Essais de coordination des relais de surintensité pour les lignes de distribution modernes

Principaux enseignements

• La coordination de la protection ne fonctionne que si chaque appareil dispose d'une zone bien définie et d'un rôle de secours validé.
• Les courbes temps-intensité et les réglages de déclenchement restent indispensables, mais ils ne suffisent pas lorsque l'état des alimentations et le sens de la source changent.
• La coordination moderne des alimentateurs n'est fiable qu'après que les mises à jour des modèles et les essais en boucle fermée ont confirmé les performances dans des conditions d'exploitation réelles.

Une bonne coordination sur les lignes d'alimentation modernes nécessite de tester les défauts bidirectionnels dans les mêmes conditions que celles utilisées pour calculer les réglages des relais.

La coordination des protections est essentielle, car la plupart des coupures de courant chez les clients trouvent leur origine du côté de la distribution : aux États-Unis, plus de 90 % des coupures de courant proviennent des réseaux de distribution. Une étude de ligne d'alimentation qui semble acceptable sur le papier peut néanmoins s'avérer inefficace en conditions réelles si les hypothèses relatives au seuil de déclenchement, au temps de réponse et au courant de défaut proviennent d'un modèle unidirectionnel qui ne correspond plus au circuit que vous exploitez.

La protection contre les surintensités se déclenche lorsque chaque appareil libère sa zone

La coordination de la protection signifie que chaque dispositif de protection contre les surintensités élimine les défauts à l'intérieur de la zone qui lui est attribuée avant qu'un dispositif en amont n'intervienne. Une bonne coordination permet de limiter la zone de coupure et les contraintes subies par les équipements. Vous saurez qu'elle fonctionne correctement lorsque le relais, le réenclencheur ou le fusible le plus proche se déclenchera en premier, et que le dispositif de secours attendra suffisamment longtemps pour rester en réserve.

Un simple circuit d'alimentation illustre bien ce principe. Un défaut latéral en aval d'un réenclencheur de dérivation devrait déclencher ce dernier avant que le disjoncteur du poste électrique ne s'ouvre. Si le disjoncteur s'ouvre en premier, tous les clients raccordés au circuit se retrouvent privés d'alimentation, même si le défaut s'est produit sur une seule dérivation. Il s'agit là d'un défaut de coordination qui a également pour effet d'étendre la zone de coupure.

Vous devez considérer la coordination comme un plan de dégagement des zones lié à la topologie réelle des lignes d'alimentation. Les relais de phase, les éléments de mise à la terre, les fusibles et les réenclencheurs doivent tous avoir un rôle bien défini. Un bon plan précise également quel dispositif de secours interviendra en cas de défaillance du dispositif principal. Ce chemin de secours est important car les lignes d'alimentation modernes comportent des liaisons, des transferts de ligne et des sources de production locales qui modifient les niveaux de courant et la direction des défauts.

Les courbes temps-intensité mettent en évidence la sélectivité des différents dispositifs de dérivation

Les courbes temps-intensité permettent de vérifier si les dispositifs de protection conservent leur sélectivité sur toute la plage de défauts, du plus petit défaut devant déclencher le dispositif au plus grand défaut que le circuit peut supporter. Un ensemble coordonné de courbes permet de maintenir les dispositifs primaires à gauche et en dessous des dispositifs de secours, avec un écart suffisant pour tenir compte de la tolérance, de la capacité de coupure du disjoncteur et du comportement de réarmement des relais.

Une analyse de courbes doit permettre de répondre à des questions simples. Un fusible latéral se déclenchera-t-il avant le réenclencheur en amont en cas de défaut en aval ? Le disjoncteur de l'alimentation continuera-t-il à assurer une protection de secours en cas de défaillance du réenclencheur ? Un élément de mise à la terre restera-t-il bien en place en cas de déséquilibre de charge important ? Ces réponses apparaissent sur le graphique bien avant la mise sous tension de la ligne, c'est pourquoi l'examen des courbes temps-intensité reste le critère de sélection fondamental pour la protection contre les surintensités.

« Les courbes ne suffisent pas à elles seules à prouver que le travail est terminé, car le graphique part du principe que les données d'entrée de votre modèle sont correctes. »

Cela dit, elles permettent de détecter rapidement une sélectivité insuffisante et constituent un premier contrôle rigoureux avant le début des essais.

Les données sources doivent être validées avant de commencer la configuration du relais.

La qualité des réglages des relais dépendra entièrement du modèle de ligne d'alimentation sur lequel ils sont raccordés. Avant de régler le seuil de déclenchement ou le délai de déclenchement, vous devez disposer de données fiables concernant l'impédance de source stabilisée, les caractéristiques des conducteurs, les raccordements des transformateurs, la méthode de mise à la terre, les caractéristiques nominales des appareils et leurs états de fonctionnement. Si ces données varient, votre étude de coordination perdra toute validité dès le jour de sa publication.

