’oubliera pas que le temps
d’élimination des défauts comprend deux composantes principales :
Le temps de fonctionnement des protections (quelques dizaines de millisecondes).
Le temps d’ouverture des disjoncteurs (élimination du défaut).
II.13.2. Protection différentielle :
La protection différentielle est l'une des techniques les plus fiables et les plus populaires
dans la protection des systèmes d'énergie. La protection différentielle compare les courants
qui entrent avec les courants qui quittent la zone de protection. Si la somme des courants qui
entrent et les courants qui quittent la zone de protection est égale à zéro, on conclut qu'il n'y a
aucun défaut. Cependant, si cette somme n'est pas égale à zéro, la protection différentielle
conclut qu'un défaut existe dans la zone et prend des mesures pour isoler la zone en défaut du
reste du système [16]. Cette protection est auto sélective et peut donc être instantanée. Cet
avantage doit être conservé dans des périodes où se produisent des phénomènes transitoires ;
mais sa sensibilité doit cependant être limitée aux phénomènes dus à des défauts, et non pas à
Chapitre II Les défauts sur les lignes HTB et le système de protection.
Localisation des défauts dans les réseaux d’énergie électrique a base de relais de distance 38
d’autres qui sont normaux (courants d’enclenchement, courant de défauts traversant dont le
siège est extérieur à la zone...). [17]
Le système de protection des lignes contient un appareil sur chaque côté de la ligne qu’on
veut le Protéger à condition qu’il ait un moyen pour transmettre le signal entre les deux
appareils comme câble pilote « pilote wires » ou les fibres optique « obtical fibers »ou
n’importe quel autre moyen du communication. Dans le cas de défaut, le relais va transmettre
un signal de déclenchement du disjoncteur de deux côtes.[6]
Figure II.11 : Le dispositif de protection différentielle de la ligne [6]
II.14. Conclusion
Dans ce chapitre, nous avons vu que le système de protection des lignes haute tension est
une chaine d’éléments bien choisie et bien réglée au but de construire une protection fiable et
d’assurer l’alimentation.
La protection numérique se base sur trois étapes : la détection de défaut, puis la
localisation de son lieu au niveau de la ligne et finalement l’élimination. Ces avantageuses
caractéristiques ont mis les relais de distances les plus répondues pour le réseau de transport.
Grace à la localisation de défaut faite par le relais de distance, les exploitants peuvent éviter
plusieurs essais d’ouverture et de fermeture des interrupteurs et réduire ainsi le temps de
localisation du défaut le long du réseau de transport, donc le temps de coupure d’électricité
pour les clients.
Chapitre III:
Relais de distance et la localisation des défauts
Chapitre III Relais de distance et la localisation des défauts
Localisation des défauts dans les réseaux d’énergie électrique a base de relais de distance 40
III.1. Introduction :
La protection des lignes du réseau de transport contre les défauts surtout les courts-circuits
monophasés ou polyphasés exploite les avantages et les grandes performances de la protection
de distance comme la sensibilité et la localisation du défaut, la rapidité et la précision. Cela
rend l’utilisation de relais de distance, ce multifonctions appareil, essentielle pour protéger
une partie vitale du système d’énergie électrique.
III. 2. Schéma bloc de relais de distance :[16]
Le relais numérique est un dispositif à base de microprocesseur qui utilise un logiciel pour
le traitement des signaux échantillonnés et mettre en application la logique du relais. La
majeure partie de la recherche dans le secteur de la protection à relais numériques est liée au
développement des algorithmes pour des applications spécifiques. Les éléments de base d’un
relais numérique sont résumés sur la Figure (III.1).
Figure III.1: Eléments de base d’un relais numérique. [16]
Chapitre III Relais de distance et la localisation des défauts
Localisation des défauts dans les réseaux d’énergie électrique a base de relais de distance 41
III.2.1. Transformateurs de courant :
Le comportement du circuit magnétique des transformateurs de courant (TC) joue un rôle
essentiel. Ce circuit est soumis au flux magnétique crée par le courant primaire et en
particulier par la composante apériodique du régime transitoire du court-circuit. Selon les
amplitudes et les polarités respectives de ces flux le risque de saturation du circuit magnétique
est plus ou moins grand. Lorsque la saturation se produit, le courant secondaire est déformé et
n’est plus l’image du courant primaire, en d’autres termes une information incorrecte est
présentée a l’entrée des différentes fonctions des protections peuvent en être affectées :
fonction directionnelle, mesure de distance, fonction différentielle...etc. Ces phénomènes sont
à prendre en compte non seulement à l’établissement du court-circuit mais également lors
d’un réenclenchement automatique sur défaut.
III.2.2. Transformateurs de tension :
Il existe deux types de transformateur de tension : les transformateurs de tension bobinée
(TT) et les transformateurs condensateurs de tension (TCT) dont la partie capacitive est
utilisée comme système de couplage pour la transmission par courants porteurs haute
fréquence sur ligne.
