APPLICATION GUIDE

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APPLICATION GUIDE

I C E - G U I D E D’ A P P L I C A T I O N D E S R E L A IS DE PROTECTION
Choix des Relais de Protection
SOMMAIRE
AVANT-PROPOS
3
1
4
RESEAU INDUSTRIEL HAUTE TENSION
1.1
PROTECTIONS CONTRE LES DEFAUTS ENTRE PHASES
4
1.1.1
1.1.2
1.1.3
1.1.4
1.2
CHOIX DE LA CARACTERISTIQUE TEMPS/COURANT
PROTECTION SELECTIVE ACCELEREE
PROTECTION DIFFERENTIELLE
PROTECTION DIRECTIONNELLE
PROTECTION CONTRE LES DEFAUTS A LA TERRE
4
6
6
6
7
1.2.1
1.2.2
1.2.3
1.3
RESEAU A NEUTRE ISOLE
RESEAU A NEUTRE IMPEDANT
RESEAU A NEUTRE DIRECT (OU FAIBLEMENT IMPEDANT)
PROTECTIONS DIVERSES ET TRANSFERT AUTOMATIQUE
7
8
9
9
1.4
EXAMPLES DE PROTECTION DE RESEAU INDUSTRIEL
10
1.4.1
1.4.2
1.5
EXEMPLE 1 (FIG. A1 ET COURBES FIG. A2)
EXEMPLE 2 (FIG. A3. ET COURBES FIG. A4)
FONCTIONS SUPPLÉMENTAIRES
10
10
11
TRANSFORMATEURS DE PUISSANCE
20
2
2.1
PROTECTION DE SURCHARGE
2.2
PROTECTION À MAXIMUM DE COURANT CONTRE LES DÉFAUTS POLYPHASÉS
20
2.3
PROTECTION HOMOPOLAIRE
21
2.3.1
2.3.2
2.3.3
2.4
DEFAUTS MONOPHASES SURVENANT AU PRIMAIRE
DEFAUTS MONOPHASES SURVENANT AU SECONDAIRE
PROTECTION MASSE CUVE
PROTECTION DIFFERENTIELLE
21
22
23
23
2.5
PROTECTION DIRECTIONELLE
24
2.6
24
3
20
ALTERNATEURS
28
3.1
PROTECTION CONTRE LES DEFAUTS EXTERIEURS
28
3.2
PROTECTION CONTRE LES SURCHARGES
29
3.3
PROTECTION CONTRE LES DESEQUILIBRES
30
3.4
PROTECTION CONTRE LES RETOURS DE PUISSANCE
30
3.5
PROTECTION CONTRE LES VARIATIONS DE FREQUENCE
31
3.6
PROTECTION CONTRE LES PERTURBATIONS DE TENSION
31
3.7
PROTECTION CONTRE LES DEFAUTS INTERNES
31
3.8
PROTECTION CONTRE LES DEFAUTS A LA TERRE DES ENROULEMENTS STATORIQUES
32
3.9
PROTECTION CONTRE LA PERTE D’EXCITATION
34
3.10
CONTRÔLE D’ISOLEMENT DU ROTOR
34
-1-
3.11
CONTRÔLE DU SYNCHRONISME
34
3.12
34
4
4.1
MOTEURS
37
MOTEURS ASYNCHRONES
37
4.1.1
SURCHARGE THERMIQUE EQUILIBREE ET DESEQUILIBREE
4.1.2
DESEQUILIBRE
4.1.3
COURT-CIRCUIT
4.1.4
DEFAUT A LA TERRE
4.1.5
PROTECTION DE DEMARRAGE
4.1.5.1
Protection démarrage trop long
4.1.5.2
Nombre de démarrage
4.1.6
BLOCAGE ROTOR EN MARCHE
4.1.7
MINIMUM DE COURANT OU PROTECTION DE PUISSANCE (DESAMORÇAGE POMPE)
4.1.8
MINIMUM DE TENSION
4.1.9
MAXIMUM DE TENSION
4.1.10 TENSION EQUILIBREE
4.2
PROTECTION DES MOTEURS SYNCHRONES
37
38
39
39
40
40
41
41
42
42
42
42
43
4.2.1
SURCHARGE THERMIQUE EQUILIBREE ET DESEQUILIBREE
4.2.2
DESEQUILIBRE
4.2.3
PERTE DE SYNCHRONISME
4.2.4
COURT-CIRCUIT
4.2.5
DEMARRAGE TROP LONG OU ROTOR BLOQUE
4.2.6
MAXIMUM DE TENSION
4.2.7
CONTROLE DE FLUX MAGNETIQUE
4.2.8
MINIMUM DE TENSION
4.2.9
MAXI ET MINI DE FREQUENCE
4.2.10 MAXI ET MINI DE PUISSANCE ACTIVE
4.2.11 MAXIMUM DE TENSION HOMOPOLAIRE
4.2.12 MAXIMUM DE COURANT HOMOPOLAIRE
4.2.13 PERTE D’EXCITATION
4.2.14 DEFAUT MASSE ROTOR
4.3
FONCTIONS SUPPLEMENTAIRES
43
44
44
45
45
46
46
46
46
47
47
47
47
47
48
4.4
EXEMPLE BASSE TENSION – MOTEUR ASYNCHRONE : > 150 KW
49
4.5
EXEMPLE MOTEUR ASYNCHRONE : 300 KW <PN 2 MW
51
4.6
EXEMPLE MOTEUR ASYNCHRONE : PN > 2 MW
53
4.7
EXEMPLE MOTEUR SYNCHRONE
55
57
INDEX DES RELAIS DE PROTECTION
-2-
AVANT-PROPOS
Le but de ce guide d’application est de fournir des informations sur les relais de protection
ICE-CEE.
Les réseaux électriques font partie intégrante de la vie économique. La production, la
distribution et l'utilisation de l'énergie électrique, dans de bonnes conditions, sont
fondamentales pour l'essor des villes et des industries.
La maîtrise complète des réseaux électriques, depuis la production jusqu'à l'utilisation,
représente un enjeu important. Elle est justifiée par une recherche de la réduction des coûts
d'exploitation et de maintenance.
Face à cette demande de plus en plus exigeante, ICE-CEE a choisi de concevoir, produire et
commercialiser une gamme d'équipements permettant la mise en place de l'intelligence et du
système nerveux nécessaires à l'exploitation optimisée des réseaux électriques.
Utilisant les technologies numériques les plus évoluées pour le traitement local de
l'information, les bus de terrain pour la transmission, les calculateurs industriels les plus
puissants pour conduire et superviser les réseaux électriques, ICE-CEE a démontré par ses
réalisations la viabilité industrielle d'ouverture de ses technologies vers les autres domaines
de l'énergie.
-3-
1 RESEAU INDUSTRIEL HAUTE TENSION
Les relais de protection participent pour une large part à l’exploitation des réseaux industriels,
dans la mesure où ils contribuent à assurer la plus grande qualité possible du Service
Électrique.
L’objet de ce chapitre est de définir et de coordonner les protections les mieux adaptées aux
diverses configurations d’un réseau (marche en parallèle d’unités de production ou de
transformation, réseau bouclé ou en antenne, mode de mise à la terre du neutre…).
Ce chapitre conseille l’utilisation de différents types de relais à maximum de courant de la
gamme NP800.
Les relais de protection ayant des fonctions plus spécifiques, telles que la protection interne
des machines, ne sont pas évoqués ici. Pour plus de détails à leur sujet, merci de consulter
les chapitres traitant de ces machines.
1.1 PROTECTIONS CONTRE LES DEFAUTS ENTRE PHASES
La protection ampèremétrique constitue la protection de base d'un réseau. Elle doit être à la
fois sensible et rapide afin de limiter les contraintes subies par le matériel pendant la durée
d'un défaut (efforts électrodynamiques et effets thermiques).
D'autre part, elle doit être sélective, c'est-à-dire capable d'éliminer uniquement l'élément en
défaut et de préserver l'alimentation électrique des éléments sains.
1.1.1 Choix de la caractéristique temps/courant
Les relais de protection à maximum de courant sont principalement définis par leur
caractéristique temps/courant.
Plusieurs types sont disponibles° :
-
A temps indépendant (dont le temps de réponse est indépendant du courant)
-
A temps dépendant (dont le temps de réponse dépend du courant) : temps inverse /
très inverse / extrêmement inverse selon la norme CEI 255-4 (voir courbes figure A4)
-
Selon la courbe « RI » inverse (électromécanique)
-
Selon les courbes modérément inverse / très inverse / extrêmement inverse
ANSI/IEEE.
-
Protection à surcharge thermique selon la norme CEI 255-8.
Aucun critère ne permet de faire un choix systématique parmi ces différents relais.
-4-
Toutefois, il est préférable d’utiliser les relais à temps dépendant lorsque° :
-
L’exploitation comporte la possibilité de surcharges importantes et de courte durée,
-
Les courants de magnétisation ou d’appel à la mise sous tension risquent d’être
importants pendant plusieurs dixièmes de seconde,
-
L’action des relais de protection doit être coordonnée avec celle d’un grand nombre de
fusibles.
Par contre, l'usage de relais à temps indépendant est préférable lorsque les courants de
court-circuit sont extrêmement élevés, ou lorsqu'ils sont susceptibles de varier très largement
en un même point (par exemple, lorsqu'un réseau inclut des petits générateurs dont les
courants de court-circuit peuvent rapidement décroître).
On peut signaler cependant qu'en règle générale, en dehors de ces critères techniques, il
existe une nette tendance à l'emploi de relais à temps indépendant en Europe Continentale et
à celui de relais à temps dépendant dans les pays Anglo-saxons.
Les relais à maximum de courant temporisés permettent de réaliser une sélectivité
chronologique. L'inconvénient de ce procédé est que le temps d'élimination du défaut est
d'autant plus long que celui-ci est proche de la source, où les courts-circuits sont les plus
violents.
On a donc intérêt à minimiser l'intervalle sélectif chronométrique, c'est-à-dire la différence
des temporisations entre deux relais installés en cascade sur un réseau en antenne.
L'intervalle sélectif généralement adopté pour les protections électroniques est de 300 ms,
valeur obtenue en additionnant les durées suivantes° :
-
Temps d’élimination du défaut par le disjoncteur,
-
Somme des erreurs de temporisations des deux relais,
-
“Overshoot” du relais amont (mémoire après disparition du défaut),
-
Intervalle de sécurité d’environ 100 ms.
D'autre part, lorsqu'il s'agit d'une protection équipant un départ transformateur, il est
recommandé d'employer des relais comportant un seuil haut instantané, réglé au-dessus du
courant de court-circuit secondaire, ce qui permet de réduire les temps d'intervention de
relais implantés en amont, tout en limitant la capacité de tenue au courant de court-circuit
des câbles.
Cet intervalle peut être réduit si nécessaire à 250 ms pour les temporisations de valeur
inférieure ou égale à 1 seconde par l'emploi de temporisations de haute stabilité (cas des
relais NP800).
-5-
1.1.2 Protection sélective accélérée
Dans le cas où le nombre d'échelons de sélectivité sur un même niveau de tension conduit à
des temps d'élimination du défaut, soit trop longs pour la tenue du matériel de réseau luimême, soit incompatibles avec le temps accordé par le distributeur d'énergie, on peut
recourir à des procédés d'accélération.
Cette solution consiste à réduire la temporisation d'un relais à une valeur minimale
prédéterminée lorsque le défaut affecte le tronçon immédiatement en aval. Elle nécessite de
disposer de l'information relative à l'état du relais aval, par l'intermédiaire d'une liaison pilote.
Le temps d'élimination du défaut est alors indépendant de l'endroit où il se produit, la
temporisation minimale des relais étant seulement imposée par la durée de la transmission
de l'information (c'est-à-dire le temps de réponse de l'unité instantanée du relais aval).
