V .1- INTRODUCTION : Pour que, malgré les difficultés déjà citées, l’exploitant puisse mener à bien sa tâche ,
des moyens automatiques automatiques de protection et de reprise reprise de service sont à sa disposition disposition afin que les défauts soient éliminés à temps sans affecter la stabilité du réseau et la continuité de service: • Dispositifs de protection. protection. • Dispositifs d’automatisme d’automatisme et de surveillance. Compte tenu de la structure maillée d’un réseau HT les protections capables d’assurer à la
fois la sélect ivité et une grande rapidité dans l’élimination des défauts violents affectant les lignes HT sont : • Les protections protections à comparaison. comparaison. • Les protections protections de distance. distance.
Dans cette chapitre nous allons concentrer plus dans notre notre étude sur la protection principal de ligne (relais de distance ).
V .2 PROTECTION DE TRAVEE POSTE HT Pour les lignes du réseau de transport, On distingue deux types de protections de travée ligne dans réseaux algérien. : -
travée ligne
60 KV : Distinguer la présence d’une seule protection principal
et un
protection de secours voire le figure V.1 - travée ligne
220 et 400 KV :
nécessitant nécessitant l’installation de
deux équipements de
protection en redondance et de technologies différentes, exemple( relais 7SA612 du constructeur SIEMENS et une REL 316*4 du constructeur ABB).
Figure V.1 : Schéma bloc de travée Ligne 60 kV
Figure V.1 : Schéma bloc de travée Ligne 60 kV
Figure V.2 : Schéma bloc de Travée Ligne longue 400 kV
Figure V.3 : Schéma bloc de Travée Ligne longue 220 kV
Figure V.4 : Schéma bloc de Travée Ligne courte 220 k
V. 3. Protection de ligne BHT V. 3. 1 Protections à comparaison (à liaison pilote) : Elles sont basées sur la concordance ou l’opposition des phases des courants aux
deux extrémités de la ligne, selon que celle-ci est saine ou en défaut, ou sur la comparaison d’autres grandeurs (I, P).
Figure V.4 : protection à comparaison
S’il y a concordance des phases (ou des modules de I, P), on interdit les déclenchements. S’il y a opposition des phases (ou différence des modules de I, P), on provoque les
Déclenchements. Les grandeurs comparées peuvent être selon les équipements : • La valeur instantanée du courant. • La phase du courant. • La puissance apparente etc.
La liaison pilote entre les deux extrémités de la ligne est réalisée selon les performances Demandées et les disponibilités ; elle peut être : • La ligne HT elle-même : courants porteurs à haute fréquence (CPL). • Une liaison spéciale filaire type PTT. • Un câble de garde à fibre optique (CGFO) ou autre :un circuit incorporé au câble de
garde de la ligne. • Un faisceau hertzien. • Un câble pilote enterré avec le câble de puissance (dans le cas de câbles HT
souterrains).
Ce type de protections est surtout utilisé pour les lignes très courtes (liaisons postes – centrales par exemple) et les câbles souterrains. Son avantage majeur est sa très grande rapidité. Ses inconvénients sont : • Le fonctionnement de ces protections est tributaire de celui de la liaison pilote. • Insensibilité aux défauts externes. • Le coût de l’ensemble protections – équipements de communication est relativement
Élevé.
V. 3. 2 protections principales de distance Cette section traite le calcul des paramètres des relais de protection de distance associés à chaque travée ligne ‘Dans l'exemple étudié ligne 220Kv central el oued – tougert ‘, En règle générale, les lignes 220 kV sont pourvus des protections, les relais et les fonctions suivantes: * protection principale de distance (21) avec blocage d'oscillation de puissance (PSB), protection SOTF , protection de défaillance d'un fusible (VTS) * Réenclenchement automatique (79) avec contrôle de synchronisme (25); * protection secours directionnelle max/i et E/F (67/67N) *protection contre les défaillances de disjoncteur (50BF).
V. 3. 2 .1 Description générale de la protection de distance V. 3. 2 .1 -1 Types de relais La protection principale de distance des lignes (21) mesure la distance du défaut en termes d'impédance ou la réactance, selon le type de relais. Les relais de protection de distance prévue à chaque extrémité de la ligne. * Vous apprendrez dans notre étude deux types de dispositifs de protection de ligne : -protection de distance constructeur SIEMENS sérié SIPROTEC 4 7SA6 - protection de distance constructeur ABB .
