Protection de distance

La protection de distance utilise le fait que l'impédance de charge et de défaut sont différentes pour fonctionner

Soit une ligne 220 kV. La résistance linéique R' (exprimée en ohm/km), de réactance linéique X' (exprimée en ohm/km) :

• R'=0,1 ohm/km
• X'=0,4 ohm/km
• Z' =0,1 + j 0,4
• longueur L = 100 km
• courant maximal 1 000 A avec un facteur de puissance=0.8

En temps normal, son impédance (de charge donc) vaut :

${\displaystyle {Z_{c}}={\frac {U}{{\sqrt {3}}\cdot I}}=127\Omega }$ orientée à 37°.

Par contre, lors d'un défaut supposé en bout de ligne, l'impédance vaut

${\displaystyle \left|{Z_{f}}\right|=\left|R'+jX'\right|\cdot l=41\Omega }$ orientée à 76°.

L'impédance est donc ici en valeur absolue plus faible en cas de défaut. L'angle est beaucoup plus élevé[5].

Caractéristique purement réactive

La mesure de la réactance a l'avantage de ne pas être sensible à la valeur de la résistance d'arc, mais est très sensible aux synchronisations de générateur et n'est pas directionnelle. Elle est du fait idéale pour les protections phase - terre[6]^,[18].

Caractéristique purement impédante

Sans directionnalité, la ligne AB, saine déclenche car l'impédance mesurée en A chute brutalement

La caractéristique impédante décrit un cercle sur le diagramme RX, la limite est constituée de tous les Z tel que |Z|= une constante[9]. Elle a le défaut de ne pas être directionnelle, ce qui empêche de faire une protection de zone efficace et sélective (voir exemple ci-contre). Par ailleurs, la résistance d'arc menant au déclenchement dépend fortement de l'inductance. Enfin, elle est vulnérable aux oscillations des générateurs synchrones[13].

Caractéristique mho. L'impédance de la ligne ne passe pas systématiquement par le centre du cercle

Les protections de distance ayant dans le plan RX une caractéristique circulaire passant par l'origine porte le nom de « mho » ou à admittance[4].

Les relais mho auto polarisé[anglais 1] sont les plus sélectifs de tous les relais à distance, car ils ne déclenchent que pour une gamme précise d'impédance qu'on peut représenter sur un diagramme R-X. Ils sont donc peu susceptible de déclencher sur des éléments perturbateurs autre qu'un défaut de la ligne. Il est donc un élément privilégié pour les lignes de longues distances[6].

Les relais mho sont intrinsèquement directionnel. Ils sont caractérisés par l'impédance sur le cercle et par l'angle caractéristique du relais φ, qui est l'angle entre l'axe R et la droite passant par l'origine et le centre du cercle. Cet angle doit être plus faible que celui formé avec l'impédance de la ligne, afin d'être plus sensible en cas de défaut avec un arc fortement résistif[13].

Un désavantage du mho est qu'en cas de défaut proche du relais, la tension est trop faible et la sensibilité mauvaise[8]. Pour contourner ce défaut, une solution consiste à introduire partiellement la tension d'une autre phase, potentiellement saine pour soutenir la tension. La caractéristique reste alors circulaire, mais le centre du cercle se rapproche de l'origine. On parle de mho à polarisation croisée[anglais 2]^,[19].

Les mho sont plus simple à configurer que les relais quadrilatéraux, mais sont moins sensible aux défauts résistifs en bout de ligne[8]. Aux États-Unis, la caractéristique mho est encore très utilisée dans les relais numériques[17].

Si on configure la caractéristique mho de sorte que la droite de l'impédance de la ligne passe par le centre du cercle, on peut faire l'interprétation géométrique suivante. Soit Z_relais l'impédance sur la ligne à partir de laquelle le relais déclenche. On peut également définir ${\displaystyle {\underline {\Delta U}}={\underline {Z_{relais}}}\cdot {\underline {I}}-{\underline {Z}}\cdot {\underline {I}}}$ , avec Z l'impédance mesurée. Si l'angle entre ${\displaystyle {\underline {\Delta U}}}$ et ${\displaystyle {\underline {Z}}\cdot {\underline {I}}}$ est supérieur à 90° (voir figure) alors Z est en dehors du cercle, s'il est égal à 90° Z est sur le cercle, inférieur dans le cercle[13].