Les relais de la gamme NP800 à deux seuils phases et un seuil homopolaire fonctionnent
suivant ce principe° : le seuil haut "phases" et le seuil homopolaire sont associés à la logique
d'accélération, intégrée au boîtier, le seuil bas étant utilisé en protection de surcharge,
indépendamment de la logique. Afin de préserver la sécurité du dispositif, des temporisations
sélectives de secours sont prévues et le déclenchement reste assuré en cas de défaut quelles
que soient les anomalies pouvant affecter la liaison pilote.
1.1.3 Protection Différentielle
Ce type de protection agit par comparaison des courants de la même phase aux extrémités
de l’élément protégé (câble° : [87P], transformateur° : NPDT 630 [87T], machines
tournantes° : DMS 7001 [87] ou jeux de barres° : IAG 7034 [87B]) et possède un double
avantage° :
-
Elle peut être instantanée puisqu’elle n’est sensible qu’aux défauts internes à la zone
surveillée,
-
Elle fonctionne indépendamment du sens d’écoulement de l’énergie, ce qui est
intéressant dans les cas de sources multiples.
D’autre part, elle permet de supprimer un échelon de sélectivité et de réduire ainsi le temps
d’élimination des défauts pouvant survenir en amont du réseau. En contre partie, elle
requière une liaison pilote [87P].
Les relais différentiels de câbles du type [87P] fonctionnent suivant un principe particulier° :
ils ne comparent pas de manière indépendante les courants de chacune des phases, mais
une combinaison des trois courants K1.I1 + K2.I2 + K3.I3. L'avantage en est de ne
nécessiter qu'une paire de fils pilotes mais il s'en suit des seuils de fonctionnement différents
suivant la ou les phases affectées par le défaut.
1.1.4 Protection Directionnelle
Lorsqu'une station est alimentée par deux câbles ou deux transformateurs en parallèle, les
protections situées sur les départs amont de ces liaisons fonctionneront simultanément pour
-6-
un défaut affectant l'une d'entre elles. Pour obtenir une protection sélective, on devra
recourir à des protections différentielles ou directionnelles.
Dans ce dernier cas, on utilisera des relais à maximum de courant directionnalisé de type
NPID 800 [67] installés sur chaque arrivée.
L'élément directionnel de ces relais surveille le déphasage entre le courant et la tension d'une
phase et autorise le fonctionnement de l'unité à maximum de courant si ce déphasage est
significatif d'une inversion du sens du courant.
Les relais de type NPID 800 [67] contrôlent le déphasage entre les fondamentaux des
courants et des tensions. De ce fait, ces relais restent stables et sélectifs même sur des
réseaux hautement pollués par de nombreux harmoniques.
La temporisation des relais directionnels étant sélective avec les relais amont, on obtiendra
ainsi le débouclage puis le déclenchement de la seule liaison en défaut (afin de raccourcir le
temps d'élimination du défaut, un dispositif d'inter déclenchement entre disjoncteurs amont
et aval peut être utilisé).
Remarque° : Pour l'application envisagée ici, on doit faire appel à des relais à maximum de
courant directionnels et non à des relais de retour de puissance. L'utilisation de ces derniers
est réservée à la surveillance des puissances active ou réactive, par exemple lorsqu'on désire
prémunir un alternateur contre un fonctionnement en moteur.
1.2 PROTECTION CONTRE LES DEFAUTS A LA TERRE
Un réseau industriel peut être exploité suivant trois régimes de neutre distincts et il est
nécessaire d'examiner séparément les trois possibilités° : neutre isolé, neutre impédant,
neutre direct (ou faiblement impédant).
1.2.1 Réseau à neutre isolé
Dans les réseaux à neutre isolé, les courants de défaut à la terre sont limités à la valeur des
courants capacitifs homopolaires de l'ensemble de l'installation.
Un dispositif de surveillance d'isolement doit être prévu pour permettre, après détection du
défaut, de l'éliminer de manière aussi rapide que possible et éviter ainsi le risque d'un
deuxième défaut apparaissant avant cette élimination.
Cette fonction est réalisée par un relais à maximum de tension résiduelle du type NPUH 800
[59N] alimenté par trois TT. Si le point neutre est accessible dans le cas d’une connexion de
trois transformateurs de tensions en triangle ouvert, l’utilisation du relais NPUH 800 [59N]
est également nécessaire pour satisfaire cette fonction.
Il est possible dans certains cas d’obtenir une élimination automatique sélective d’un défaut
dès son apparition à l’aide de relais sensibles à maximum de courant résiduel NPIH 800
[51N] alimentés par un tore englobant les trois phases des câbles.
-7-
Le réglage de ces relais doit être fixé à environ 1,5 fois le courant capacitif propre au départ
surveillé. En effet, lorsqu'un défaut affecte un départ voisin, le courant capacitif propre
"remonte" le départ resté sain pour alimenter le défaut, au risque de provoquer un
déclenchement intempestif de la protection le surveillant si le seuil choisi est trop faible.
D'autre part, afin d'obtenir une sensibilité suffisante en cas de défaut résistant, il faut que le
courant capacitif total du réseau soit supérieur à 5 fois celui du départ le plus long, c'est-àdire égal à environ 3 fois le réglage le plus élevé des relais de l'installation.
Si cette condition ne peut être respectée en raison de la présence d’un départ de trop grande
longueur, il est possible d’utiliser un relais de courant homopolaire directionnalisé du type
NPID 800 [67N] ou NPIHD [67N] dont le seuil en courant pourra se situer en dessous du
courant capacitif propre sans engendrer de déclenchement intempestif.
Il faut cependant remarquer que ce genre de protection ne peut être satisfaisant que si le
nombre de départs en service (donc la capacité phase-terre) varie peu au cours du temps ; il
est de même très difficile d'obtenir une détection sélective lorsque le réseau électrique
comporte des boucles.
On recourt parfois à d'autres solutions telle qu'une mise à la terre impédante temporaire du
point neutre (2 secondes environ) commandée par le relais de tension homopolaire NPUH
800 [59N].
Ceci permet aux relais à maximum de courant homopolaire de détecter de façon sûre les
défauts terre affectant l'installation et d'en assurer l’élimination.
1.2.2 Réseau à neutre impédant
Dans ces réseaux, le courant de défaut à la terre est limité à une valeur déterminée qui peut
aller d'une dizaine à un millier d'ampères environ. Les différents départs doivent être équipés
d'une protection à maximum d'intensité homopolaire NPIH 800 [51N]*, alimentée par
l'intermédiaire d'un tore ou par une connexion résiduelle des 3TC de ligne. Dans ce dernier
cas, le seuil ne doit pas être fixé en dessous de 6% In TC. En effet, en cas de court-circuit
polyphasé, les réducteurs de mesure sont susceptibles d'entrer en saturation de façon
dissymétrique, ce qui peut provoquer une réponse intempestive d'une protection dont le seuil
serait fixé trop bas.
S'il s'agit d'une protection alimentée par tore, le seuil pourra être fixé à 1,5 fois le courant
capacitif homopolaire du départ (ordre de grandeur 3 A/km pour les câbles haute tension).
Lorsque plusieurs neutres sont mis à la terre simultanément, il est nécessaire d’utiliser des
relais de courant homopolaire directionnalisés du type NPID 800 [67N] ou NPIHD [67N]
pour éliminer sélectivement l’une des sources de courant homopolaire en cas de défaut.
Dans le cas d'un réseau possédant un ou plusieurs alternateurs débitant directement sur le
jeu de barres principal, la mise à la terre peut être réalisée soit sur le point neutre d'un
alternateur, soit sur le jeu de barres par une bobine zig-zag ou un transformateur étoile
neutre à la terre, triangle secondaire fermé sur une résistance.
-8-
La première disposition n'est pas conseillée car le relais homopolaire installé sur le point
neutre doit posséder des caractéristiques parfois incompatibles° :
-
Seuil faible et temps de fonctionnement rapide pour protéger efficacement
l’alternateur,
-
Seuil et temporisation assurant la sélectivité avec les protections homopolaires du
réseau.
La deuxième disposition est, par contre, favorable à une protection sensible et rapide des
alternateurs contre un défaut à la terre, les alternateurs étant considérés comme des départs
pour les courants homopolaires.
* ou l’unité homopolaire de relais digitaux multicourbes triphasé + terre [51N] tel que NPI
800.
1.2.3 Réseau à neutre direct (ou faiblement impédant)
La mise à terre est faite en général sur le neutre d'un transformateur d'arrivée triangle-étoile.
Lorsque ce neutre n'est pas accessible, le générateur homopolaire est constitué d'une bobine
à couplage zig-zag ou d'un transformateur étoile-triangle raccordé sur le jeu de barres
principal.
Le courant de défaut à la terre n'est donc limité que par la réactance homopolaire du
transformateur ou de la bobine et sa valeur maximale sera de l'ordre de grandeur des courtscircuits triphasés.
Il est donc possible d'employer avec une bonne sensibilité les protections NPIH 800 [51N]
(ou l’unité homopolaire de relais digitaux multicourbes triphasé + terre [51N] tel que NPI
800) alimentées par une connexion résiduelle des 3 TC de ligne.
1.3 PROTECTIONS DIVERSES ET TRANSFERT AUTOMATIQUE
L'emploi des relais de puissance de la gamme WTG 7100 permet d'îloter une installation
industrielle possédant ses propres unités de production en cas de défaillance de la ligne du
distributeur d'énergie, lorsque celle-ci alimente d'autres abonnés.
Les relais de fréquence sont aussi utilisés à des fins d'îlotage ou pour délester des charges
non prioritaires (minimum/maximum de fréquence du type NPU 800 [81O] [81U]).
Lorsque l'alimentation d'un tableau est réalisée par deux transformateurs débitant
séparément sur un demi-jeu de barres, le transfert automatique des charges d'un demi-jeu
de barres sur l'autre peut-être envisagé en cas de défaillance d'un transformateur.
A cet effet, il sera fait appel à un ensemble de relais accomplissant les fonctions suivantes° :
-
Initialisation du transfert par manque de tension (NPU 800 [27]),
-9-
-
Vérification que l'arrivée supposée n'a pas été soumise elle-même à un régime
transitoire, durant les quelques secondes précédant l'initialisation du transfert (NPU
800 [27]).
-
Vérification que la baisse de tension enregistrée n'est pas due à un défaut survenant
en aval (NPI 800) (un transfert dans ce cas, entraînerait la perte de la totalité de la
sous-station).
-
Contrôle de la tension résiduelle du jeu de barres soumis au transfert, lorsque celui-ci
alimente des moteurs (NPU 800 [27]).
-
Délestage de certaines charges tournantes sur chute de tension (NPU 800 [27]).
1.4 EXAMPLES DE PROTECTION DE RESEAU INDUSTRIEL
1.4.1 Exemple 1 (fig. A1 et courbes fig. A2)
La Figure A1, représente une partie d'installation industrielle à deux niveaux de haute tension
ayant tous deux un régime de mise à la terre fortement impédant. Le courant de court-circuit
à la terre est limité à 30A au niveau 11 kV par un transformateur de point neutre disposé sur
le jeu de barres principal et à 100 A au niveau 5,5 kV.
Deux sources d'énergie débitent en parallèle sur le jeu de barres 11 kV. D'une part un
alternateur de 20 MVA, d'impédance transitoire X'd égale à 20%, d'autre part un
transformateur de 10 MVA de tension de court-circuit égale à 10% raccordé sur le réseau 90
kV du distributeur local.
Les demi-jeux de barres 5,5 kV de la station d'utilisation (alimentés par deux câbles 11 kV en
parallèle) sont exploités séparément et sont pourvus d'un ensemble de transfert automatique.
Les relais de protection, à temps indépendant pour les relais à maximum de courant, figurent
sur le schéma de l'installation.
Les courbes correspondantes sont représentées fig. A2-1, A2-2, A2-3.
1.4.2 Exemple 2 (fig. A3. et courbes fig. A4)
L'alimentation de l'installation industrielle représentée fig. A3 est assurée par deux
transformateurs de 10 MVA fonctionnant en parallèle et connectés au réseau 60 kV du
distributeur d'énergie.