Les régimes transitoires qui affectent le plus le fonctionnement des transformateurs de
tension est l’apparition de court-circuit sur le réseau. La mise hors tension et l’accroissement
brutal de la fréquence varie de quelques centaines d’hertz à quelques kilohertz. Dans le cas
des transformateurs de tension ses oscillations s’amortissent rapidement : l’erreur qui en
résulte est négligeable après 10 à 20 ms.
Ces phénomènes sont beaucoup plus difficiles à amortir dans le cas des transformateurs
condensateurs de tension et plus gênant surtout avec les protections de distance, ils entraînent
souvent une erreur de mesure de distance importante. Sur les lignes courtes, la précision
nécessaire pour un fonctionnement en zone réduite risque de ne plus être assurée, il faut alors
choisir un schéma de protection du type à zone étendue et à verrouillage.
L’accroissement brutal de la tension appliquée se rencontre sur les phases saines d’un
réseau dont une phase est affectée d’un défaut à la terre. Les conséquences sont de même
nature que celles consécutives à la mise sous tension. Il faut souligner que les transformateurs
de tension sont en générale plus coûteux que les transformateurs condensateurs de tension.
Chapitre III Relais de distance et la localisation des défauts
Localisation des défauts dans les réseaux d’énergie électrique a base de relais de distance 42
III.2.3. Filtre anti-repliement :
Dû aux limites pratiques des taux d’échantillonnage dans un relais numérique, le
convertisseur analogique/numérique (CAN) est ‘aveugle’ en dehors des moments où il fait sa
conversion. A la réception du top (impulsion) de l’horloge, le CAN effectue sa conversion
quasi instantanément. Il y a donc perte de l’information contenue entre les impulsions. Le
repliement (aliasing) spectral, est un phénomène qui change l’identité d’un signal lorsqu’il est
échantillonné à une fréquence trop faible.
Pour éviter l’apparition des fréquences de repliement, il faut respecter le principe de la
conduite de Shannon disant qu’il faut au moins (c’est-à-dire plus que) 2 échantillons sur une
période pour décrire un signal. Pour ne pas perdre aucune information dans un signal, il suffit
d’échantillonner a au moins 2fmax, fmax : étant la fréquence maximale dans le spectre
d’amplitude. Pour ce faire les relais sont équipés de filtre anti-repliement (un filtre par signal)
qui sont des filtres passe-bas de très forte pente éliminant ainsi la partie haute fréquence des
signaux qui perturberaient l’interprétation de l’analyse spectrale.
Les fréquences supérieures à la moitié de la fréquence d’échantillonnage doivent être
supprimées. La présence d’un filtre anti-repliement analogique relié à la fréquence
d’échantillonnage est donc indispensable à une mesure correcte. La fréquence de coupure du
filtre anti-repliement doit être au plus égale à la moitié de la fréquence d’échantillonnage.
III.2.4. Multiplexage :
Les CAN sont relativement chers, pour n’utiliser qu’un seul convertisseur on fera appel à
un multiplexeur. Le multiplexage est la technique permettant de faire passer plusieurs signaux
analogiques sur un même circuit ou un même câble. Le multiplexage (temporel) consiste à
diviser le temps, par exemple chaque seconde, en petits intervalles, et à attribuer un intervalle
de temps donne à chaque signal. Le multiplexeur est une sortie d’aiguillage. A chaque
impulsion de l’horloge, il met successivement en contact pendant une durée très courte (qu’on
peut en première approximation considérer comme nulle) le signal issu de chacune des voies
avec le convertisseur. Le reste du temps c'est-à-dire pratiquement en permanence, il
fonctionne comme un interrupteur ouvert, chargeant chacune des voies sur l’impédance
d’entrée du système d’acquisition, mais n’assurant aucune liaison physique entre les voies et
le convertisseur.
Chapitre III Relais de distance et la localisation des défauts
Localisation des défauts dans les réseaux d’énergie électrique a base de relais de distance 43
III.2.5. Conversion analogique/ numérique :
La conversion numérique d’un signal analogique consiste à prélever des échantillons de ce
signal à des instants réguliers. Pour échantillonner un signal, on définit une durée, appelée
période d’échantillonnage, qui est l’intervalle de temps entre deux valeurs converties. Cette
période doit être choisie suffisamment courte pour que l’échantillonnage soit significatif. Elle
ne doit pas non plus être exagérément petite, afin que la quantité d’informations ne soit pas
trop importante. Le circuit assurant cette fonction est appelé échantillonneur/bloqueur (E/B),
puisqu’il doit conserver (bloquer) pendant la période d’échantillonnage la valeur du signal
d’entrée. A la sortie du E/B, le signale est encore analogique et continu en amplitude. II s’agit
encore d’une tension (en volts) qui peut prendre des valeurs quelconques. Le signal est ensuite
numérisé par le Convertisseur Analogique/ Numérique (CAN). A sa sortie, le signal est
quantifié en temps et en amplitude. La quantification consiste à associer une suite binaire à
chaque échantillon. Le signal n’est défini qu’aux instants d’échantillonnage. Le choix de la
période d’échantillonnage est crucial : un sous-échantillonnage détériora trop le signal
d’entrée, alors qu’un sur-échantillonnage va augmenter le volume de données à traiter. La
condition de Shannon fixe la limite inférieure absolue de la fréquence d’échantillonnage. Il
montre que la fréquence d’échantillonnage doit être supérieure au double de la plus haute
fréquence contenue dans le signal d’entrée afin de pouvoir reconstituer fidèlement le signal.