• 
  Si l'angle est supérieur à 90°, Z est en dehors du cercle
• 
  Si l'angle est égal à 90°, Z est sur le cercle
• 
  Si l'angle est inférieur à 90°, Z est dans le cercle

Caractéristique quadrilatérale

Une caractéristique quadrilatérale est délimitée par 4 droites[9]. Les relais quadrilatéral ont l'avantage d'être plus sensible aux défauts résistifs que les relais mho. Ces caractéristiques sont très flexibles en termes d'impédance, aussi bien pour les défauts phase-phase que phase-terre. Pour cette raison, ils sont très utilisés par les relais analogiques et numériques[13].

Le temps de résolution de l'algorithme quadrilatéral classique est d'environ 40 ms. Afin d'éviter cette lenteur, un algorithme détectant une variation rapide du courant et de la tension appelé algorithme « delta » peut être mis en place. Dans ce cas, les deux types d'algorithmes sont exécutés en parallèle, ceux classiques permettant de détecter les défauts que l'algorithme delta ne reconnait pas[13].

Caractéristique lenticulaire

Une zone lenticulaire est formée par l'intersection de deux zones circulaires de type mho. L'axe de la lentille est celui de la ligne. La sensibilité au défaut résistif est limitée, par contre la probabilité de déclenchement due à des oscillations de puissance est très faible[16]. En pratique, ce type de zone n'est plus utilisé^{[réf. souhaitée]}.

D'autres formes de caractéristiques sont possibles : ovale, en hélice, en cornet à glace, en cacahuète, en trou de serrure, etc[20]. Par ailleurs, des caractéristiques courant-tension peuvent être également utilisées en lieu et place des diagrammes RX. Ceci permet de distinguer, pour une même impédance, les situations de défaut, lorsque la tension est faible, et les situations de transit, lorsque la tension est élevée. L'inconvénient de ce système est la difficulté de le faire fonctionner avec un dispositif antipompage[15].

Réseau pour illustrer la protection par zone

Le principe de sélectivité assure que seules les lignes défectueuses soient ouvertes, tandis que les lignes saines restent connectées. Toutefois, il faut pouvoir parer à la défaillance d'une protection, ainsi des protections de secours[anglais 3] sont utilisées.

L'exemple suivant est purement théorique, il suppose que toutes les lignes ont même niveau de tension.

Lors de son apparition, le défaut est détecté par tous les relais à l'exception du 1 qui est trop loin. Les autres relais la visualisent de la manière suivante:

• Pour les relais 2, 4, 7, 8, 10 et 11 le défaut est derrière eux.
• Pour les relais 3 et 9, le défaut est en zone 3.
• Pour le relais 5, il est en zone 2.
• Pour le relais 6, il est en zone 1.

Dans tous ces relais, un chronomètre commence à décompter le temps par rapport à l'apparition du défaut.

Le processus est alors le suivant:

• Le relais 6 envoie l'ordre de déclenchement à son disjoncteur qui s'ouvre au bout de 20 ms environ. Le relais 7 voit disparaître le défaut et arrête son décompte.
• Le relais 5 envoie l'ordre de déclenchement à son disjoncteur au bout d'environ 0,5 s (il se trouve en zone 2). Le défaut disparaît, les autres relais le voient disparaître.
• Si le relais 5 et/ou son disjoncteur ne fonctionnent pas correctement, alors les relais 3 et 9 vont se déclencher au bout de 2,5 s. Dans tous les cas le relais 11 va se déclencher au bout de 7 s.
  • Si le relais 3 et/ou son disjoncteur ne fonctionnent pas correctement, alors les relais 2 et 4 vont se déclencher au bout de 7 s.
  • Si le relais 9 et/ou son disjoncteur ne fonctionnent pas correctement, alors les relais 8 et 10 vont se déclencher au bout de 7 s.
• Si le relais 6 et/ou son disjoncteur ne fonctionnent pas correctement, alors le relais 7 va se déclencher au bout de 7 s.