Une ligne d'alimentation comportant un banc de condensateurs commutés, une liaison normalement ouverte et un Énergie distribué peut présenter plusieurs états de fonctionnement valides. Chaque état modifie les valeurs minimales et maximales du courant de défaut. Un relais qui semble fiable lorsque la liaison est ouverte peut perdre en sensibilité lorsque celle-ci est fermée, et un élément de mise à la terre peut se comporter différemment après l'ajout d'un banc de mise à la terre en amont. C'est pourquoi de bons réglages reposent sur un ensemble de données bien défini plutôt que sur un schéma monoligne approximatif.

• Utilisez un modèle de défaut pour chaque source d'alimentation principale et de secours.
• Vérifier les longueurs et les sections des conducteurs à partir des registres actuels des immobilisations.
• Vérifier les groupes vectoriels des transformateurs et la mise à la terre sur chaque branche.
• Prendre en compte la contribution des moteurs et la production locale là où cela compte.
• Verrouiller la version du micrologiciel du relais utilisée pendant l'étude.

Vous ne cherchez pas à obtenir plus de données que nécessaire. Vous recherchez l'ensemble des paramètres qui modifient de manière significative le courant de défaut, le sens du défaut ou la durée de fonctionnement des appareils. Cette approche permet d'ancrer le travail de coordination dans les principes physiques des lignes d'alimentation, plutôt que de se baser sur des conjectures.

Les paramètres de détection doivent permettre de distinguer les pics de charge des défauts mineurs.

Les seuils de déclenchement doivent offrir une marge suffisante par rapport à la charge prévue et au courant transitoire, tout en permettant de détecter le plus petit défaut susceptible de provoquer un déclenchement. Une bonne protection contre les surintensités se situe entre ces deux limites. Si le seuil de déclenchement est trop bas, on obtient des déclenchements intempestifs. S’il est trop élevé, le relais ne détectera pas les défauts faibles situés à l’extrémité du réseau.

La réponse à la mise en charge à froid met clairement en évidence ce compromis. Une ligne d'alimentation rétablie après une coupure peut absorber un courant bien supérieur à la charge normale pendant plusieurs minutes. Un élément de phase réglé à une valeur trop proche de la charge nominale se déclenchera lors du rétablissement, même si le circuit est en bon état. Un défaut situé à l'extrémité d'une longue ligne d'alimentation rurale pose le problème inverse, car le courant de défaut peut s'avérer modeste une fois prises en compte l'impédance de la ligne et celle du transformateur.

La détection de courant de terre nécessite le même niveau de rigueur. Une ligne d'alimentation solidement mise à la terre peut supporter des réglages de terre sensibles, tandis qu'une ligne présentant un déséquilibre de charge ou un courant capacitif nécessite davantage de précautions. Il convient de tester la détection de courant de terre par rapport à la charge mesurée, à différents états de la source et à des cas de défauts faibles, afin que le relais se déclenche en cas de défaut et non en réponse au comportement normal de la ligne d'alimentation.

La gradation temporelle doit préserver la sélectivité entre les dispositifs de protection

La gradation temporelle consiste à introduire un délai planifié entre les dispositifs principal et de secours, de sorte que le dispositif le plus proche soit libéré en premier et que le dispositif suivant reste disponible en cas de défaillance du premier. Cet espacement doit être maintenu sur toute la plage pertinente. Une marge qui fonctionne à un certain niveau de défaillance peut disparaître à un autre niveau si les courbes se croisent.

Une chaîne d'alimentation classique comprend un relais de sous-station, un réenclencheur de ligne principale et un fusible de dérivation. Si le relais de sous-station utilise une courbe inverse qui devient trop agressive à courant élevé, il peut prendre le pas sur le réenclencheur lors d'un défaut proche. Si le déclenchement rapide du réenclencheur chevauche la plage de fusion du fusible, les défauts de dérivation feront sauter des fusibles qui auraient dû être préservés après un contact temporaire avec une branche d'arbre.

Il convient d'évaluer la synchronisation en tenant compte du temps de coupure du disjoncteur, de la surcourse du relais, de la logique de séquence du réenclencheur et de la tolérance des fusibles, plutôt que de se limiter aux seuls points de fonctionnement nominaux. Les éléments de terre et de phase doivent également faire l'objet d'une analyse distincte, car ils réagissent à des schémas de défauts différents. Une coordination rigoureuse est un exercice portant sur toute la plage de courant, qui va au-delà d'une simple vérification de la synchronisation en un seul point.