2-Protection de distance 7SA6 [59] [60]: 1 Description des caractéristiques :
L’appareil SIPROTEC 7SA522 est un relais de protection à distance pour les lignes de transmission d’énergie. Le présent relais assure toute la gamme de protection de distance et dispose de l'ensemble des fonctions de protection normalement nécessaires à la protection d'une ligne électrique. Le relais s’utilise pour le déclenchement rapide et sélectif de défauts dans les câbles de transmission et de travées et les lignes aériennes avec ou sans lignes de compensation de condensateurs série. Le point neutre du réseau peut être solide ou mis à la terre (résistance contre terre), mis à la terre par voie inductive via bobine Peterson ou isolé. Il est approprié pour les
applications à déclenchement
monophasé et triphasé avec et sans courbes de protection à distance. Il comprend plusieurs fonctions de protection normalement nécessaires à la protection des lignes de transmission. • Temps de déclenchement rapide . • Approprié pour les câ bles et lignes aériennes avec ou sans compensation de condensateurs série . • Réenclenchement automatique en cas de présence de détection de pompage des fréquences jusqu’à 7 Hz . • Communication numérique entre relais pour un système de deux ou trois po stes • Réenclencheur automatique ajustable (ADT)
Figure V.5 : SIPROTEC 4 7SA522 protection de relais de distance
2- Commande locale :
Toutes les actions de l'opérateur peuvent être exécutés et les informations affichées via une approche intégrée Interface utilisateur
Figure V.6 : 'interface de SIPROTEC 4 7SA522 1-Sur l'écran LCD, station et le dispositif sous forme de texte dans différentes listes.
d'information
peut
être
affichée
Fréquemment informations affichées comprennent des valeurs analogiques mesurées, l'information binaire sur l'état de l'appareillage de commutation et le dispositif, protection d'informations, des indications générales et les alarmes. 2-14 LED programmables (configurables) sont utilisés pour afficher plante ou informations sur le périphérique.
Les LED peuvent être étiquetés conformément aux exigences de l'utilisateur. Une LED réinitialise clés réinitialisation des LED. 3- RS232 Interface opérateur.
4- 4 touches de fonction configurables permettent l'utilisateur d'exécuter des actions
fréquemment utilisées simplement et rapidement. Les applications typiques incluent des sauts à certains points dans l'arborescence du menu pour afficher les valeurs mesurées opérationnels, ou à l'exécution de fonctions automatiques telles que: "Utiliser le disjoncteur". 5- Touches numériques pour la saisie de données facile 6- Touches de navigation Fonction 3- Présentation du SIPROTEC 7SA522:
Cette protection numérique comporte généralement les fonctions suivantes : • Protection de distance (avec logique de fusion fusible, anti-pompage, téléprotection) • Logique d’enclenchement sur défaut. • Protection non directionnelle à maximum de courant phase et résiduel (configurable au choix : indépendante de la protection de distance ou de secours en cas de fusion fusible) • Réenclencheur. • Fonction synchro-check. • Protection complémentaire. • Module logiciel (conception de fonctions logiques). • Localisateur de défaut. • Perturbographe. • Enregistreur d’évènements.
Figure V.7 : Le schéma unifilaire de fonction
ANSI code
Fonction de protection
21/21N
Distance protection
50N/51N 67N
Protection directionnelle de défaut de terre
50/51/67
protection de surintensité
50 STUB
STUB-bus surintensité
68/68T
La détection d'oscillation de puissance / déclenchement
85/21
Téléprotection pour la protection de distance
27WI
Protection Weak-infeed
50HS
Protection SOTF
50BF
Protection contre les défaillances de disjoncteur
59/27
Protection Surtension / sous-tension
81O/U
Protection Over/under fréquence
25
Fonction synchro-check
79
Auto- Réenclencheur
74TC
Supervision du circuit de déclenchement (Trip circuit supervision)
86
Verrouillage Lockout (CLOSE command interlocking)
3- Fonctions de commande
L'appareil est équipé de
fonctions de commande qui permettent d’enclencher ou de
déclencher différent s organes de manœuvre via des touches du clavier, via l' interface système, via des entrées binaires et au moyen d'un ordinateur et du logiciel DIGSI 4.7 Pour pouvoir programmer et communiquer avec la protection 7SA6, on doit utilise le logiciel DIGSI 4.7 de SIEMENS [61] qu’y
est
un outil
graphique pour gérer des
composantes au sein des systèmes de protection SIEMENS ; Par la suite un autre le logiciel SIGRA 4 [62] nous assiste pour analyser et exploiter les enregistrements de défauts de votre réseau.