On note que les relais 3 et 9 déclenchent avant les relais 4, 10 et 11 qui sont pourtant plus proche du défaut. Cela est dû au fait que les temps de déclenchement en amont sont réglés de manière plus longue que ceux en aval.

En pratique la première zone déclenche au bout d'un ou deux cycles, ce qui représente 20 à 40 ms dans un réseau 50 Hz. La zone 2 au bout de 300 à 400 ms[21]. Les relais électromécaniques ont des temps de réaction dépendant de la valeur de l'impédance, au plus celle-ci est faible au plus le relais est rapide[13].

Les protections de distance servent parfois également de protection de secours pour les transformateurs de puissance et les générateurs[21], bien que des protections bien plus adaptées existent comme les protections différentielles.

Limite des différentes zones, telles qu'elles sont généralement définies

Protection de zones réalisée avec des relais mho

Les zones doivent être réglées correctement afin de garantir la sélectivité et la robustesse. En l'absence de dispositif complémentaire, la portée de la protection en zone 1 ne doit pas dépasser 80 à 85 % de la ligne pour assurer la sélectivité de la protection. Pour la zone 2, la portée doit être comprise entre 120 et 150 % et sert à protéger les parties de la ligne non couverte par la zone 1[13]^,[6]. Par ailleurs, la zone 2 doit déclencher après : la plus lente des protections différentielles des jeux de barre à l'autre bout de la ligne, des protections différentielles des transformateurs à l'autre bout de la ligne et des relais de lignes sur les sections adjacentes[6]. La zone 3 sert de secours pour la zone adjacente. Elle doit donc couvrir cette dernière autant que possible[6]. On utilise aussi fréquemment une zone arrière qui permet à la protection de surveiller les défauts en amont de la ligne.

L'augmentation de la résistance causée par un arc électrique peut faire passer un défaut en zone 1 pour un de zone 2, un de zone 2 pour un de zone 3[6]...

Le réglage est d'autre plus difficile que le ratio impédance (source impedance ratio, SIR) est grand. Il est défini comme suit[13]:

${\displaystyle SIR={\frac {Z_{s}}{Z_{l}}}}$

Avec Z_s, l'impédance en amont de la protection, Z_l, celle de la ligne, c'est-à-dire en aval. Si le ratio est grand, un court-circuit côté ligne fait peu varier le courant, parfois moins qu'un changement de charge[13].

Sur les systèmes électromécaniques le temps de déclenchement et la précision de l'estimation de la distance dépendent de la valeur du courant et de la tension mesurée[10].

La téléaction est le fait que deux protections, de distance généralement et situées à chaque extrémité d'une ligne, échangent des informations entre elles afin d'augmenter leur performance[15].

De nombreux schémas de téléaction différents existent. Toutefois, on peut distinguer deux types de stratégie : les schémas à déclenchement et les schémas à blocage. Dans les schémas à déclenchement la protection à une extrémité de la ligne envoie un autre de déclenchement rapide à l'autre extrémité. L'autre disjoncteur déclenche alors immédiatement. Dans le cas des schémas à blocage, la protection à une extrémité de la ligne envoie un autre de blocage à l'autre extrémité, le disjoncteur ne va donc pas déclencher intempestivement. Diverses variantes existent en fonction de la zone surveillée par chaque protection et des conditions appliquées au déclenchement. Les schémas à déclenchement ont une sécurité accrue : si la liaison entre les protections défaille, il n'y a pas de déclenchement intempestif par contre une sureté moindre : dans ce cas la téléaction ne fonctionne plus et les déclenchements ne sont plus rapides. À l'opposé, les schémas à blocage ont une sureté accrue : si la liaison entre les protections défaille, les déclenchements rapides ont tout de même lieu, par contre leur sécurité est moindre : il n'y a plus de blocage sans la liaison et donc des lignes saines peuvent déclencher[4]^,[15].

La rapidité exigée des téléactions ne permet pas de mettre en place des protocoles de vérification des erreurs de transmission[15].