En général, pour s’assure de cette condition, on applique un filtre passe-bas (filtre anti-
repliement) avant l’échantillonnage du signal.
III.2.6. Microprocesseur :
Il considère le cœur du relais numérique, c’est lui qui exécute le programme de
l’algorithme choisi pour la détection ou la localisation des défauts. Un microprocesseur est un
composant électronique minuscule, fabriqué le plus souvent en silicium, qui regroupe un
certain nombre de transistors élémentaires interconnectes. Le microprocesseur exécute les
fonctions de l’unité centrale d’ordinateur (CPU). Il interprète les instructions et traite les
données du programme.
III.2.7. Commande des organes de coupure : Après détection du défaut et identification de
l’ouvrage atteint. La protection élabore un ordre de sortie qui sert à commander l’ouverture du
disjoncteur associe à cet ouvrage dont les caractéristiques sont adaptées au courant de défaut à
couper.
Chapitre III Relais de distance et la localisation des défauts
Localisation des défauts dans les réseaux d’énergie électrique a base de relais de distance 44
III.3. Fonctions intégrées au relais de distance :
Le relais de distance contient plusieurs fonctions Intégrées dans un microprocesseur, sont
les suivantes :
III.3.1. Fonction complémentaire : son rôle est de protéger la ligne contre les défauts
résistants pour lesquels les protections de distance sont insensibles. Elle fonctionne souvent
sous l'allure d'une courbe de puissance résiduelle (parfois de courant résiduel directionnel) à
temps inverse, choisie parmi un faisceau de courbes plus ou moins rapides.
Pour éviter de devancer les protections principales et de réserve et en raison de son action
triphasée sur le disjoncteur, cette protection est temporisée et agit dans tous les cas après les
deuxièmes stades des protections de distance.
III.3.2. Fonction de localisation de défaut : permet de situer le lieu de défaut sur la ligne
pour faciliter la tâche des agents de la maintenance chargés de la réparation de la ligne.
III.3.3. Fonction de Max I : son rôle est de protéger la ligne contre les courant max et les
courants violents pour lesquels la protection ne peut pas lire la tension.
III.3.4. Osciloperturbographe : enregistre la perturbograghie des signaux analogiques
courant et tension et les topologiques (ordres des protections) lors d’un incident réseau,
permettant d’analyser l’incident.
III.3.5. Protection de défaillance disjoncteur : cette protection fonctionne en cas de refus
d’ouverture du disjoncteur de la travée, un ordre de déclenchement est élaboré et entraîne les
ouvertures du couplage et de tous les départs aiguillés sur la même barre afin d’isoler le
départ en incident.
III.3.5. Unité de travée : sa fonctionnalité est de rassembler les informations, les
signalisations, les mesures, le contrôle et les verrouillages de la travée et
permet de commander le disjoncteur et les sectionneurs de la travée.
III.3.6. Compteurs : équipement d’enregistrement de l’énergie active et réactive
transitée sur une ligne
III.3.7. Enregistreurs : inscrivent sur un papier les grandeurs électriques de la ligne et de la
barre, ils déroulent le papier par un moteur dont la vitesse est réglée en fonction du temps.
Chapitre III Relais de distance et la localisation des défauts
Localisation des défauts dans les réseaux d’énergie électrique a base de relais de distance 45
III.3.8. Indicateurs tableau : appareils qui mesurent instantanément les grandeurs
transitées sur une ligne.
III.4. Principe de base de relais de distance (protection de distance) :
Un relais distant comme son nom l’indique, à la capacité de détecter une panne à une
distance prédéfinie sur une ligne de transport depuis son emplacement. Chaque ligne
électrique à une résistance et une réactance par kilomètre en fonction de sa construction ; ainsi
son impédance totale sera une fonction de sa longueur ou de sa distance. Un relais distant
observe donc le courant et la tension et compare ces deux quantités en s’appuyant sur la loi
d’Ohm.[6]
Le principe de la protection de distance est schématisé ci-dessous :
Figure III.2 : Principe de base du fonctionnement
Le principe de la protection de distance se base sur la loi d’Ohm :
𝑈 = 𝑍 × 𝐼 (III.1)
Sachant que :
𝑍𝐿 = 𝑅𝐿 + 𝑗𝑋𝐿 (III.2)
Le relais de distance contrôle en permanence l'état électrique du réseau en surveillant les
grandeurs électriques caractéristiques de tension et du courant.