La mise à la terre du neutre au niveau 6 kV est réalisée par une résistance installée sur le
point neutre au secondaire d'un des transformateurs d'arrivée et limitant le courant de défaut
terre à 1000 A.
La protection est réalisée par relais différentiels et relais à maximum de courant à temps
inverse, dont les caractéristiques sont tracées fig. A4-1, A4-2, A4-3.
- 10 -
1.5 FONCTIONS SUPPLÉMENTAIRES
Les relais de protection numériques à maximum de courant, tels que ceux de la gamme NP
800, comportent des fonctions supplémentaires en complément de leurs fonctions de
protection. Notamment, une protection à maximum de courant inverse [46], une détection
de conducteurs coupés [46BC], une protection défaillance disjoncteur [50BF], un
verrouillage des contacts de sorties [86].
En plus des fonctions de protection, les relais doivent aussi réaliser la surveillance, les
mesures et l’enregistrement des différentes valeurs électriques du réseau. Les réglages, les
lectures et les mesures doivent aussi être disponibles localement ou à distance.
- 11 -
- 12 -
CURRENT IN AMPERES
1000
a : Icc max à travers Tr°
:1000kVA
b : Icc max à travers Tr° :
5MVA
c : Icc max sur JdB 11 kV
100
NPI 800 [ 3]
NPI 800 [4]
NPI 800 [5]
10
GMSH 7001 [6]
TIME IN SECONDS
1
0.10
0.01
0.5 1
a
b
c
10
100
1K
10K
100K
A2-1 COORDINATION CURVES.tcc Ref. Voltage: 5500 Current Scale x10^1
- 13 -
CURRENT IN AMPERES
1000
:1000kVA
b : Icc max à travers Tr° : 5MVA
100
NPM 800 [1]
NPI 800 [4]
NPI 800 [5]
10
GMSH 7001 [6]
TIME IN SECONDS
1
Fuse 80 A
Motor
0.10
0.01
0.5 1
a
b
c
10
100
1K
10K
100K
- 14 -
CURRENT IN AMPERES
1000
:1000kVA
b : Icc max à travers Tr° : 5MVA
100
NPM 800 [2]
NPI 800 [4]
NPI 800 [5]
10
GMSH 7001 [6]
TIME IN SECONDS
1
710 kW
0.10
0.01
0.5 1
a
b
c
10
100
1K
10K
100K
- 15 -
- 16 -
CURRENT IN AMPERES
1000
a : Icc max à travers Tr° :2 MVA
b : Icc max à travers Tr° : 10 MVA
100
NPI 800 - 5
NPI 800 - 4
10
NPI 800 - 2
TIME IN SECONDS
1
0.10
0.01
0.5 1
Isc - a
Isc - b
Isc - c
10
100
1K
10K
100K
- 17 -
CURRENT IN AMPERES
1000
100
NPI 800 - 5
NPI 800 - 4
10
MS
TIME IN SECONDS
1
800 kW
0.10
0.01
0.5 1
Isc - a
Isc - b
Isc - c
10
100
1K
10K
100K
- 18 -
CURRENT IN AMPERES
1000
100
NPI 800 - 5
10
MS
TIME IN SECONDS
1
1800 kW
0.10
0.01
0.5 1
Isc - a
Isc - b
Isc - c
10
100
1K
10K
100K
- 19 -
2 TRANSFORMATEURS DE PUISSANCE
Les transformateurs de puissance HTB/HTA ou HTA/BT peuvent être endommagés par des
défauts d'origine interne ou externe, tels que surcharges ou courts-circuits soumettant les
enroulements à un échauffement et à des efforts électrodynamiques excessifs. Les défauts
d'origine interne sont constitués par les courts-circuits entre spires, entre enroulements ou
entre un enroulement et la cuve, d'intensité variable suivant leur emplacement.
La détection et l'élimination de ces différents défauts nécessitent l'usage de plusieurs types
de relais de protection, dont les fonctions et l'emploi sont explicités par le texte et les
schémas suivants.
Toutefois, les défauts propres au circuit magnétique (échauffements locaux par courants
induits) ne peuvent être détectés par une protection électrique et sont pris en compte par un
relais mécanique actionné par le dégagement gazeux créé par le défaut (par exemple pour
les transformateurs refroidis par huile).
2.1 PROTECTION DE SURCHARGE
Lorsque, dans certains cas d'exploitation, la puissance absorbée par un transformateur est
supérieure à sa puissance nominale, il est utile de prévoir une surveillance des surcharges
prolongées et de faible amplitude.
Avec une constante de temps thermique réglable de 4 à 180 minutes, le relais numérique
multifonctions NPI 800 [49] assure une protection complète contre les surcharges pour
tous les types de transformateur. De plus, l’unité d’alarme thermique intégrée dans ce relais
peut initialiser une séquence de délestage sur les départs aval. Les relais NPI 800
comportent aussi un réglage du facteur de charge du transformateur et un seuil thermique
autorisant sa mise sous tension en fonction de son état thermique.
Sur les grosses unités qui possèdent des sondes de température disposées aux points les plus
chauds des enroulements, la meilleure solution consiste à utiliser des relais de surveillance de
température.
Les STEP 7040 et STEP 7060 avec respectivement 4 et 6 voies de mesures permettent le
contrôle permanent d'un nombre de points correspondant (voir notice 1732).
2.2 PROTECTION
POLYPHASÉS
À
MAXIMUM
DE
COURANT
CONTRE
LES
DÉFAUTS
Au primaire des transformateurs il est recommandé d'utiliser un relais à maximum de courant
possédant un seuil bas temporisé et un seuil haut instantané. Un ou deux des seuils bas [511] [51-2] (selon l’application) est (sont) réglé(s) de manière sélective avec les protections
disposées en aval, afin d’en assurer le secours et d’éliminer les défauts internes d’amplitude
peu importante.
- 20 -
Le type de caractéristique temps/courant (temps indépendant, inverse, très inverse ou
extrêmement inverse) des relais NPI 800 est généralement choisi identique à celui des
autres relais à maximum de courant de l'installation. Cependant, il est souvent possible de
réaliser une coordination correcte entre relais à temps dépendant et relais à temps
indépendant.
A titre d’exemple, la figure B1 montre l'association d'un relais à temps inverse implanté au
primaire et d'un relais à temps indépendant à deux seuils et deux temporisations utilisé au
secondaire d'un transformateur.
L'utilisation du temps dépendant peut être préférable dans les circonstances suivantes° :
-
Les départs au secondaire du transformateur sont protégés par fusibles (voir figure
B2),
-
L'exploitation comporte la possibilité de surcharges importantes pendant plusieurs
secondes (par exemple ré accélération de moteurs).
-
Les courants magnétisants à la mise sous tension du transformateur sont de forte
amplitude et décroissent lentement.
Ensuite, le seuil haut instantané [50] est ajusté légèrement au dessus du courant de courtcircuit triphasé symétrique, côté secondaire (+ 20% environ). Réglée de la sorte, cette unité
reste insensible à tout défaut survenant côté basse tension. Il n'existe donc pas de possibilité
de déclenchement intempestif instantané lors d'un défaut en aval.
Par contre, elle intervient très rapidement en cas de défaut violent interne au transformateur
ou dans le câble de liaison côté primaire. Par conséquent, l'utilisation d'un seuil haut
instantané pour la protection des transformateurs permet de réduire considérablement le
temps d'intervention des protections installées en amont. Il est donc ainsi possible de réduire
le dimensionnement des câbles d'alimentation pour ce qui concerne la tenue aux courtscircuits.
2.3 PROTECTION HOMOPOLAIRE
Exception faite de certains cas à couplage Ynyn ou des autotransformateurs, les courants
homopolaires ne peuvent transiter entre primaire et secondaire d'un transformateur.
Il est donc nécessaire de prévoir des protections distinctes côté primaire et côté secondaire
contre les défauts monophasés pouvant survenir soit à l'intérieur du transformateur, soit sur
un câble de liaison.
2.3.1 Défauts monophasés survenant au primaire
Côté primaire, la mesure de courant résiduel est fréquemment réalisée à partir des trois TC
de phase équipant le départ. C’est le cas des unités homopolaires [50N] [51N] des relais
NPI 800.
Le relais de protection doit alors remplir l'une des deux conditions suivantes° :
- 21 -
-
Soit être temporisé légèrement pour éviter les déclenchements intempestifs provoqués
par la circulation d'un courant homopolaire artificiel consécutif à une saturation
passagère des réducteurs de mesure (courant de magnétisation ou de défaut en aval).
Un seuil d'environ 6% minimum peut être envisagé dans ce cas.
-
Soit être instantané, mais le seuil ne devra pas être inférieur à 15 ou 20 % In TC.
Souvent cette contrainte conduit à une valeur de réglage trop importante vis-à-vis du
courant de défaut maximal, d'où un manque de sensibilité.
L'emploi d'un tore encerclant les 3 phases pour la mesure du courant résiduel permet
d’obtenir une protection à la fois sensible et rapide. C’est le cas des unités homopolaires
[50N] [51N] des relais NPI 800.
Lorsqu'il n'est pas possible de monter un tel réducteur de mesure, on peut, si la longueur des
câbles est faible, relier leur tresse de masse à la cuve du transformateur. Ainsi la protection
de masse-cuve (voir figure B3) couvrira également la "zone" des câbles.
Comme considéré en figure B5, un simple relais de surintensité terre n'assure jamais une
bonne protection avec un couplage en étoile des enroulements au primaire du
transformateur, en particulier si le neutre est impédant. Afin d'améliorer le système de
protection, il est possible d'utiliser une protection différentielle de terre restreinte, aussi
dénommée REF (Restricted Earth Fault) intégrée dans le relais différentiel NPDT 630.
Avec cette application, le courant résiduel des trois TC de ligne est comparé au courant du TC
du conducteur neutre. La protection est opérationnelle pour des défauts se situant dans la
zone des TC, c’est-à-dire pour des défauts terre sur l'enroulement. La protection demeurera
stable pour tous les défauts en dehors de cette zone.
2.3.2 Défauts monophasés survenant au secondaire
Lorsque les enroulements d'un transformateur côté secondaire sont couplés en étoile et
possèdent un point neutre relié à la terre, un relais à maximum de courant monophasé est
installé sur la connexion du point neutre à la terre, et doit être réglé de manière sélective
avec les protections homopolaires du réseau en aval.
Ce relais est du type NPIH 800 [51N], que le réducteur de mesure soit un tore ou un TC
bobiné. L’influence des harmoniques de rang 3 est éliminée dans la composante homopolaire
car seul le courant fondamental est mesuré (voir figure B4).
Afin d'améliorer la protection de l'enroulement secondaire du transformateur, quand le
courant de défaut demeure à une valeur élevée, une protection différentielle de terre
restreinte, aussi dénommée REF (Restricted Earth Fault) (voir figure B6) est souvent utilisée
même lorsque le neutre est direct à la terre. Dans ce cas il est possible d’utiliser l'entrée
R.E.F. des relais différentiels NPDT 630. Cette fonction permet une meilleure sensibilité que
la protection différentielle et possède un avantage supplémentaire par rapport aux
protections qui ne mesurent pas le courant du point neutre.
- 22 -
2.3.3 Protection masse cuve
Une protection rapide, détectant les défauts internes au transformateur, est constituée par le
relais de détection de défaut à la masse de cuve.
Si, comme cela est souvent le cas, cette dernière est mal isolée du sol, le relais de protection
ne sera pas réglé en dessous de 10% du courant maximal de défaut terre, afin d'éviter le
risque de fonctionnement intempestif causé par un courant homopolaire "vagabond" (par
exemple, courant de défaut à la terre d'un départ voisin transitant dans le circuit formé par la
cuve et sa mise à la terre).
En pratique, il est conseillé de temporiser légèrement cette protection (NPIH 800 [51N]).
La protection de masse cuve associée au relais à détection de gaz Buchholz, à l'unité
instantanée seuil haut, et à l'unité homopolaire du relais implanté au primaire du
transformateur permet d'obtenir une détection sûre et une élimination rapide des défauts
affectant le transformateur.