Relais à pont de Graetz

Le dispositif à pont de Graetz, dispose d'une résistance réglable (voir ci-contre). Le relais déclenche quand :

${\displaystyle |I_{mesure}|={\frac {|U_{mesuree}|}{R_{reglable}}}}$, Soit ${\displaystyle |Z_{mesuree}|=R_{reglable}}$

Il a donc une caractéristique impédante, la valeur de l'impédance limite étant réglable[17].

Il était surtout utilisé en Allemagne[17].

Les relais électromécaniques utilisent les flux produits par la tension et le courant de ligne pour se déclencher[8].

Parmi les avantages de relais électromécaniques, ils consomment peu d'énergie auxiliaire au repos, le couple de déclenchement est constant tout au long de la période si les transformateurs de courant ne saturent pas. Même dans ce cas là, ils ne sont saturés que sur une demi-période et assurent un bon fonctionnement sur l'autre. Le relais est donc plus lent mais fonctionnement correctement. Enfin, les relais électromécaniques sont peu sensible aux phénomènes transitoires[15].

Parmi leurs défauts, le temps de déclenchement dépend des valeurs de tension et de courant en entrée. Au plus, le courant est grand au plus le relais est rapide. Dans les pires cas, on peut atteindre un temps de déclenchement de 300 à 500 ms. Par ailleurs, leur consommation d'énergie sur le secondaire des transformateurs de courant et de tension, nuit à la précision de ces derniers. Enfin, ils sont sensibles à l'harmonique de rang 2[15].

Principe d'un relais à bascule

Fonctionne seulement avec l'amplitude[10]. On parle aussi d'un relais à pourcentage[15].

Le courant crée un moment qui déclenche le relais, la tension un moment qui empêche le déclenchement du relais[8]:

${\displaystyle C=K_{1}\cdot I^{2}-K_{2}\cdot U^{2}}$

Si le couple devient positif, le dispositif déclenche. L'impédance limite est donc[8]:

${\displaystyle {\frac {U}{I}}=Z_{limite}={\sqrt {\frac {K_{1}}{K_{2}}}}}$

Sur un diagramme RX l'ensemble des points dessinent un cercle. Elle n'est à l'origine pas directionnelle. Ces relais doivent être combinés à un relais directionnel pour obtenir cette propriété[8].

Principe d'un relais à coupe d'induction

La coupe d'induction utilise seulement le déphasage pour déclencher. Utilise le principe de Ferrarri, et donc seulement le déphasage. Dans le détail, un disque ou un cylindre en aluminium peut tourner dans l'entrefer de deux circuits magnétiques. Le courant I1 crée dans le circuit magnétique une induction B1 qui lui est proportionnelle. Cette induction crée dans le disque des forces électromotrices induites, proportionnelles à la dérivée de I1 qui font circuler des courants de Foucault pratiquement en phase avec elles. Les courants de Foucault passant dans l'entrefer du deuxième circuit magnétique créent, avec l'induction B2, un couple qui fait tourner le disque. Il en est de même des courants de Foucault créés par I2 dans l'induction B1. Soit C le couple qui s'exerce sur le disque[15]:

${\displaystyle C=K\cdot (I_{2}\cdot {\frac {di_{1}}{dt}}-I_{1}\cdot {\frac {di_{2}}{dt}})}$

Soit en régime permanent :

${\displaystyle C=K\cdot \omega \cdot I_{1}\cdot I_{2}\cdot \sin(\tau )}$

Pour la protection à distance l'une des bobines est reliée au transformateur de courant, l'autre au transformateur de tension. Il en résulte une caractéristique mho[22]. L'équation conduisant au déclenchement est[22]:

${\displaystyle U_{sc}\cdot I_{sc}\cdot \cos(\theta -\tau )={\frac {1}{Z_{r}}}\cdot U^{2}}$

Le moment est alors égal à zéro quand ${\displaystyle \theta -\tau }$ vaut +/-90°. On retrouve l'angle droit décrit dans le chapitre mho entre la tension et ZI, qui décrit un cercle dans le plan RX[8].