En l'absence de défaut, les réducteurs de mesure mesurent l'impédance de service :
𝑍𝑠 =𝑈𝑆
𝐼𝑠 (III.3)
Chapitre III Relais de distance et la localisation des défauts
Localisation des défauts dans les réseaux d’énergie électrique a base de relais de distance 46
En cas de défaut, le courant I augmente, la tension U diminue ce qui fait que l'impédance
mesurée de la ligne varie et correspond au point de défaut et est égale au rapport entre la
tension en défaut et le courant de défaut.
𝑍𝑓 =𝑈𝑓
𝐼𝑓 (III.4)
Notons que l’impédance d'une ligne est directement proportionnelle à sa longueur (L) :
𝑍𝐿 = 𝑧𝐿 × 𝐿 (III.5)
III.5. Rôle de Relais de distance :
Le rôle de relais de distance est résumé en trois étapes :
Détecter le défaut dans la ligne HTB au niveau de la phase (les phases) de la ligne.
Localiser le lieu de défaut à partir du point de mesure.
commander le disjoncteur à éliminer le défaut.
III.6. Calcul de l’impédance de défaut :
Sur une ligne HTB, les défauts phase-phase et phase-terre engendre une impédance de
défaut. Cette dernière est calculée suivant un algorithme cité sur le tableau ci-dessous :
Types de defaults Algorithme
AB ou ABG (VA-VB)/(IA-IB)
AC ou ACG (VA-VC)/(IA-IC)
BC ou BCG (VB-VC)/(IB-IC)
AG VA/(IA+3K0I0)
BG VB/(IB+3K0I0)
CG VC/(IC+3K0I0)
ABC ou ABCG VA/IA=VB/IB=VC/IC
Tableau III.1 : Les algorithmes des impédances de défaut [23]
Chapitre III Relais de distance et la localisation des défauts
Localisation des défauts dans les réseaux d’énergie électrique a base de relais de distance 47
Avec :
A, B et C indique les phases défectueuses, G indique défaut à la terre. VA, VB et VC indique
les tensions des phases.
IA, IB et IC indique les courants des phases.
K0 : facteur de compensation résiduel où K0 = (Z0 -Z1 ) / K.Z1 ou K peut être 1 ou 3 dépendent
de la conception de relais.
Z0 : impédance homopolaire de la ligne.
Z1 : impédance de séquence positive (direct) de la ligne.
III.7. Zones de protection :
Pour réaliser une protection sure, une ligne à protégée doit être partagée par trois zones
aval (Z1, Z2, Z3) et une zone amant (Z4) (Figure III.3). Tout dépend de l’exigence et la
philosophie de la protection et même l’évolution technologique de relais de distance, la
protection est satisfaite en trois zones ou elle exige cinq zones de protection.
Le schéma conventionnel de la protection à distance est illustré à la figure suivante :
Figure III.3: Schéma du principe de réglage des zones de protection [23]
Chapitre III Relais de distance et la localisation des défauts
Localisation des défauts dans les réseaux d’énergie électrique a base de relais de distance 48
Généralement, la protection de distance se base sur deux sortes de diagrammes illustrant
les zones et les stades de protection.
III.7.1. Diagramme R/X : représente les zones de protection et suivant le, on peut déterminer
et localise les valeurs de l’impédance sur les zones de protection. Il y a plusieurs types de
diagrammes, les plus utilisés sont celles de MHO et quadrilatère (figure III.4).
(a) MHO (b) quadrilatère
Figure III.4: Caractéristiques de déclenchement MHO et quadrilatère
III.7.2. Diagramme temps/distance :
C'est la relation entre la distance du défaut et le temps de déclenchement de la protection.
Pour les protections de distance, on ne parle plus de temps de fonctionnement mais de
stade.
En HT, la notion de distance est remplacée par la notion de zone et la notion du temps par
la notion de stade[CT5 ]. Effectivement le nombre des stades est égale au nombre des zones.
Figure III.5 : Caractéristiques typiques de temps / distance pour la protection à distance de
quatre zones
Chapitre III Relais de distance et la localisation des défauts
Localisation des défauts dans les réseaux d’énergie électrique a base de relais de distance 49
III.7.3. Réglage des zones de protection :
Le réglage des zones et des stades de protection se base sur des calculs bien déterminés.
Notons ici que les stades de protection sont concernés par la sélectivité chronométrique au
niveau des zones de protection.
III.7.3.1. Réglage des zones et des stades de protection :[6][23]
Les zones de protection sont illustrées sur la (figure III.6) et les stades sont représentés sur
la (figures III.7).
Zone 1 :
La zone 𝑍1 est réglée entre 80 à 90 % de l’impédance totale de la ligne protégé AB (𝑍𝐴𝐵)
avec un temps instantané (𝑇1= 0 sec) de déclenchement de disjoncteur HT.
𝑍1 = 80%𝑍𝐴𝐵 = 0.8 𝑅𝐴𝐵 + 𝑗𝑋𝐴𝐵 (III.6)
Zone 2 :
La zone Z2 doit prendre en considération l’impédance totale de la ligne protégée (100 %
de 𝑍𝐴𝐵) plus une partie de l’impédance totale de la ligne adjacente (20 % de𝑍𝐵𝐶), avec un
temps de déclenchement temporisé (𝑇2= 0,3 sec).
𝑍2 = 𝑍𝐴𝐵 + 20% 𝑍𝐵𝐶 = 𝑅𝐴𝐵 + 𝑗𝑋𝐴𝐵 + 0.2 𝑅𝐵𝐶 + 𝑗𝑋𝐵𝐶 ( III.7)
Zone 3 :
La zone 𝑍3 doit prendre en considération l’impédance totale de la ligne protégée (100 %
de 𝑍𝐴𝐵) plus une partie de l’impédance totale de la ligne BC adjacente (40 % de 𝑍𝐵𝐶), avec
un temps de déclenchement temporisé (𝑇3= 1,5 sec).
𝑍3 = 𝑍𝐴𝐵 + 40% 𝑍𝐵𝐶 = 𝑅𝐴𝐵 + 𝑗𝑋𝐴𝐵 + 0.4 𝑅𝐵𝐶 + 𝑗𝑋𝐵𝐶 (III.8)
Chapitre III Relais de distance et la localisation des défauts
Localisation des défauts dans les réseaux d’énergie électrique a base de relais de distance 50
Zone 4 : (Zone amont)
La zone 𝑍4 doit protéger la ligne AB en cas de changement du sens de la puissance de
transit entre les jeux de barre (de B vers A). Elle est réglée à 60 % de l’impédance totale
𝑍𝐴𝐵, avec un temps de déclenchement temporisé (𝑇4= 0,6 sec).
𝑍4 = −60% 𝑍𝐴𝐵 = −0.6 𝑅𝐴𝐵 + 𝑗𝑋𝐴𝐵 (III.9)
Figure III.6 : Les zones de réglage de protection d’une ligne HTB
Figure III.7 : Les stades de réglage de protection d’une ligne HTB
Chapitre III Relais de distance et la localisation des défauts
Localisation des défauts dans les réseaux d’énergie électrique a base de relais de distance 51
III. 8. Identification les différant types de protection :
III.8.1. Protection principale de distance des lignes :
Les protections de distance sont généralement caractérisées par un démarrage et une
mesure de distance et de direction dont les réglages sont calculés compte tenu des
caractéristiques de construction de la ligne et des rapports de transformation des réducteurs de
mesure.
Dans les nouvelles installations, ou celles qui ont été mises à niveau le choix des réglages
sur les protections de distance principale 1 et 2, est identique.
III.8.2. Protection de réserve des lignes :
Cette protection existe uniquement dans quelques postes en attendant sa mise en parallèle
avec la protection principale.
La Protection de réserve de distance est utilisée pour pallier à une défaillance de la
protection principale. Elle améliore la fiabilité de fonctionnement du matériel.
Dans les anciennes installations, cette protection n’est pas associée au dispositif de
réenclenchement automatique. Son action est cependant triphasée définitive quelque soit le
type et la nature du défaut.
Dans le souci d’assurer la continuité d’alimentation des consommateurs, les ordres de
déclenchement monophasée sont temporisés (0.2 Sec ou 0.4 Sec) pour permettre à l’ensemble
protection principale et réenclencher de réussir les cycles DR (déclenchement et
réenclenchement) lors des défauts monophasée fugitifs.
On rappellera que ces protections équipent l’ensemble des lignes de transport et
d’interconnexion. Elles sont parfois adoptées sur les liaisons HT de certains postes jugés
stratégique.
III.8.3. Protection complémentaire :
La protection complémentaire a pour rôle l’élimination des défauts très
résistants pour lesquels les protections de distance sont insensibles. Elle fonctionne souvent
sous l’allure d’une courbe de puissance résiduelle (parfois de courant résiduel directionnel) à
temps inverse, choisie parmi un faisceau de courbes plus ou moins rapides. Pour éviter de
devancer les protections principales et de réserve et en raison de son action triphasée sur le
Chapitre III Relais de distance et la localisation des défauts
Localisation des défauts dans les réseaux d’énergie électrique a base de relais de distance 52
disjoncteur, cette protection est temporisée et agit dans tous les cas après les deuxièmes stades
des protections de distance.
Les protections complémentaires des lignes THT, doivent entre réglées à 0,8 sec, par
contre sur les lignes HT, il est préférable d’adopter une temporisation de 1 sec afin d’éviter les
fonctionnements intempestifs pour les défauts sur le réseau MT.
De plus, pour assurer une sélectivité de fonctionnement vis-à-vis des protections de
distance, on réalise le verrouillage de la protection lors d’un cycle en cours de
réenclenchement du disjoncteur.
La détermination des valeurs de réglage en puissance résiduelle ou en courant
résiduel nécessite un calcul de court-circuit qui tiendrait compte d’une résistance maximale
de défaut, en bout de ligne, de 100 Ohm (cette valeur est estimée largement suffisante pour la
détection ces défauts résistants des régions rocailleuses, montagneuses ou sablonneuses).
III.8.4. Protection de secours :
La protection de secours des lignes HT est réalisée par l’intermédiaire d’un relais à
maximum de courant triphasé a temps constant. Son rôle est d’assurer en premier lieu le
secours des protections principales et complémentaires contre les Courts-circuits de nature
quelconque, mais aussi de déclencher les surcharges inadmissibles sur la ligne.
Son réglage tient compte du courant de surcharge maximal (défini par le courant
admissible des conducteurs ou par le courant de surcharge maximal des transformateurs de
courant de la ligne) et du courant de défaut minimal en bout de la ligne (défaut biphasé).
Le temps d’action de cette protection est choisi compte tenu des temporisations des
protections à maximum de courant des lignes et transformateurs environnants, pour assurer
une bonne sélectivité de fonctionnement.
Cette temporisation est généralement choisie entre le troisième et quatrième stade des
protections distance.
III.8.5. Protection de défaillance disjoncteur :
L’installation d’une protection de défaillance disjoncteur se justifiée parce qu’elle de
service. Cette protection fonctionne en cas de refus d’ouverture du disjoncteur de la travée.
Chapitre III Relais de distance et la localisation des défauts
Localisation des défauts dans les réseaux d’énergie électrique a base de relais de distance 53
Son démarrage est effectué par l’ordre de déclenchement des protections principales et/ou de
réserve. A l’échéance d’une temporisation de 0,3 Sec, si un critère de courant confirme la
position fermée du disjoncteur, un ordre de déclenchement et entraine les ouvertures du
couplage et de tous les départs aiguillés sur le même barre que le départ en défaut.
III.8.6. Dispositif de réenclenchement automatique :
Les statistiques annuelles des incidents montrent que près de 75% des défauts sur les lignes
aériennes sont monophasés fugitifs.
A cet effet, et dans le souci d’assurer la continuité d’alimentation, il est associé aux
protections principales un dispositif de ré enclenchement automatique du disjoncteur qui
assure :
En monophasé
1. Un réenclenchement pour les défauts fugitifs(DR)
2. Un réenclenchement suivi d’un déclenchement triphasé définitif lorsque le défaut est
permanent (DRD).
En triphasé
1. Un déclenchement définitif sur les lignes du réseau maillé.
III.8.7. Dispositif de localisation de défaut :
Les lignes longues sont généralement équipées à une extrémité par un dispositif de
localisation de défaut. Cet automate permet de situer le lieu de défaut pour faciliter la tâche
des agents de la maintenance chargés de réparation de la ligne. Le fonctionnement de cet
appareil est provoqué par les déclenchements monophasés de la protection principale et
consiste à mesurer l’impédance de court-circuit qui est directement proportionnelle à la
longueur de la ligne.
Dans les protections de distance, numérique, cette fonction est intégrée dans la base pour
certaine protection et en option sur d’autre.
La mesure de localisation de défaut est effectuée au moment du passage du courant par
zéro. Cet artifice permet d’éliminer l’influence de la résistance de défaut et de résistance de la
ligne sur la mesure de distance.
Chapitre III Relais de distance et la localisation des défauts
Localisation des défauts dans les réseaux d’énergie électrique a base de relais de distance 54
Ces protections à maximum de courant à temps constant équipent chaque enroulement du
transformateur.
III.9. Les avantages et les performances de relais à distance :
Flexibilité d’application : Programmé a utilisé plusieurs logiciels pour différentes
applications.
Réglages simplifiés : réglez seulement les éléments voulus.
Le relais est adaptable aux schémas plus complexes sans coût additionnel.
logiciel PC performant pour la configuration, le réglage et l'évaluation des
perturbations
La fonction localisateur de défauts réduit le temps de patrouille et d’interruption.
Interrogation à distance par une interface sérielle.
Autosurveillance étendue avec enregistreur des évènements internes
Sélective : n’éliminer que la partie en défaut
Sensible : notamment détecter les défauts très résistants
Rapide : pour réduire les conséquences des courts-circuits, décision en 20 ms, coupure
après 70 à 100 ms.
Fiable : éviter les déclenchements intempestifs.
autonome : ne pas devoir changer les réglages fréquemment.
consommer peu d’énergie.