2.4 PROTECTION DIFFERENTIELLE
Ce type de protection est indiqué pour les transformateurs de forte puissance, et limite
l'ampleur des détériorations causées par un défaut interne en éliminant de façon instantanée
les courts-circuits pouvant survenir entre enroulements d'une même phase ou de phases
différentes.
Il est préférable de conserver la protection à maximum de courant triphasée comme
protection de secours, et une protection contre les défauts à la terre doit être prévue (relais
homopolaire au primaire) lorsque le réseau côté primaire est à neutre impédant.
Afin de rester insensible à l'appel de courant magnétisant qui se produit à la mise sous
tension du transformateur, et dont la valeur peut être très supérieure à celle du courant
nominal, le relais différentiel triphasé NPDT 620 [87] ou NPDT 630 [87] & Restricted
Earth Fault (Terre Restreinte) [64] possède un dispositif de retenue pour les courants
d'harmonique 2 (qui caractérisent les courants d'enclenchement).
D'autre part, pour assurer la stabilité du relais sur court-circuit extérieur, le seuil est
augmenté de façon proportionnelle au courant traversant lorsque celui-ci dépasse le courant
nominal (relais à pourcentage).
Les relais NPDT 620 [87] ou NPDT 630 [87] & Restricted Earth Fault [64] permettent de
ne pas utiliser de TC recalaires. L’amplitude des courants primaire et secondaire, IP et IS,
mesurée par les TC de ligne est “corrigée” séparément de façon à obtenir |IP|=|IS| dans les
conditions de fonctionnement nominale. Les relais NPDT 620 [87] et NPDT 630 [87]
corrigent les erreurs d’amplitude et de phase provoquées par les couplages des
transformateurs de puissance (YY, YD, DY, DD, ou YdY). En complément, ils filtrent les
courants homopolaires pouvant apparaître sur un des côtés des transformateurs de
puissance.
- 23 -
2.5 PROTECTION DIRECTIONELLE
Lorsqu'il existe une autre source en parallèle sur un transformateur non équipé de protection
différentielle, il est nécessaire d'utiliser des protections de découplage permettant de réaliser
dans un premier temps une séparation de réseau, puis une élimination sélective de
l'équipement en défaut.
A cet effet, est implanté côté secondaire du transformateur un relais directionnel numérique
multicourbes NPID 800 [67] * pour accomplir la fonction de découplage en cas de défaut
phase interne au transformateur ou survenant sur le réseau d’alimentation primaire (il est à
noter que les relais de protection à retour de puissance [32] n'assurent pas correctement
cette fonction, leur fonctionnement ne pouvant être garanti lorsque la tension résultant du
défaut est trop faible)
La fonction directionnelle terre du relais NPID 800 [67N] devra être utilisée lorsque le
réseau secondaire comporte au moins deux mises à la terre dont l'une au niveau du point
neutre du transformateur surveillé.
* NPID 800 disposant également des fonctions° : [49] [51-1] [51-2] [50] [51N] [50N]
800, comportent des fonctions supplémentaires en compléments de leurs fonctions de
- 24 -
- 25 -
- 26 -
- 27 -
3 ALTERNATEURS
Le fonctionnement d'un alternateur peut être altéré aussi bien par des défauts propres à la
machine que par des perturbations d'origine extérieure se produisant sur le réseau auquel il
se trouve connecté.
La protection d'un alternateur devra donc être conçue pour réagir efficacement aussi bien
dans un cas que dans l'autre.
Il est évident, cependant, que le nombre et le type de relais de protection installés sera
fonction non seulement des caractéristiques de la machine° :
- Puissance,
- Machine d'entraînement,
- Courant de court-circuit en régime établi,
- Courants transitoires,
- Courant de court-circuit du réseau,
- Type de mise à la terre,
- Emplacement des dispositifs de mise à la terre,
- Fonctionnement seul ou en parallèle,
mais aussi de facteurs économiques tels que le coût de la machine et les conséquences
résultant de périodes d'indisponibilité.
Pour cette raison, le présent chapitre analyse d'une part les différentes anomalies pouvant
perturber un alternateur et le type de relais à utiliser dans chacun de ces cas (des distinctions
ont été faites en fonction de la puissance de la machine chaque fois qu'elles s'imposaient), et
d'autre part des schémas représentant deux cas spécifiques couramment rencontrés dans les
complexes industriels° :
- Un groupe Diesel alternateur de quelques centaines de kVA,
- Un Turbo-Alternateur de quelques dizaines de MVA.
Des schémas explicitant les protections à retenir en fonction de la nature et du lieu de la mise
à la terre éventuelle sont également présentés en fin de ce chapitre.
3.1 PROTECTION CONTRE LES DEFAUTS EXTERIEURS
Lorsqu'un court-circuit survient aux bornes d'un alternateur à pôles lisses, il se produit
approximativement les phénomènes suivants° :
- 28 -
-
Aux tous premiers instants, les courants statoriques sont uniquement limités par
l'impédance subtransitoire X"d, et ce pendant une durée définie par la constante de
temps subtransitoire T"d (principalement déterminée par les circuits amortisseurs).
-
Quelques cycles après le début du court-circuit, le régime étant établi dans les circuits
formés par les amortisseurs, les courants sont limités par l'impédance transitoire X'd et
décroissent au rythme fixé par la constante de temps transitoire T'd pour s'établir à
une amplitude permanente déterminée par la valeur électromotrice interne E et
l'impédance synchrone d'axe direct Xd.
-
Initialement égale à une dizaine de fois environ le courant nominal In, l'amplitude des
courants de court-circuit décroît pour se stabiliser à une valeur généralement
inférieure à In, en raison de la forte valeur de l'impédance synchrone Xd.
L'intervention des régulateurs de tension permet quelquefois de maintenir le courant
de défaut au-dessus du courant nominal.
Ce type de défaut peut être détecté par un relais à maximum de courant à contrôle de
tension [51V] ou par un relais à minimum d’impédance [21], capables de fonctionner
malgré la décroissance du courant tout en présentant pour la marche normale un seuil
supérieur à l'intensité nominale et une temporisation compatible avec la sélectivité imposée
par les protections en aval.
La fonction minimum d’impédance [21] du relais GMS 7001 répond à cette application.
Dans le cas particulier où le courant permanent de court-circuit de l'alternateur se maintient à
une valeur nettement supérieure à In, on pourra utiliser la ou les fonction(s) à maximum de
courant [51-1] [51-2] du relais GMS 7001.
3.2 PROTECTION CONTRE LES SURCHARGES
Les surcharges provoquant un échauffement anormal des circuits statoriques doivent être
éliminées avant que n'apparaissent des températures dangereuses pour la machine.
En fonction de la puissance de cette dernière, la protection de surcharge pourra être assurée
par un relais à maximum de courant, un relais à image thermique ou des sondes de
température.
Pour les groupes de quelques centaines de kVA, le relais digital multifonctions GMS 7001
assurera à la fois la protection contre les surcharges par son seuil bas [51-1], réglé à 1,15 In
par exemple et temporisé de plusieurs secondes (pour laisser passer les à-coups pouvant se
produire en exploitation normale) et la protection contre les défauts extérieurs entre phases
ou les fortes surcharges par son seuil haut [51-2], réglé à 2 In environ et temporisé de
quelques centaines de millisecondes.
Pour les turbo-alternateurs de puissance supérieure, on utilisera de préférence la fonction
image thermique [49] du relais GMS 7001. L’image thermique intégrée à la protection
permet de suivre fidèlement le comportement thermique des machines, aussi bien lors des
fonctionnements équilibrés que faiblement déséquilibrés.
- 29 -
Pour ces générateurs de forte puissance, la protection de surcharge [49] sera doublée par
une mesure directe de température au travers des sondes de mesure de température au
platine, noyées dans les enroulements statoriques et connectées à un relais du type STEP
7000. Le STEP 7060 assure le contrôle permanent de six points de température (ou,
raccordé sur 3 sondes, un niveau d'alarme et un niveau de déclenchement).
Lorsque la machine est équipée également de sondes au niveau des paliers, le contrôle est
effectué par un relais complémentaire, du type STEP 7040 (voir notice 1732).
3.3 PROTECTION CONTRE LES DESEQUILIBRES
Les alternateurs conçus pour alimenter des charges équilibrées ne supportent en permanence
qu'un faible taux de déséquilibre et doivent être séparés du réseau si ce taux atteint une
valeur trop élevée.
Pour les alternateurs de forte puissance unitaire, il est nécessaire d'utiliser un relais à
maximum de courant inverse [46] dont la caractéristique temps-courant répond à une
équation de la forme° :
2
I2 t = K
(constant)
Le réglage du seuil ainsi que le type de caractéristique [46-2] du relais GMS 7001
permettent d'adapter au mieux la protection à la tenue des générateurs aux courants
inverses, telle que définie dans les normes en vigueur (CEI 34-1).
Le relais GMS 7001 possède de plus un seuil d’alarme [46-1], avec un type de
caractéristique à temps constant réglable en fonction du seuil de la courbe à temps
dépendant.
La protection contre les déséquilibres, pour les générateurs de petite ou forte puissance, peut
aussi être réalisée par la fonction [46] des relais GMS 7001.
3.4 PROTECTION CONTRE LES RETOURS DE PUISSANCE
En principe, les alternateurs fonctionnant en parallèle avec d'autres sources doivent, selon les
conditions données par le constructeur, être protégés contre une éventuelle marche en
moteur par un relais à retour de puissance active.
La puissance nécessaire pour qu'un alternateur fonctionne en moteur varie de quelques pourcents de la puissance nominale dans le cas des groupes entraînés par des turbines à vapeur
et jusqu'à 20 % dans le cas des Diesel.
La fonction retour de puissance [32] des relais GMS 7001 assure la protection contre les
retours de puissances dans ces deux cas.
- 30 -
L'action de ces relais est généralement temporisée de quelques secondes pour éviter tout
déclenchement intempestif sur phénomène transitoire lors de la synchronisation ou après
élimination d'un défaut dans le réseau.
3.5 PROTECTION CONTRE LES VARIATIONS DE FREQUENCE
Pour les alternateurs de forte puissance en particulier, il est nécessaire de détecter une
survitesse de la machine consécutive à un îlotage ou à un délestage et pouvant être
dangereuse du fait des contraintes mécaniques subies par le rotor.
La fonction à maximum de fréquence [81-1] des relais GMS 7001 peut être confiée à cette
protection.
Les relais GMS 7001 possèdent également un seuil fonctionnant à minimum de fréquence
[81-2] qui peut être utilisé par exemple pour commander un délestage.
3.6 PROTECTION CONTRE LES PERTURBATIONS DE TENSION
Dans le cas où des fonctions à maximum de courant (sans contrôle de tension) seraient
employées et lorsque que de nombreux moteurs asynchrones sont utilisés, la fonction à
minimum de tension [27] des relais GMSX 7001 doit être utilisée.
En cas de séparation de tout ou partie de la charge, la tension aux bornes de l'alternateur
croît brusquement pour se rapprocher de la valeur de la f.e.m. interne. Normalement, le
régulateur de tension agit sur l'excitation pour annuler cette élévation de tension.
Il est cependant nécessaire de disposer d'un relais à maximum de tension légèrement
temporisé pour pallier les défaillances du système. La fonction à maximum de tension [59]
des relais GMS 7001 satisfait aux exigences requises pour cette application.
3.7 PROTECTION CONTRE LES DEFAUTS INTERNES
Alimentés par les TC de phases disposés côté neutre des bobinages, les relais à maximum
d'intensité à deux seuils des relais GMS 7001 [51-1] [51-2] assurent la protection contre
tous les défauts apparaissant dans le bobinage, défauts qui génèrent des courants du même
ordre que les défauts extérieurs.
Les relais GMS 7001 sont spécialisés pour la protection des alternateurs et surveillent une
partie plus importante des bobinages qu’une protection à maximum de courant.
Afin de disposer d'une protection plus rapide et d'assurer la surveillance de la quasi totalité
des enroulements de la machine, il est nécessaire d’utiliser une protection différentielle.