Figure V.8: Menu principal de DIGSI
V. 3. 2 .2 Principes de base des paramètres de protection de distance Vous dans notre étude calcule les valeurs de réglage pour les deux types de protection (principal 1 et 2 ) Pour la ligne HASSI MASOUAD 220 Kv CENTRAL EOD-TOG avec Caractéristiques de la ligne suivent :
Z directe de la ligne
=0,130+j0,400 Ω/km
Z homopolaire de la ligne =0,380+j1,150 Ω/km Longueur de la ligne =86,50 km
Figure V.8 line 220KV central eod – tog
V. 3. 2 .2 -1 critères de réglage de protection de distance a- Caractéristiques de la ligne:
LIGNE 220 kV CENT EOD-TOG:
Les valeurs des impédances retenues pour les réglages sont:
= + j = 0,130+j0,400 Ω/km Impédance homopolaire ligne: = + j =0,380+j1,150 Ω/km ⁄ = 3,667 Le coefficient de terre ligne : = Impédance directe ligne:
Type et section du conducteur
ALMELEC
S = 256 mm^2
-
Impédance directe totale de ligne :
̅ = j ………….. V.1 =L × (W/km).............................. V.2 L × (W/km)………….............. V.3 ̅ avec:
: rapporte d’impédance : résistance direct total (HT ) au primaire : réactance direct total (HT ) au primaire : L’impédance directe totale (HT) au primaire L : Longueur de la ligne.
-
Module Impédance Directe totale Zd de la ligne :
= (Rd²+Zd²)½ ................. V.5 =36,38 Ω valeur au primaire -Argument de l'impédance Directe Zd de la ligne :
Q= =72,00 -
Impédance homopolaire(HT):
̅ = j ………… V.5 = L x Ro (W/km).............................................. V.6 = L x Xo (W/km)............................................. V.7 ̅= ………………………………… V.8 ̅
avec:
: Réactance homopolaire total (HT) : Réactance homopolaire total (HT) ̅: L’impédance homopolaire directe totale (HT) L : Longueur de la ligne.
-
Module Impédance Directe Z0 de la ligne :
= (Ro²+Zo²)½………………… V.9 -
Argument de l'impédance Homopolaire Zo de la ligne :
………………….. V.10 Q= Q =71,71°
-
Impédance de charge de la ligne : 20%
Charge nominal de la ligne :
Ph-Ph
et
20% Ph-T
193,61Ωvaleur au primaire
-Charge maximum de la ligne :
=174,25 Ω valeur au primaire
= 47,52 Ω valeur au secondaire = (100%-20%) × ………………… V.21 ={ …………… V.22 ={
…………………………………. V.23
- -load_min=
- -load_min (°) = 31 Avec :
: résistance de charge minimal (ph-ph) : : résistance de charge minimal(ph-T) --load_min : l’angle de charge minimal 1- donnees technique de la ligne court adjacent :ligne 220 kv TOG-BRD Z directe de la ligne :
= 0,13 +j0,40 Ω/km
: impédance direct de ligne tog-brd Z homopolaires de la ligne :
= 0,38+j1,15Ω/km
: impédance homopolaire de ligne tog-brd Longueur de la ligne L=86,50 km Impédance directe totale
= ×L…………………………… V.24
-
̅ = ̅ = Module Impédance Directe de la ligne
{ -
Argument de l'impédance Directe
72,00 Impédance homopolaire totale
de la ligne
= ×L………………… V.25 ̅ = 32,87+j99,48 Ω valeur au primaire = 8,96+j27,13 Ω valeur au secondaire Avec :
: impédances directe de ligne EOD-TOG -
Module Impédance Homopolaire Zo de la ligne
= 104,77 Ω valeur au primaire = 28,57Ω valeur au secondaire
-
Argument de l'impédance Homopolaire Zo de la ligne
φ=71,71° b- Paramètres de configuration de la Protection de distance :
Tous les paramètres permettant l'affichage des valeurs sur la protection suivent le déroulement du menu de la protection telle qu'indiqué dans la documentation du constructeur. 2- Paramètres de la ligne:
Fréquence nominale =50 Hz Longueur de la ligne = 86.5 Km Tension nominale Un = 100 V Courant nominale In = 1 A
-
Rapport tension Ku = 220000/100 =2200 V
-
Rapport Transformateur de courant :
= 600/1=600 A (*) Les résultat à programmer sur la protection ramenés en basse tension en multipliant les grandeurs haute tension par le coefficient Kz
-
Rapport de transformation:
= / …………………… V.11
Avec :
: Rapport de TP (TT) : Rapport de TC 3- