Protection directionnelle

Pour mesurer la direction du courant, une valeur de référence est nécessaire, elle est appelée grandeur de polarisation. En pratique, le courant résiduel ou la tension résiduelle sont utilisés. La première possibilité n'est utilisée en pratique que si le courant à la terre est important. Dans tous les cas, la grandeur de polarisation doit rester suffisamment grande pour permettre la définition de la direction du défaut[1].

Le courant résiduel est défini comme suit :

${\displaystyle I_{residuel}=I_{1}+I_{2}+I_{3}}$

Il est donc égal à trois fois le courant homopolaire. La mesure de ce courant peut être réalisé en montant un transformateur de courant englobant les trois phases ou grâce à trois transformateurs de courant différents. La première solution permet de la mesure de courant plus élevé, par contre la saturation d'un des transformateurs de courant rend fausse la valeur délivrée. Un incertitude de 10 % doit être prévue. La seconde solution est donc plus sensible, par contre elle empêche de blinder les câbles[1].

La tension résiduelle est mesurée par trois transformateurs de tension, souvent à deux secondaires : le premier, câblé en étoile, permet la mesure des tensions simples et composées ; le second, câblé en triangle ouvert, permet la mesure de la tension résiduelle[1].

Une autre méthode est de comparer le courant d'un phase, par exemple I_A à la référence constituée par la différence des tensions opposées, donc V_BC[2]

L'angle entre le courant et la grandeur de polarisation est mesurée. Il doit se trouver dans un plage de valeurs données pour que la protection déclenche[1].

La méthode des deux wattmètres est généralement utilisée pour mesurer la puissance active. Elle nécessite deux courants et deux tensions composées. Il faut également que le courant homopolaire soit nul[1].

Exemple de protection de deux lignes en parallèle permettant une bonne sélectivité

Deux lignes en parallèle constituent le cas le plus simple et le plus fréquent de réseau bouclé. Le schéma des protections doit être réalisé de telle sorte qu’un défaut sur une liaison ne provoque pas le déclenchement de l’autre ligne[1].

Lors d’un court-circuit sur une des lignes (voir ci-contre), le courant se partage en deux en fonction des impédances des circuits : une partie s’écoule directement du poste amont dans la ligne en défaut, l’autre passe par le poste aval. L’ordre de fonctionnement des protections est le suivant[1] :

1. B, A et C détectent le défaut
2. B déclenche (temporisation : 0,1 s)
3. C “ retombe ” avant que sa temporisation ne soit écoulée
4. A déclenche (temporisation : 0,4 s).

Une bonne discrimination entre les défauts dans la zone de protection, c'est-à-dire ici entre les transformateurs de courant de chaque ligne, et ceux en dehors est alors possible[3].

Sans directionnalité, la ligne AB, saine, ici protégée par une protection de distance, déclenche car l'impédance mesurée en A chute brutalement

Les protections directionnelles permettent de distinguer les défauts venant d'une source de ceux venant d'une autre source

Les protections directionnelles de phase sont utilisées sur un réseau radial dans le cas d’un poste alimenté par plusieurs sources simultanément. Pour obtenir une bonne continuité de service, il est important qu’un défaut affectant une des sources n’entraîne pas le déclenchement de toutes les sources[1].

Certains réseaux peuvent être exploités avec le neutre relié à la terre en plusieurs endroits. C’est en particulier le cas lorsque la mise à la terre du neutre est réalisée sur chaque source d’énergie (groupe ou transformateur d’arrivée). La mise en parallèle des sources conduit alors à la mise en parallèle des mises à la terre du neutre. Dans ce cas, la protection sélective des sources contre les défauts à la terre requiert une protection directionnelle de terre sur l’arrivée de chacune des sources[1].

Les protections directionnelles de phase peuvent être préférées aux protections différentielles pour protéger deux transformateurs en parallèle. Le principe de fonctionnement est similaire à la protection de lignes en parallèle[1].

La rupture ou la mise en court-circuit de l’enroulement d’excitation d’un alternateur est un défaut majeur. Il provoque, soit le fonctionnement de l’alternateur en génératrice asynchrone, soit l’arrêt de la conversion d’énergie et l’augmentation de vitesse. Le premier cas se produit si le circuit d’excitation est en court-circuit ou si le rotor est muni d’enroulements amortisseurs ; le régime est stable mais la machine n’est pas dimensionnée pour l’accepter très longtemps. Dans le second cas, le régime est instable et l’arrêt de la machine entraînante doit être commandé au plus vite[1].

Il est donc nécessaire de surveiller le circuit d’excitation. Malheureusement, celui-ci est assez souvent inaccessible, totalement situé au rotor (alternateur sans bague ni balais). On utilise alors la mesure de la puissance réactive absorbée (32Q) par la machine ou la mesure de l’impédance à ses bornes. La mesure de puissance réactive est la plus simple et la plus utilisée pour protéger les machines de faible et moyenne puissance. Elle permet de détecter toute absorption de puissance réactive, donc un fonctionnement de l’alternateur en génératrice asynchrone. Le seuil de détection doit pouvoir être réglé à une valeur inférieure à Sn[1].

Caractéristique P-Q de la protection d'un alternateur

Un groupe relié à un réseau puissant continue à tourner au synchronisme même si la machine entraînante (diesel ou turbine) n’est plus alimentée en énergie. L’alternateur fonctionne alors en moteur synchrone. Ce fonctionnement peut être préjudiciable à la machine entraînante. Pour détecter un tel fonctionnement, on utilise obligatoirement un relais directionnel de puissance active[1].