Celle-ci détecte en effet, de manière instantanée, les défauts entre phases se produisant dans
les enroulements de la machine, qui peuvent engendrer des courants de faible niveau, non
décelable par les autres protections.
- 31 -
Le critère de choix des protections différentielles dépend de la position et du type de TC
disponible° :
1) Un relais différentiel classique [87] type DMS 7001 alimenté par deux jeux de 3 TC
implantés de part et d'autres des enroulements du générateur.
2) Un relais différentiel haute impédance IAG 7034 alimenté par deux jeux de 3 TC
implantés de part et d'autre des enroulements du générateur.
3) Trois relais à maximum de courant instantanés type NPIH 800 alimentés chacun par un
tore traversé par le câble de puissance monophasé et le câble point neutre de la même phase
de la machine. Le relais est ainsi alimenté par le courant différentiel obtenu directement au
secondaire du TC tore.
Ce dernier type de protection permet d'obtenir à la fois une grande sensibilité et une bonne
stabilité lors de défauts externes, à la condition de soustraire chacun des tores à l'influence
des phases voisines grâce à une distance suffisante entre les réducteurs de mesure.
4) Dans le cas ou des générateurs / transformateurs sont utilisés, le relais de type DMS
7002 est le meilleur choix pour une protection différentielle [87]. Ce relais est connecté
directement aux TC disposés côté point neutre du générateur et aux TC côté haute tension
du transformateur.
3.8 PROTECTION CONTRE LES DEFAUTS A LA TERRE DES ENROULEMENTS
STATORIQUES
Lorsque l'alternateur se trouve galvaniquement isolé du réseau auquel il est raccordé par un
transformateur triangle-étoile, toute latitude est laissée pour adapter au mieux le lieu et la
nature de la mise à la terre éventuelle aux exigences de protection de la machine.
Le schéma de la figure C.3-1 présente les deux solutions couramment retenues° :
-
Neutre isolé, et l’utilisation de la fonction à maximum de tension [59G] pour surveiller
le déplacement de point neutre avec le relais GMSV 7001 alimenté par un TP monté
entre point neutre de la machine et la terre.
-
Neutre fortement résistant et emploi d'un relais de courant alimenté à partir d'un tore
disposé dans la connexion de mise à la terre. La fonction [64] du relais GMSH 7001
réglé à environ 1A permet de couvrir 90 % des bobinages dans le cas d'une mise à la
terre limitée à 10A.
Lorsque l'alternateur débite directement sur le réseau, le lieu et la nature de la mise à la terre
lui sont parfois imposés par les caractéristiques de réseau lui-même.
Le schéma de la figure C.3-2 présente le cas d'un réseau à neutre isolé.
Si l'alternateur est la seule source d'alimentation du réseau, la fonction [59G] du relais
GMSV 7001 est nécessaire.
- 32 -
Par contre, si le réseau est suffisamment étendu, une protection sélective peut être obtenue
par l'utilisation de relais de courant homopolaire sensibles de type NPIH 800 [51N]
fonctionnant sur le courant capacitif du réseau. Le relais à maximum de tension homopolaire
NPUH 800 [59N] surveillant le déplacement de point neutre, devrait dans ce cas être
alimenté par des TP connectés aux jeux de barres.
Dans le cas usuel d'une mise à la terre, il est recommandé, du point de vue protection,
d'implanter celle-ci au niveau du jeu de barres et non au niveau de la machine elle-même.
Cette disposition (figure C.3-3a) permet une élimination rapide d'un défaut interne à l'aide
d'un simple relais à maximum de courant NPIH 800 [51N], qu'il y ait ou non présence de
sources en parallèle.
Les relais de type GMS 7001 élaborent la tension homopolaire par sommation des 3
tensions simples fournies par les transformateurs de tension connectés aux bornes de la
machine, et peuvent détecter, par la fonction [59G], un défaut circulant dans le stator avant
le couplage de l’alternateur sur le réseau.
Si cette solution n'est pas adoptée et si la mise à la terre est effectuée au niveau de
l'alternateur, il est encore possible d'utiliser la fonction [64] du relais GMSH 7001 alimenté
par un tore monté dans la connexion de mise à la terre (figure C.3-3b), à la condition que
cette mise à la terre soit unique dans le réseau et que la valeur à laquelle est limité le courant
de défaut terre soit suffisamment faible pour être supportée par la machine durant la
temporisation du relais (temporisation nécessaire à l'élimination sélective d'un défaut dans le
réseau). En pratique, cette solution ne s'applique qu'aux réseaux de faible étendue.
Dans le cas de plusieurs machines fonctionnant en parallèle ou lorsque le réseau possède
plusieurs dispositifs de mise à la terre, la mise à la terre au niveau de la machine conduit soit
à mettre en place un dispositif de commutation automatique de ces points neutres de
manière à ce qu'un seul soit effectivement en action, soit à l'emploi de relais homopolaires
directionnels sensibles type NPIHD 800 [67N]. Ces relais sont généralement alimentés sur
tore pour obtenir le maximum de sensibilité (figure C.3-3c).
Chaque fois que le courant de défaut homopolaire n'aura pas été limité à une valeur
inférieure au courant nominal de la machine, il sera fait appel à une protection à action très
rapide du type différentiel commandant dès l'apparition d'un défaut interne le découplage de
l'alternateur et de l'organe de mise à la terre ainsi que la désexcitation rapide de la machine.
Cette mission peut être confiée soit au relais différentiel triphasé du type DMS 7001 [87],
soit à une protection différentielle de terre à haute impédance du type IAG 7014 [87N] (fig.
C.3-4).
En réserve du relais différentiel, il est conseillé d’utiliser la fonction [64] du relais GMSH
7001, surveillant les défauts circulant dans le point neutre, et qui présente une
désensibilisation aux harmoniques, notamment celle du rang 3.
- 33 -
3.9 PROTECTION CONTRE LA PERTE D’EXCITATION
Cette protection est assurée par un relais d'impédance de type GMS 7001 [40] à
caractéristique circulaire décalée (MHO) sur un diagramme R-X.
Le centre du cercle est situé sur l'axe négatif des X, le diamètre du cercle est réglé à une
valeur égale à l'impédance synchrone d'axe direct Xd, le décalage du cercle par rapport à
l'origine est fixé à la moitié de l'impédance transitoire d'axe direct X'd.
Ainsi réglée, et grâce à sa temporisation, la fonction [40] du relais GMS 7001 reste
insensible aux oscillations de puissance consécutives à l'élimination d'un défaut violent sur le
réseau, toute en détectant la perte d'excitation caractérisée par l'absorption de puissance
réactive de la marche en asynchrone.
Lorsqu'une mesure directe du courant d'excitation peut être effectuée, grâce à un shunt, un
relais à maximum et minimum d'excitation de type TTB 7025 peut être utilisé, auquel sera
adjointe si nécessaire, une temporisation extérieure de type TTT 7121.
3.10 CONTRÔLE D’ISOLEMENT DU ROTOR
Ce contrôle est effectué par le relais TTE 7017 [64F] qui applique une tension Basse
Fréquence entre une polarité du circuit d'excitation et la masse, détectant ainsi tout défaut
d'isolement quelle que soit sa localisation. Le relais TTE 7015, qui applique une tension
continue entre le circuit d'excitation et la masse, peut également être utilisé.
3.11 CONTRÔLE DU SYNCHRONISME
Afin de contrôler le bon fonctionnement des synchro-coupleurs ou les procédures de
couplage manuel, il est fait appel au relais de contrôle de synchronisme du type STS 7041
[25]. Quand le générateur est la seule source de tension, le relais à minimum de tension
NPU 800 [27] assurera, en complément du relais STS 7041 [25], la fonction de "réseau
mort" (dead-bus).
Les relais de protection numériques à maximum de courant, tel que ceux de la gamme NP
- 34 -
- 35 -
- 36 -
4 MOTEURS
4.1 MOTEURS ASYNCHRONES
Fondamentalement, nous recommandons pour la protection de tous les types de moteurs
l’utilisation d’un relais digital multifonctions, possédant les éléments suivants° :
-
Image thermique sophistiquée,
-
Une unité sensible à la composante inverse des courants,
-
Une unité permettant l’élimination rapide de tous les défauts polyphasés violents,
-
Des unités de démarrage trop long ou blocage rotor,
-
Une fonction autorisation de démarrage,
-
Une unité à maximum de courant homopolaire, alimentée à partir d’un tore englobant
les trios phases.
Ces fonctions de base, intégrées dans les relais de protection moteur NPM 800 et IMM
8000 ainsi que leurs fonctions supplémentaires, sont décrites en détail dans les paragraphes
suivants.
Le choix définitif unique (protection multifonctions) ou la combinaison entre divers systèmes
de protection (protection multifonctions et protections complémentaires) ne s'effectuera
qu'après une étude détaillée des contraintes d'installation, des conditions de démarrage et de
la constante de temps thermique du moteur à protéger (la puissance ne constitue pas un
critère de choix rigide pour déterminer le type de protection).
4.1.1 Surcharge thermique équilibrée et déséquilibrée
La surcharge permanente sur un moteur est due à un accroissement du couple résistant, à
une baisse du couple moteur consécutive, à une baisse tension ou sur les moteurs
synchrones à une variation du courant d'excitation.
Si la surcharge est maintenue, la valeur élevée du courant entraînera un échauffement
préjudiciable à la durée de vie de la machine (vieillissement prématuré des isolants).
Une mauvaise répartition de consommateurs monophasés ou un léger déséquilibre du réseau
provoquent l'apparition de courants inverses qui participent également à l'échauffement du
rotor de la machine.
L'unité à image thermique [49] des relais NPM 800 et IMM 8000 enregistre tout type de
surcharge tant équilibrée que déséquilibrée. Leur constante de temps thermique
d'échauffement est réglable afin de s'adapter à tout type de moteurs.
Les relais NPM 800 et IMM 8000 possèdent une unité d'alarme thermique susceptible
d'informer l'exploitant du fonctionnement en surcharge du moteur avant le déclenchement
toujours préjudiciable aux processus industriels.
- 37 -
Afin de tenir compte des différents modes de refroidissement des moteurs, les relais NPM
800 et IMM 8000 possèdent une constante de temps thermique de refroidissement
réglable. (Mise en service dés l'arrêt de la machine).
Pour les moteurs de forte puissance où sont implantées d'origine des sondes (platine PT100,
nickel NI 100, nickel NI120, et cuivre Cu 10) surveillant les points chauds du stator, il est
préconisé d'utiliser un relais de type IMM 8002 [26]. Dans ce cas, les relais IMM 8002
effectuant une mesure directe de la température, tiennent compte de la température
ambiante et des éventuels défauts dans le système de refroidissement.
Les relais IMM 8002 permettent de rendre l’image thermique [49] sensible aux sondes de
température du stator, pour les moteurs équipés, et d’utiliser celles-ci comme détecteurs et
correcteur de l’état thermique calculé par la protection.
L'unité à image thermique [49] des relais NPM 800 et IMM 8000 enregistre tout type de
surcharge tant équilibrée que déséquilibrée et dans ce dernier cas, tient compte du suréchauffement du rotor.
La composante inverse des courants statoriques engendre, en effet, un champ
électromagnétique d'entrefer tournant à la vitesse du synchronisme, en sens inverse du sens
de rotation du rotor.
De ce fait, des courants à la fréquence de 100 Hz prennent naissance dans le rotor, se
concentrent par effet de peau à la surface de ce dernier et provoquent des pertes Joule
importantes, donc des sur-échauffements. Afin de tenir compte de ces pertes, le courant
élaborant l'image thermique est issu d'une combinaison des courants directs et inverses,
extraits eux-mêmes des courants réels de phase à l'aide d'un filtre de composantes
symétriques. Il est ainsi obtenu une diminution du temps de réponse de l'unité d'image
thermique lorsqu'il existe un taux de composante inverse notable dans le système
d'alimentation des moteurs.