Le flux de défaut bidirectionnel perturbe la coordination sur les lignes d'alimentation reliées à des sources de production

La production décentralisée transforme une ligne d'alimentation radiale en un réseau conditionnel, et les règles de coordination doivent tenir compte de cette évolution. Le courant de défaut peut provenir de plusieurs directions, son intensité peut augmenter ou diminuer selon le type de source, et certains défauts deviennent plus difficiles à détecter au niveau du poste électrique tandis que d'autres sont détectés plus rapidement au niveau d'un dispositif en aval.

Une ligne d'alimentation équipée de panneaux solaires sur toiture, d'un parc de batteries et d'un générateur industriel synchrone ne se comportera pas comme un circuit à source unique. Un défaut en aval peut recevoir une contribution provenant du poste de transformation et de la production locale située en aval du défaut. Ce courant supplémentaire peut faire passer un dispositif latéral dans une zone de sa courbe où le temps de réponse est plus rapide, ou amener un relais en amont à détecter un courant inverse ou réduit, selon la localisation du défaut et les contrôles de la source.

La capacité solaire à petite échelle aux États-Unis a atteint 44,3 GW en 2023. Cette croissance doit être considérée autant comme un enjeu de sécurité que comme un enjeu de planification. Les lignes d'alimentation, qui fonctionnaient auparavant comme des circuits unidirectionnels, nécessitent désormais des contrôles de coordination pour prendre en compte l'injection en sens inverse, le courant de défaut minimal et les états de transfert générés par les sources locales.

Les tests en boucle fermée permettent de valider la coordination dans des cas de défauts bidirectionnels

Les essais classiques sur les relais permettent de vérifier qu’un relais se déclenche aux valeurs de courant et de temps définies, mais les essais en boucle fermée permettent de valider l’ensemble du plan de coordination dans des conditions réelles d’exploitation des lignes d’alimentation. Cette différence est importante sur les lignes d’alimentation équipées de sources de production locales. Il est nécessaire que le relais soit confronté au même comportement de défaut que celui qu’il rencontrera sur le circuit, y compris l’interaction avec la source et les effets directionnels.

L'injection secondaire a toujours sa place. Elle permet de vérifier la réponse, la sélection des courbes, la logique et le câblage d'E/S d'un dispositif donné. Les études logicielles restent également utiles, car elles permettent de passer rapidement en revue de nombreux états de fonctionnement. La lacune apparaît lorsque la logique des relais, les inversions de courant, la temporisation des disjoncteurs et les modifications du réseau interagissent. Un relais qui passe avec succès le test d'injection au banc peut tout de même présenter un défaut de coordination lorsqu'une autre source alimente le même défaut par un chemin différent.

C’est là qu’OPAL-RT s’intègre dans le processus. Une configuration en boucle fermée permet de reproduire en temps réel un flux de défaut bidirectionnel, de connecter des relais et des contrôleurs réels, et de vérifier que le dispositif principal prévu se déclenche toujours en premier après un changement d’état de la ligne d’alimentation. Vous ne partez plus du principe que la ligne d’alimentation se comporte comme le modèle d’étude. Vous testez le plan de coordination par rapport au comportement réel de la ligne d’alimentation sur le terrain.

Les modèles obsolètes laissent subsister des problèmes de coordination cachés après la mise à niveau des alimentateurs

La coordination des protections se détériore progressivement lorsque les modèles des lignes de distribution ne correspondent plus aux conditions réelles sur le terrain. Une nouvelle interconnexion, un tronçon dont le câblage a été renouvelé, le déplacement d'un régulateur ou l'ajout d'une source de production peuvent rendre les anciens réglages caduques sans pour autant provoquer un incident immédiat. Une bonne coordination est une tâche d'ingénierie en constante évolution, car les risques liés aux lignes de distribution changent à chaque modification du circuit.

Un réseau électrique peut fonctionner pendant des mois sans signe apparent de problème, puis subir un défaut qui met en évidence cette lacune. Un disjoncteur se déclenche en raison d’un défaut sur une branche qu’un réenclencheur aurait dû éliminer. Une contribution inverse provenant d’une production locale accélère le fonctionnement d’un appareil et met un autre hors service. Le personnel examine alors un dossier d’étude qui reflète encore la topologie de l’année dernière. L’erreur de paramétrage n’est pas apparue du jour au lendemain, mais la panne, elle, oui.

C’est pourquoi il est plus important de procéder à des tests de vérification réguliers qu’à une simple série de tests ponctuels. OPAL-RT s’avère utile dans ce contexte, car il permet de revérifier la coordination par rapport aux modèles de lignes d’alimentation mis à jour et au matériel de relais réel après chaque modification significative du circuit. 

« Le constat est simple : la coordination des relais de surintensité sur les lignes d'alimentation modernes n'est fiable que si les réglages, les modèles et les essais reflètent fidèlement le comportement actuel de la ligne. »