être insensible aux composantes apériodiques.
facile à mettre en œuvre et à maintenir.
Petite taille : il est léger en poids et besoin de moins d’espace que les relais
électromécanique et statique
III.10. conclusion :
On a présenté dans ce chapitre le schéma bloc de relais de distance où le microprocesseur
considère comme son cœur, cela a mis le relai de distance un appareil de multifonctions et
assure à la fois la protection principale et de secours, plusieurs fonctions de plusieurs
dispositifs ont été intégrés dans un seul appareil. Son principe de base est de mesurer
l’impédance de la ligne. L’impédance de défaut au niveau de la ligne HTB est calculée à
travers des algorithmes différents suivant le type de défaut. On a illustré aussi dans ce
chapitre l’importance du relais de distance pour la protection du réseau de transport. Cette
dernière est réalisée sous forme des zones et des stades.
Chapitre IV:
Discussions et présentation des résultats des essais
Chapitre IV Discussions et présentation des résultats des essais
Localisation des défauts dans les réseaux d’énergie électrique a base de relais de distance 56
IV.1. Introduction :
Ce sujet nous offre une chance de créer un pont reliant entre la théorie et la pratique de
notre spécialité et surtout de notre option. Durant la préparation de ce travail, et la recherche
concernant le relais de distance, nous rencontrons plusieurs dispositifs et techniques utilisés
au sein du GRTE. Le chapitre concerne le fonctionnement de relais de distance au niveau de
travée ligne (Adrar-Timimoun) HTB 220 KV en faisant des tests d’essais pour voir leur
performance. Ces essais sont périodiques et ont fait pour contrôler et surveiller la qualité de la
protection de relais de distance qui fait plusieurs taches en même temps. Un essai par an est
réalisé pour contrôler la ligne HTB Adrar-Timimoun.
VI.2. la ligne HTB étudiée :
Figure VI.1 : Schéma unifilaire de ligne Adrar-Timimoun
VI.2.1. Les paramètres de la ligne :
Les paramètres de la ligne sont illustrés sur le tableau ci-dessus :
Ne Paramètres Valeurs
01 Long de ligne 192,1 Km
02 Tension de la ligne 220 KV
03 Fréquence 50 Hz
04 Résistance de ligne R1 0.12 Ohm/Km
05 Résistance de ligne R0 0.36 Ohm/Km
06 Réactance de ligne X1 0.4 Ohm/Km
07 Réactance de ligne X0 1.26 Ohm/Km
Tableau VI.1 : Les paramètres de la ligne Adrar-Tim 220 KV
Chapitre IV Discussions et présentation des résultats des essais
Localisation des défauts dans les réseaux d’énergie électrique a base de relais de distance 57
VI.2.2. Les zones de protection :
La ligne Adrar- Timimoun est devisée en trois zones en aval et une en amont sont comme
suites :
Z1 = 80% Z (L1+L2)
Z2 = 100% Z (L1+L3) + 20% ZT
Z3 = 100% Z (L1+L3) + 50% ZT
Z4 = 20% ZL1
Avec ZT : impédance du transformateur de KAB
VI.2.3. Les relais numériques :
Il y a deux marques des relais des distances qui sont utilisés au niveau de la protection de
distance afin de protéger la ligne Adrar-Timimoun : AREVA type 442 et SIEMENS type
7SA511.
Figure VI.2 : relais de distance AREVA 442 en haut et SIEMENS 7SA511 en bas
Chapitre IV Discussions et présentation des résultats des essais
Localisation des défauts dans les réseaux d’énergie électrique a base de relais de distance 58
Le relais de distance AREVA représente la protection principale 1 et celle de
SIEMENS représente la protection principale 2.
Figure VI.3 : Protection principale 2
Figure VI.4 : Les fonctions intégrées au relais SIEMENS
Chapitre IV Discussions et présentation des résultats des essais
Localisation des défauts dans les réseaux d’énergie électrique a base de relais de distance 59
VI.3. Les essais :
Les essais sont fait au moyen d’un PC contient des logiciels programmés pour les relais
AVERA 442 et SIEMENS 7SA511. On a utilisé le relais SIEMENS.
VI.3.1. Cas réseau sain :
Figure VI.5 : Contrôle de la protection de distance
Chapitre IV Discussions et présentation des résultats des essais
Localisation des défauts dans les réseaux d’énergie électrique a base de relais de distance 60
Figure VI.6 : Contrôle de la protection de distance avec des logiciels
Tableau VI.2 : Test en utilisant le logiciel SIGRA 4 le 15/12/2017 a 01 :53 :49
Chapitre IV Discussions et présentation des résultats des essais
Localisation des défauts dans les réseaux d’énergie électrique a base de relais de distance 61
Avant le défaut Pendant le défaut Après le défaut
Curseur 1 Curseur 2
Figure VI.7 : L’allure des trois courants avant le défaut
Les résultats des courants et des tensions du tableau (VI. 2) ont pris à l’instant -72.9 ms,
c’est-à-dire avant d’injecter un défaut (avant le court-circuit). Durant cette période, on
remarque que les tensions sont équilibrées surtout en module et les courants sont presque
équilibrés en module et en phase. Le réseau est stable avec une faible perturbation considère
comme négligeable.