4.1.2 Déséquilibre
Le fonctionnement d'un moteur sur un réseau déséquilibré peut résulter de la fusion d'un
fusible, la non fermeture d'un pôle de disjoncteur ou une mauvaise succession des phases du
réseau d'alimentation.
Les relais NPM 800 et IMM 8000 possèdent une unité à maximum de courant inverse [46]
à temps dépendant. Celle-ci assure la détection et l'élimination des marches en monophasé
ou des défauts biphasés résistifs.
Réglée à 20 %, cette unité permet de déceler la perte d'une phase même lorsque le moteur
protégé est peu ou pas chargé.
D'autre part, la caractéristique à temps dépendant de cette unité désensibilise ces relais soit
lors d'un défaut violent déséquilibré survenant en amont (les moteurs se comportant alors
temporairement comme générateurs de courants inverses), soit lors d'un démarrage où
l'amplitude du courant triphasé provoque une saturation inégale de TC entraînant ainsi un
déséquilibre artificiel.
- 38 -
La temporisation minimale de 0,5s du relais IMM 8000 (paramétrable pour le relais NPM
800) de cette unité permet aux fusibles d'éliminer tous les défauts violents déséquilibrés
avant que le contacteur associé ne soit sollicité. Le pouvoir de coupure de ce dernier devra
néanmoins correspondre au courant provoquant la fusion des fusibles d'accompagnement en
un temps de 0.5 s, puisqu'à cet instant fusibles et contacteur couperont simultanément les
courants de défaut. Par conséquent, plus le calibre des fusibles sera important, plus le
contacteur devra avoir un pouvoir de coupure élevé.
Il est à noter que les courants inverses circulant dans les groupes blocs transformateurmoteur conservent leur amplitude à la traversée du transformateur (au rapport de
transformation près). Seules leurs phases subissent une rotation d'un multiple de 30°
dépendant de l'indice horaire de la machine. En conséquence, un relais implanté côté
primaire enregistre la même amplitude de composante inverse que celle qu'il mesurerait s'il
était connecté directement aux bornes du moteur.
4.1.3 Court-circuit
Un court-circuit entre phases, dans les enroulements, aux bornes de la machine ou dans les
câbles d'alimentation, met en jeu des courants importants propres à détériorer la machine
par l'échauffement et les forces électrodynamiques qui en résultent.
Afin d’éliminer les court-circuits, les relais NPM 800 et IMM 8000 sont équipés d'une unité
de composante directe à fonctionnement rapide [50]. Pour les relais IMM 8000, le réglage
se fait automatiquement à partir des caractéristiques de démarrage affichées. Cette fonction
peut être mise hors service dans le cas de commande du moteur par contacteur-fusibles.
Pour toutes les machines, la protection contre les court-circuits [50] est réglée à une valeur
supérieure au courant de démarrage, rendant cette protection pratiquement insensible aux
défauts internes proches du point neutre, dans le cas des machines de forte puissance. Dans
ces conditions, on choisit une protection différentielle complémentaire.
Les relais différentiels IAG 7034, DMS 7001 ou NPIH 800 (x3) [87] peuvent être utilisés
dans ce cas, le choix de l’une ou l’autre de ces solutions dépendant du montage des TC.
4.1.4 Défaut à la terre
Le défaut à la terre est le défaut le plus fréquent sur les machines asynchrones. La
détérioration de la qualité de l'isolant provoque la circulation d'un courant de défaut, entre les
enroulements et la terre, à travers les tôles et la carcasse statorique. L'importance du courant
de défaut est liée au mode de mise à la terre de l'installation. Comme pour les défauts entre
phases, un temps d'élimination rapide est souhaitable pour limiter les dégâts et les coûts de
réparation.
Quel que soit le régime de neutre de l'installation, l'unité de composante homopolaire
intégrée dans les relais NPM 800 et IMM 8000 [51N] assure la protection contre les
défauts à la terre. Cette unité se raccorde sur un TC tore ou en connexion résiduelle des trois
TC de phase. Pour les IMM 8000, le temps de réponse est automatiquement rallongé en cas
de mise hors service de l'unité de composante directe, ce qui le rend compatible avec une
commande par contacteur-fusibles.
- 39 -
Dans tous les cas, il est recommandé d'utiliser pour cette unité une alimentation à partir d'un
TC tore. Cette méthode permet la détection des courants de défaut résistifs de faible
amplitude. De plus, la détection précoce des défauts à la terre permet de limiter l'amplitude
des dégâts éventuels et de réduire les coûts de réparation de la machine (rebobinage du
moteur au lieu de son remplacement).
Si le mode d'alimentation par une connexion résiduelle des 3 TC de ligne est choisi, il existe
un risque inhérent de déclenchement intempestif au moment des démarrages (saturation des
TC). Afin d'éviter ces problèmes de stabilité, le seuil de la protection est ajusté au minimum à
0.15 ou 0.2 In TC, ce qui est souvent incompatible avec la valeur maximale des courants de
défaut.
Cependant, il existe une limite basse du seuil de l'unité homopolaire. Celle-ci est imposée par
le courant capacitif homopolaire propre du départ protégé qui, alimentant un défaut sur un
départ voisin, risque d'exciter intempestivement l'unité homopolaire considérée. A titre
indicatif, le courant homopolaire capacitif par kilomètre de câble se situe en général, pour les
réseaux 5-6 kV, à environ 2 à 3 A. Le seuil minimum de l'unité homopolaire des relais de
protections sera choisi à 1.5 fois le courant capacitif propre au départ : la plupart du temps
ce seuil n'excédera pas 8 A.
Dans le cas des réseaux à neutre isolé, l'unité homopolaire des relais NPM 800 et IMM
8000 [51N] assurera une élimination sélective d'un défaut à la terre si le courant capacitif
homopolaire total du réseau est supérieur à 5 fois le courant propre à chacun des départs
pris séparément (si ce rapport ne peut être respecté, il pourra être fait appel ponctuellement
à un relais directionnel homopolaire de type NPID 800 [67N]).
Quoi qu'il en soit, la signalisation du défaut devra être effectuée à l'aide d'un relais à
maximum de tension homopolaire [59N]. Cette fonction est réalisée par un relais à
maximum de tension résiduelle du type NPUH 800 (alimenté par trois transformateurs de
tension ou alimenté en triangle ouvert). Par ailleurs, même si un défaut monophasé ne peut
être détecté par l'unité homopolaire [51N] des relais NPM 800 et IMM 8000, son emploi
est justifié par le fait que celle-ci reste le moyen de détection le plus sensible en cas de
défaut double à la terre en deux points éloignés d'un même réseau.
4.1.5 Protection de démarrage
4.1.5.1 Protection démarrage trop long
Un démarrage trop long provoque un échauffement rapide de la machine du fait de
l'absorption du courant de démarrage avec un refroidissement déficient (ventilateur en bout
d'arbre). Cette surcharge est trop rapide pour être éliminée par l'unité thermique, une
protection mieux adaptée doit donc être envisagée.
Les relais NPM 800 et IMM 8000 disposent de deux types de caractéristiques.
Les relais NPM 800 intègrent une unité temporisée à temps constant [48] assurant une
protection efficace du moteur en cas de période trop longue de démarrage. Pour prendre en
compte les chutes de tension survenant lors du démarrage du moteur, cette unité peut être
- 40 -
réglée à une valeur inférieure au courant de démarrage Id (c’est-à-dire le réglage de la
protection blocage rotor) et temporisée au-dessus du temps de démarrage du moteur.
Les relais IMM 8000 [48] possèdent une unité à temporisation extrêmement inverse, qui
assure une protection efficace contre les démarrages anormalement longs, indépendamment
de la tension du réseau. Cette unité se positionne automatiquement en fonction des
grandeurs de démarrage : courant Id et temps de démarrage Td.
Si le temps de démarrage Td du moteur est supérieur au temps de tenue rotor bloqué, alors
l'unité décrite ci-dessus ne peut être utilisée. Afin d’assurer cette fonction, les relais IMM
8000 sont équipés de la fonction [51LR], mise en service au début du démarrage par la
détection automatique du courant “direct” ou par la détection de fermeture de l’organe de
manœuvre du moteur (par l’intermédiaire d’une entrée logique). Au final, la fonction est
désactivée par un contact de vitesse du moteur connecté à une entrée analogique.
Cette fonction déclenchera l’organe de manœuvre si, après une temporisation ajustable, le
contact d’indication de la vitesse n’a pas changé d’état, et si le moteur absorbe un courant
"direct" supérieur à 1,5 fois son nominal.
4.1.5.2 Nombre de démarrage
Les relais NPM 800 et IMM 8000 permettent de contrôler par comptage les démarrages du
moteur sur un certain laps de temps° : un nombre de démarrage (N) est autorisé durant une
période choisie (t); si le nombre de démarrages autorisés est atteint, tout nouveau
démarrage sera interdit pendant une durée (T). (Fonction A.N.S.I. N° [66]).
Les relais NPM 800 et IMM 8000 sont équipés d’une unité d’autorisation de démarrage [549] fonction de l'état thermique de la machine. Le contact de cette unité, inséré dans la
chaîne d'enclenchement, interdira l'exécution de l'ordre aussi longtemps que l'état thermique
du moteur ne sera pas inférieur à celui autorisant le redémarrage.
Les relais IMM 8000 sont équipés d’une autorisation de démarrage par contrôle de tension
[5-27] [5-59]. L’autorisation de démarrage du moteur n’est pas donnée tant que la tension
d’alimentation du moteur ne se situe pas à l’intérieur d’une plage opérationnelle. L’utilisation
de cette fonction présuppose que le TP alimentant la protection soit situé sur le jeu de barres
alimentant le moteur.
4.1.6 Blocage rotor en marche
Pour un moteur asynchrone, le blocage du rotor pendant son fonctionnement peut provoquer
un échauffement rapide dû à un courant élevé proche de celui de démarrage.
La détection de ce courant est assurée par les relais NPM 800 et IMM 8000 qui sont
équipés d’une unité à maximum de courant à temps indépendant offrant la détection de
blocage rotor [51LR] ou de situation de calage [51STALL]. Cette fonction est mise hors
service durant la période de démarrage (remplacée par la protection « Démarrage Trop
Long » [48]).
- 41 -
4.1.7 Minimum de courant ou protection de puissance (Désamorçage
pompe)
Les relais NPM 800 et IMM 8000 sont équipés d’une unité à minimum de courant [37I]
qui fonctionne lorsque le courant absorbé par le moteur s’établit à une valeur proche du
courant à vide pendant un temps supérieur à une temporisation réglable.
Cette fonction est caractéristique du “désamorçage pompe” ou de la rupture d’une courroie
de transmission. Afin d’autoriser un démarrage normal du moteur, cette unité peut être mise
en service après une temporisation réglable ou par une entrée externe. Il arrive parfois
cependant que le seul critère courant ne permette pas la détection d'un désamorçage. Il est
alors nécessaire d’utiliser un relais à minimum de puissance active [37P] du type IMM
8000.
4.1.8 Minimum de tension
La détection des chutes de tension, mono, bi ou triphasées améliore le fonctionnement des
équipements électriques et plus particulièrement des moteurs asynchrones où le couple est
fortement affecté. La fonction à minimum de tension [27] des relais NPU 800 alimentés par
les TP des jeux de barres sera généralement réglée à 0.7 Un afin de délester les moteurs
asynchrones en limite de décrochage. Les relais IMM 8000 sont équipés de la fonction [27]
et peuvent surveiller individuellement le moteur à protéger.
La protection des moteurs peut également être améliorée par l’utilisation d’une fonction à
minimum de tension directe [27P]. Cette fonction permet le contrôle global du système de
tension triphasé ou du couple des machines tournantes dans le cas d’un fonctionnement
déséquilibré permanent ou temporaire (réenclenchement monophasé sur le réseau aval). Les
relais TMS 7003 ou TMS 7004 satisfont à cette application.
4.1.9 Maximum de tension
Les surtensions, mono, bi ou triphasées qui provoquent le vieillissement accéléré ou le
claquage de l’isolation des équipements électriques et plus particulièrement celui des
machines tournantes doivent être détectées.