Elle était très utilisée aux États-Unis et au Royaume-Uni[17].

Un relais statique est un relais constitué de transistors, d'amplificateurs opérationnels et de portes logiques[23].

L'avantage des relais statiques est que leur temps de déclenchement ne dépend pas des valeurs du courant et de la tension en entrée. On peut donc réduire la taille des intervalles sélectifs à une valeur d'environ 150 ms. Leur vitesse de fonctionnement moyenne est aux alentours de 30 à 40 ms. Leur consommation d'énergie est suffisamment faible pour ne pas nuire à la précision des transformateurs de courant et de tension qui les alimentent. Enfin, ils peuvent être désensibilisés aux harmoniques paires[15].

Au niveau des défauts, ils consomment autant d'énergie au repos ou lors des déclenchements, il faut donc adapter les batteries des accumulateurs en conséquence. Ensuite, ils sont sensibles aux phénomènes transitoires. En outre, les signaux de détection de défaut ne sont élaborés qu'à deux instants privilégiés de la période. Si à ces instants la grandeur utilisée est entachée d'erreur, la protection peut émettre des ordres erronés. C'est en particulier le cas pour les intensités lorsque les réducteurs de courant sont saturés. Il faut donc souvent remplacer les transformateurs de courant si de tels relais sont utilisés[15].

Un relais numérique travaille avec un signal discrétisé. Ils ont une meilleure précision et un temps de réponse plus faible. La sélectivité est également améliorée, même en cas de défauts complexes. Ils rendent aussi la communication avec les ordinateurs plus simple, comme par exemple pour l'intégration de la protection dans un système de commande s, . Les relais numérique moderne combinent différentes fonctions de protection, telle que celle de distance, mais aussi de mesure[24].

Les relais numériques sont relativement proches des relais statique. Ils permettent cependant l'échantillonnage des grandeurs d'entrée, c'est-à-dire des trois tensions, des trois courants, et du courant résiduel à titre de contrôle, par exemple 40 fois par période. Ceci permet de ne plus faire les mesures uniquement à des instants privilégiés, au passage par zéro de grandeurs électriques, mais de manière quasi - continue, comme les protections électromécaniques. Des vérifications appropriées permettent d'éliminer les mesures faites lorsque les transformateurs de courant sont saturés. De plus, ils peuvent mémoriser les valeurs des grandeurs sur le réseau juste avant un défaut. Cela permet de faire des comparaisons avec les valeurs lors du défaut : une variation de tension lui permet de conclure à une mise en route d'un générateur, une variation d'intensité permet de connaître la phase affectée, une variation de puissance détermine la direction du défaut[15].

Finalement, les relais numériques peuvent acquérir des signaux non électriques, comme ceux optiques produits par les transformateurs de courant à effet Faraday ou les transformateurs de tension à effet Pockels[15].

Les protections de distances actuelles intègrent en général une fonction réenclencheur. La fonction réenclencheur (ANSI 79) est destinée à l’élimination des défauts fugitifs et semi-permanents de lignes aériennes, qui sont statistiquement nombreux[8], de l'ordre de 95 % des défauts[15], en limitant au minimum le temps d’interruption de service. Elle génère automatiquement des ordres de refermeture de disjoncteur pour réalimenter une ligne aérienne après défaut, et procède en plusieurs étapes :

• à l’apparition du défaut, déclenchement du disjoncteur pour mise hors tension du circuit,
• temporisation nécessaire à la reconstitution de l’isolement à l’endroit du défaut, de l'ordre d'une seconde.
• réalimentation du circuit par réenclenchement du disjoncteur.

Si le réenclenchement échoue, il est très probable que le défaut soit permanent et la protection arrête de réenclencher après une ou plusieurs tentatives[15]. L’activation du réenclenchement est assurée par les protections des liaisons. Le réenclencheur peut être monophasé et/ou triphasé[7].

En dehors des fonctions de réenclencheur, les protections de distance numériques intègrent bien d'autres fonctions : Protection à maximum de courant, protection directionnelle, protection directionnelle de terre, etc.