VI.3.2.Injection de défaut :
La technologie numérique favorise la possibilité d’injecter différents types de défauts.
VI.3.2.1. Défaut monophasé :
Un défaut (phase L1- terre) est injecté dans la caisse d’injection OMICRON.
Chapitre IV Discussions et présentation des résultats des essais
Localisation des défauts dans les réseaux d’énergie électrique a base de relais de distance 62
Figure VI. 8: Injecter un défaut monophasé (phase 1-terre)
Tableau VI.3 : Résultats de défaut monophasé (phase 2 -terre)
Pendant Le défaut
Figure VI.9 : Les signaux des courants pendant le défaut phase 2-terre
Chapitre IV Discussions et présentation des résultats des essais
Localisation des défauts dans les réseaux d’énergie électrique a base de relais de distance 63
Figure VI.10 : Les signaux des tensions lors de défaut phase 2-terre
La phase 2 contient une valeur énorme du courant de court-circuit qui égale à 1.23 KA
comparant par les deux autres phases (IL1=219 A et IL3=630A) et la plus faible valeur en
tension qui égale à 36KV. Les tensions dans les phases L1 et L3 sont égales (UL1=UL3=109
KV).
VI.3.2.2. Défaut triphasé :
Figure VI.11: Injecter un défaut triphasé
Chapitre IV Discussions et présentation des résultats des essais
Localisation des défauts dans les réseaux d’énergie électrique a base de relais de distance 64
Tableau VI.4 : Résultat du réseau en défaut triphasé
Figure VI.12 : Signaux des courants lors de défaut triphasé
Figure VI.13 : Signaux des tensions lors d’un défaut triphasé
Chapitre IV Discussions et présentation des résultats des essais
Localisation des défauts dans les réseaux d’énergie électrique a base de relais de distance 65
Les courants au niveau des trois phases sont entre 0.0001KA a 0.0002 KA (IL1=0.0001
KA et IL2=IL3=0.0002KA) et les valeurs des tensions sont faibles (UL1=0.023 KV, UL2=
0.018KV et UL3=0.014KV).
VI.4. Localisation du défaut :
Cette figure illustre les grandes performances du relais de distance et qui est un appareil de
protection par excellence. Parmi ces fonctions, il nous donne la distance de défaut en km
(15.7 Km) et en pourcentage (21.2%).
Figure VI.14. : Message d’incident et la localisation de défaut
VI.5. Conclusion :
Dans ce chapitre, nous avons présenté les résultats obtenus à travers les essais des courts-
circuits monophasé et polyphasé au niveau du GRTE en utilisant le relais de distance
SIEMENS. Nous avons essayé d’illustrer les multifonctions de relais de distance. Ce dernier
est basé sur des applications à base du logiciel SIGRA 4.
Conclusion Générale
Localisation des défauts dans les réseaux d’énergie électrique a base de relais de distance 66
Conclusion Générale :
Le réseau de transport comporte des éléments très importants, très sensibles et doivent être
bien choisis et bien réglés afin d’assurer une protection efficace contre les différents types les
défauts affectant les lignes HTB.
Le but général de ce travail est d’illustrer le rôle primordial du relais de distance sur le
système de protection des lignes HTB contre les défauts monophasés ou polyphasés qui
peuvent affecter la stabilité des réseaux électriques et interrompre la continuité de service et
engendrer des pertes financières importantes pour les industriels et des désagréments pour
consommateurs. A cet effet, une protection à distance a été développée pour localiser et
éliminer les défauts et même prendre la charge de plusieurs d’autres dispositifs tel que : la
surveillance des courants, tensions, fréquence, puissance,…etc. Le relais de distance occupe
la protection principale et de secours.
En perspective de ce travail, nous citons :
L’utilisation d’un outil de simulation plus performant pour qu’on peut faire la
comparaison entre les résultats obtenus par les logiciels utilisés par le relais de distance et
ceux de MATLAB-SIMULINK.
L’utilisation des nouvelles techniques et approches pour l’optimisation de lieu de
défaut.
Bibliographie
Localisation des défauts dans les réseaux d’énergie électrique a base de relais de distance 67
Bibliographie :
[1]: D.F. Warne, genie elecrtrotechnique, Série EEA, Dunod, Paris, 2007.
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transport electrique htb-220KV », Mémoire master académique, université KASDI MERBAH
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Adrar, 2017/2018.
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[11] PDF postes d’interconnexions électrique.
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Lignes Electriques Haute Tension », thèse de master académique, université tebessa, 2016 /
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