La fonction à maximum de tension [59] des relais de type NPU 800 alimentés par les TP
des jeux de barres sera généralement réglée à 1.3 Un pour délester les moteurs asynchrones
en limite de décrochage. Les relais IMM 8000 possèdent la fonction [59] et peuvent
surveiller individuellement chaque moteur à protéger.
4.1.10 Tension équilibrée
La détection des déséquilibres d’alimentation [47] (ordre de succession des phases, perte de
phases…) est réalisée par la surveillance de la composante inverse de tension, et est
généralement utilisée pour l’activation d’une alarme permettant d’alerter les opérateurs d’un
déséquilibre permanent de tension
Les relais TMS 7003 ou TMS 7004 satisfont à cette application.
- 42 -
4.2 PROTECTION DES MOTEURS SYNCHRONES
La protection des moteurs synchrones requiert l’utilisation de la plupart des fonctions de la
protection pour moteur asynchrone ; néanmoins, quelques protections complémentaires sont
à envisager.
C’est pourquoi, fondamentalement, nous recommandons pour la protection de tous les types
de moteurs synchrones l'utilisation d'un relais multifonction numérique disposant des
caractéristiques suivantes° :
-
Surcharge à image thermique,
-
Maximum de courant inverse,
-
Perte de synchronisme,
-
Maximum de courant,
-
Démarrage trop long et blocage rotor,
-
Maximum de tension,
-
Contrôle de flux magnétique (U/f),
-
Minimum de tension,
-
Maxi et mini de fréquence,
-
Maxi et mini de puissance active,
-
Maximum de tension homopolaire (déplacement de point neutre),
-
Maximum de courant homopolaire.
Les relais GMS 7002 intégrant ces fonctions de base sont explicités en détail dans les
paragraphes suivants.
L’application standard en fin de ce chapitre, à titre d’information, explique comment utiliser
ces relais pour protéger les moteurs synchrones industriels.
4.2.1 Surcharge thermique équilibrée et déséquilibrée
Comme les moteurs asynchrones, la surcharge permanente sur un moteur est due à un
accroissement du couple résistant, à une baisse du couple moteur consécutive à une baisse
de tension, et sur les moteurs synchrones à une variation de courant d’excitation.
Si la surcharge est maintenue, la valeur élevée du courant entraînera un échauffement
préjudiciable à la durée de vie de la machine (vieillissement prématuré des isolants).
Une mauvaise répartition de consommateurs monophasés ou un léger déséquilibre du réseau
provoquent l'apparition de courants inverses qui participent également à l'échauffement du
rotor de la machine.
- 43 -
L'unité à image thermique [49] des relais GMS 7002 enregistre tout type de surcharge tant
équilibrée que déséquilibrée. Leur constante de temps thermique d'échauffement est réglable
afin de s'adapter à tout type de moteurs.
Les relais GMS 7002 possèdent une unité d'alarme thermique susceptible d'informer
l'exploitant du fonctionnement en surcharge du moteur avant le déclenchement toujours
préjudiciable aux processus industriels.
Pour les moteurs de forte puissance où sont implantées d'origine des sondes (platine PT100,
nickel NI 100, nickel NI120, et cuivre Cu 10) surveillant les points chauds du stator, il est
préconisé d'utiliser un relais de type STEP 7060 [26]. Dans ce cas, les relais STEP 7060
effectuant une mesure directe de la température tiennent compte de la température
ambiante et des éventuels défauts dans le système de refroidissement.
Quand la machine est équipée de sondes pour les paliers, un relais de type STEP 7040 peut
être ajouté.
L'unité à image thermique [49] des relais GMS7002 enregistre tout type de surcharge tant
équilibrée que déséquilibrée et dans ce dernier cas tient compte du sur-échauffement du
rotor.
La composante inverse des courants statoriques engendre, en effet, un champ
électromagnétique d'entrefer tournant à la vitesse du synchronisme, en sens inverse du sens
de rotation du rotor.
De ce fait, des courants à la fréquence de 100 Hz prennent naissance dans le rotor, se
concentrent par effet de peau à la surface de ce dernier et provoquent des pertes Joule
importantes donc des sur-échauffements. Afin de tenir compte de ces pertes, le courant
élaborant l'image thermique est issu d'une combinaison des courants directs et inverses*,
extraits eux-mêmes des courants réels de phase à l'aide d'un filtre de composantes
symétriques. Il est ainsi obtenu une diminution du temps de réponse de l'unité d'image
thermique lorsqu'il existe un taux de composante inverse notable dans le système
d'alimentation des moteurs.
* Par l’utilisation d’un facteur de pondération pour le courant inverse
4.2.2 Déséquilibre
Pour les moteurs synchrones de fortes puissances, il est nécessaire de détecter un très faible
pourcentage de composante inverse dans le courant de ligne, inférieur à 8% du courant
nominal du moteur. Dans ce cas il est préférable d’utiliser la fonction à maximum de courant
inverse [46] du relais GMS 7002. Ce relais intégre une unité à maximum de courant inverse
avec deux niveaux de fonctionnement° : le premier, généralement utilisé comme alarme, est
à temps constant, alors que le second, utilisé en déclenchement, est à temps dépendant
c’est-à-dire s’adaptant aux limites supportées par la machine.
4.2.3 Perte de synchronisme
Avec un moteur synchrone, la puissance mécanique transmise sur l’arbre est proportionnelle
à la tension entre phases, à la f.c.e.m du moteur et à l’angle interne de la machine. Si la
- 44 -
charge augmente, si la tension du jeu de barres diminue (court-circuit) ou si l’excitation
disparaît, le couple moteur diminue, ce qui conduit la machine à ralentir et à tourner hors
synchronisme. Un tel fonctionnement, s’il perdure, est préjudiciable aux bobinages rotoriques
et aux amortisseurs.
La fonction [55] des relais GMS 7002, utilise la puissance apparente complexe (S=P+jQ)
pour la protection des moteurs synchrones contre la perte de synchronisme. La
caractéristique de déclenchement permet au moteur synchrone de fournir la puissance active
P nécessaire pour la machine entraînée et, le cas échéant, de compenser une puissance
réactive Q positive ou négative. Comme, lors d’une perte de synchronisme, la puissance
réactive peut osciller (mais en étant absorbée la majorité du temps), le système de
temporisation de la fonction [55] intègre les passages successifs dans la zone de
déclenchement.
4.2.4 COURT-CIRCUIT
Les défauts violents affectant les moteurs synchrones doivent être éliminés le plus
rapidement possible. La fonction [50] des relais GMS 7002 assure la détection et
l’élimination de ces défauts à l’aide d’une fonction à maximum de courant triphasé à temps
de réponse court. Le seuil de courant de court-circuit doit être choisi environ 20% au-dessus
du courant de court-circuit délivré par la machine pour un défaut franc à ses bornes afin
d’éviter tout déclenchement intempestif lors d’un défaut survenant à l’extérieur ou lors d’un
démarrage en mode asynchrone.
Dans ce mode de réglage, la fonction [50] reste insensible aux défauts internes proches du
point neutre et implique le choix d’une protection différentielle.
La fonction [87] des relais DMS 7001 peut être utilisée dans le cas où il est nécessaire
d’obtenir un déclenchement rapide et très sensible contre tous les types de défauts
importants pouvant intervenir entre phases ou phase et terre.
4.2.5 Démarrage trop long ou rotor bloqué
Nombre de moteurs synchrones sont démarrés comme des machines asynchrones soit sous
pleine tension soit sous tension réduite par l’intermédiaire d’autotransformateurs ou
d’impédance de limitation. La période du démarrage se caractérise généralement par une
absorption de courant supérieur au courant nominal. La supervision de la durée du
démarrage et de l’amplitude du courant associé est donc nécessaire pour éviter des
surchauffes nuisibles aux isolants de la machine et à la tenue mécanique du rotor. A cet effet,
les GMS 7002 sont pourvus de la fonction [51-1LR] assurée par une unité à maximum de
courant triphasée et à temps extrêmement inverse. Cette unité est mise en service par un
“interlock” de fin de course du disjoncteur de ligne connecté à une entrée digitale du relais.
Cette entrée indique que la période de démarrage du moteur a commencé.
Si celui-ci se déroule correctement, l’unité [51-1LR] est inhibée après une temporisation Td
paramétrable par l’utilisateur. Dans le cas contraire, un ordre de déclenchement est envoyé
au disjoncteur.
- 45 -
Lorsqu’un incident mécanique, conduisant au blocage du rotor, survient, la machine doit être
arrêtée très rapidement car la température du rotor non ventilé, atteint très vite un niveau
destructif. Pour répondre à cette application, les relais GMS 7002 possèdent une unité
triphasée à maximum de courant et à temps constant [51-2LR] permettant le
déclenchement rapide de la machine, si celle-ci absorbe un courant d’amplitude supérieur au
seuil réglé pendant le temps de démarrage Td.
4.2.6 Maximum de tension
Pour les moteurs synchrones, la détection à maximum de tension doit être utilisée en cas de
perte de la tension d’alimentation principale. En ce cas, si le moteur est faiblement
« chargé », la tension croit très rapidement due à la perte du circuit d’excitation. L’unité
temporisée [59-1] de la fonction à maximum de tension triphasée du relais GMS 7002,
alimentée par les TP du jeu de barres, doit être réglée à 1.2 ou 1.3 Un afin de déclencher le
moteur. Une seconde unité [59-2] agissant en protection rapide peut être utilisée pour les
fortes surtensions.
4.2.7 Contrôle de flux magnétique
Dans le cas des groupes blocs machine-transformateur, la fonction [24] des relais GMS
7002 complète la fonction « Maximum de Tension » par « un contrôle de flux magnétique »
du transformateur. La fonction [24] supervise l’image du flux magnétique Z en élaborant le
rapport U/f pour protéger le transformateur contre l’augmentation significative du flux qui,
associée aux variations combinées de tension et de fréquence, provoque du fait de la
saturation une circulation de forts courants magnétisants à l’origine de pertes importantes.
4.2.8 Minimum de tension
La détection d’une chute de tension, monophasée, biphasée ou triphasée optimise le
fonctionnement des équipements électriques tels que les moteurs synchrones. La fonction à
minimum de tension [27] du relais GMS 7002 alimenté par les TP du jeu de barres est
généralement réglée à 0.7 Un pour déclencher lorsque la limite de fonctionnement du moteur
est atteinte.
4.2.9 Maxi et mini de fréquence
La fonction minimum de fréquence [81U] des relais GMS 7002 est généralement destinée à
la surveillance de la fréquence du réseau alimentant les moteurs synchrones. Elle intervient
en cas de perte d’alimentation lorsque le moteur est en charge. Dans ce cas, la décélération
sera très rapide.
La fonction maximum de fréquence [81O] peut également être utilisée en surveillance de la
fréquence si celle-ci atteint une valeur trop importante.
- 46 -
4.2.10 Maxi et mini de puissance active
Si la puissance active atteint un niveau maxi ou mini de fonctionnement, les fonctions maxi
ou mini [32] des relais GMS 7002 peuvent envoyer une alarme à l’opérateur ou contribuer
à certains automatismes.
4.2.11 Maximum de tension homopolaire
Les machines synchrones connectées sur les réseaux à neutre isolé sont susceptibles de
fonctionner de manière prolongée, alors qu’un défaut affecte soit leur stator, soit le réseau
électrique. Ce mode de fonctionnement doit être signalé pour que l’opérateur prenne les
dispositions nécessaires et prévoie l’arrêt éventuel de la machine avant qu’un second défaut
sur l’une des phases restées saines ne provoque la circulation d’un courant de forte amplitude
dans les tôles statoriques. Pour ce type d’application, les relais GMS 7002 élaborent la
tension homopolaire [59N] par sommation des 3 tensions simples fournies par les
transformateurs de tension connectés aux bornes de la machine.
4.2.12 Maximum de courant homopolaire
Quand le réseau est mis à la terre, la détection et la coupure rapide des défauts monophasés
sont généralement requises, pour assurer la sécurité du personnel et limiter les dégâts
matériels. Les machines synchrones peuvent être affectées par ce défaut si celui-ci intervient
dans le stator. Dans ce cas, il doit être détecté et éliminé dès que son amplitude dépasse
quelques ampères. La fonction maximum de courant homopolaire [64] des relais GMSH
7002 est alimentée par TC tore ou par connexion résiduelle de 3 TC.
4.2.13 Perte d’excitation
Le contrôle et la détection d'une perte d'excitation peuvent être assurés par un relais à
minimum de tension continue TTB 7025 temporisé par un TTT 7121. La tension est prise
aux bornes d'un shunt disposé dans le circuit d'excitation. Ce même dispositif TTB 7025
dispose d'un seuil à maximum de tension susceptible de contrôler un dysfonctionnement du
régulateur d'excitation qui, en fournissant un courant trop important, pourrait endommager
l'enroulement rotorique.
4.2.14 Défaut masse rotor
L'apparition d'un défaut à la masse dans le circuit rotorique d'une machine synchrone doit
être signalée. En effet, un premier défaut est sans conséquence immédiate parce qu'aucun
courant de terre ne circule. Par contre, l'apparition d'un second défaut provoque une
surcharge du circuit rotorique et un balourd mécanique du fait de l'inégale répartition des
lignes de flux magnétique sur le rotor.
Le circuit rotorique est contrôlé par un relais d'isolement du type TTE 7017 [64F] qui
superpose une tension alternative de basse fréquence à la tension continue rotorique. Le
relais fonctionne sur la détection d'un courant basse fréquence.
- 47 -
4.3 FONCTIONS SUPPLEMENTAIRES
- 48 -
4.4 EXEMPLE BASSE TENSION – MOTEUR ASYNCHRONE : > 150 kW
Relais
Fonction
NPM 800 : Protection Moteur Multi-Fonctions
[49]
Surcharge Thermique & Alarme
[50]
Court-circuit (N.A. Æ Dj ou Fusibles)
[51LR]
Blocage Rotor
[48]
Démarrage Trop Long
[66]
Limitation du Nombre de Démarrages
[5]
Autorisation de Démarrage [49]
[46]
Déséquilibre, perte de phase
[51N]
Défaut à la Terre
[37]
Perte de Charge (I<)
[50BF]
Protection Défaillance Disjoncteur
[86]
Verrouillage des Contacts de Sortie
NPUH 800 : Voltage Protection
[59N]
Maxi de Tension Homopolaire
[50BF]
Protection Défaillance Disjoncteur
[86]
Verrouillage des Contacts de Sortie
- 49 -
CURRENT IN AMPERES
CURRENT IN AMPERES
1000
1000
LV-CB (1)
100
100
[49][51LR][48]
[49][51LR][48]
10
10
Motor
0.10
0.01
10
100
1K
10K
1
0.10
100K
- 50 -
0.01
10
TIME IN SECONDS
TIME IN SECONDS
1
Fuse (2)
Motor
100
1K
10K
100K
4.5 EXEMPLE MOTEUR ASYNCHRONE : 300 kW <Pn 2 MW
Relais
Fonction
NPM 800 : Protection Moteur Multi-Fonctions
[49]
[50]
Court-circuit (Disjoncteur)
[51LR]
Blocage Rotor
48]
[66]
Limitation du Nombre de
Démarrages
[5]
Autorisation de Démarrage [49]
[46]
Déséquilibre, Perte de phase
[51N]
Défaut à la Terre
[37]
[50BF]
Protection Défaillance
Disjoncteur
[86]
Verrouillage des Contacts de
Sortie
NPU 800 : Protection de Tension
[27] [59]
Mini de Tension – Maxi de
Tension
[59N]
Maxi de Tension Homopolaire /
NPUH 800
[81O] [81U]
Maxi & Mini Fréquence
[50BF]
Protection Défaillance
Disjoncteur
[86]
Verrouillage des Contacts de
Sortie
- 51 -
CURRENT IN AMPERES
CURRENT IN AMPERES
1000
1000
100
100
[49][51LR][48]
[49] [51LR]
10
10
1
TIME IN SECONDS
[48] [50] (1)
0.10
Fuse (2)
1
0.10
Motor
0.01
0.5 1
10
100
1K
Motor
10K
100K
- 52 -
0.01
0.5 1
10
100
1K
10K
100K
4.6 EXEMPLE MOTEUR ASYNCHRONE : Pn > 2 MW
Relais
Fonction
IMM 8001* : Protection Moteur Multi-onctions
[49]
[50]
Court-circuit
[51STALL]
Blocage Rotor Moteur en Marche
[51LR]
Blocage Rotor Moteur au Démarrage
[48]
[66]
Limitation du Nombre de Démarrages
[5]
Autorisation de Démarrage ([49] [27]
[59])
[46]
[51N]
Défaut à la Terre
[37 I]
[37 P]
Retour de Puissance (P<)
[27]
Minimum de Tension
[27ST]
Mini de Tension (moteur au
démarrage)
[59]
Maximum de Tension
[27RC]
Ré-accélération
Défaillance chaîne de déclenchement
- 53 -
Relais
CURRENT IN AMPERES
Fonction
DMS 7001 : Protection Différentielle
1000
100
[87-1]
Seuil Bas
[87-2]
Seuil Haut
[51LR] [49]
NPU 800 : Protection Tension
[27] [59]
Mini Tension – Maxi Tension
[81O] [81U]
10
1
TIME IN SECONDS
[48] [50]
TMS 7003/4 : Protection Tension
[27P]
Surveillance du couple d’une
machine tournante
[47]
Déséquilibre d’alimentation,
perte d’une phase.
0.10
Motor
0.01
10
100
1K
10K
100K
*IMM 8002 : Fonctions Supplémentaires
- 54 -
[49] / [26]
[26]
Surveillance Température
PT 100
Sonde (platine 100 ƻ à 0°C)
NI 100
Sonde (nickel 100 ƻ à 0°C)
NI 120
Sonde (nickel 120 ƻ à 0°C)
CU 10
Sonde (cuivre 10 ƻ à 25°C)
4.7 EXEMPLE MOTEUR SYNCHRONE
Relais
Fonction
GMSH 7002* : Protection Mot. Multi-Fonctions
[49]
[51-1LR]
[51-2LR]
Blocage Rotor
[50]
Court-circuit
[55]
Perte de Synchronisme
[59]
Maximum de Tension
[27]
Minimum de Tension
[46]
[24]
Contrôle de flux magnétique
[64]
Maximum courant Homopolaire
[81O] [81U]
[32-1] [32-2]
Maxi & Mini de Puissance
DMS 7001 : Protection Différentielle
- 55 -
[87-1]
Seuil Bas
[87-2]
Seuil Haut
Relais
CURRENT IN AMPERES
Fonction
*GMS 7002 : Variante / [64]
1000
[49]
[59G]
Maximum Tension Homopolaire
100
TTB 7025 : Relais de Tension Continue
[51-1 LR]
10
[27DC]
Sous-excitation
[59DC]
Sur-excitation
[51-2 LR]
TTT 7121 : Relais Temporisé
1
[50]
[27DC]
Temporisation additionnelle
[59DC]
Temporisation additionnelle
0.10
Motor
0.01
10
100
1K
10K
TTE 7017 : Relais Défaut Masse Rotor
[64F]
100
Défaut Masse Rotor
STEP 7060 : Surveillance Température
[49-26]
(Sondes PT 100)
STEP 7040 : Surveillance Température
[26]
(Sondes PT 100)
(Courbe de démarrage du moteur en mode
asynchrone)
- 56 -
X
Mesure Taux de Déséquilibre [46 BC]
X
X
X
X
X
X
Détection des Défauts Terre [51N]
Détection de Perte de Charge – Marche à Vide [37]
Détection de Déséquilibre, Perte ou Inversion de Phases
[46]
Fonction délestage - relestage
Surveillance Défaillance Disjoncteur [50BF]
X
X
Détection des Court-circuits entre Phases [50]
X
X
Limitation du Nombre de Démarrage [66]
X
X
X
Enclenchement en charge
X
Démarrage Trop Long [48] & Blocage Rotor [51LR]
X
Inhibition Redémarrage à Chaud [49]
X
NPM
800
X
X
Surcharge Thermique Transformateur [49]
X
NPUH
800
Protection à Image Thermique [49]
X
Surcharge Thermique Câble [49]
X
X
NPU
800
Protection à Mini & Maxi de Fréquence [81U]-[81O]
X
X
X
NPIH
D
800
X
X
X
NPIH
800
Protection à Minimum de Tension [27]
Protection à Maximum de Tension Homopolaire [59N]
Protection à Maximum de Tension [59]
X
X
Protection à Maximum de Courant Inverse [46]
X
X
Protection Directionnelle Homopolaire [67N]
X
X
X
X
NPID
800
Protection à Maximum de Courant Homopolaire [50N]
[51N]
X
NPI
800
Protection Directionnelle Phase [67]
Maximum de courant Phase [50] [51-1] [51-2]
Fonctions
NPDT
630
- 57 -
NPDT
620
DMS
7001
IAG
7034
WTG
7100
STEP
7040 7060
INDEX DES RELAIS DE PROTECTION
X
X
X
X
GMSGMSV
7001
X
X
X
X
GMSH
7001
DMS
7002
X
X
X
X
GMSGMSV
7002
X
X
X
X
GMSH
7002
X DC
X DC
TTB
7025
TTE70
15 TTE70
17
STS
7041
X
X
X
X
X
X
X
X
X
IMM800
1IMM800
2**
X
X
X
TMS7
000
X
Contrôle de Flux Magnétique (U/f) [24]
X
X
Verrouillage des Contacts de Sortie [86]
Protection à Minimum de Tension Direct [27P]
X
Protection Moteur Blocage Rotor ou Démarrage Trop Long
[51-1LR] [51-2LR]
X
X
X
GMSGMSV
7002
Protection à Maximum de Courant instantané (C-C) [50]
X
DMS
7002
X
X
X
X
X
X
X
X
X
GMSH
7001
Protection Perte de Synchronisme [55]
Déséquilibre d’alimentation [47]
Démarrage Inhibé par température [5-49] ou Tension
anormale [5-27] [5-59]
Contrôle de Température [26]
Contrôle de Synchronisme [25]
Protection Masse Rotor [64F]
- 58 -
GMSGMSV
7001
X
X
X
STEP
7040 7060
Perte d’Excitation [40]
X
WTG
7100
X
X
IAG
7034
Protection à Maximum de Tension Homopolaire [59G]
X
DMS
7001
X
X
X
NPDT
630
Protection à Mini & Maxi de Fréquence [81-1] [81-2]
X
NPDT
620
X
X
NPM
800
Protection à Mini ou à Maxi Puissance [32-2]
X
NPUH
800
X
X
NPU
800
Protection à Retour de Puissance [32-1]
X
NPIH
D 800
X
X
NPIH
800
Protection à Maximum de Courant à 2 seuils [51-1] [51-2]
X
NPID
800
X
X
NPI
800
Protection à Minimum d’Impédance [21]
Protection Terre Restreinte [87T] & [64REF]
Protection Masse Stator [64]
Surveillance Température [23] [38]
Protection Puissance Active [32]
Protection Différentielle Jeux de Barre [87B]
Protection Différentielle Machine [87M]
Protection Différentielle Transformateur 3 enroul. [87T]
Protection Différentielle Transformateur 2 enroul. [87T]
Fonctions
X
X
X
X
X
X
X
GMSH
7002
TTB
7025
X
TTE
7015
7017
X
STS
7041
X
X**
IMM
8001 8002**
X
X
TMS
7000
I C E - G U I D E D’ A P P L I C A T I O N D E S R E L A I S DE PROTECTION
11 rue Marcel Sembat
94146 ALFORTVILLE CEDEX (France)
Tél° : +33.(1).41.79.76.00
Fax° : +33.(1).41.79.76.01
E-Mail° : [email protected]
Site° : www.groupeice.com
-59-

APPLICATION GUIDE

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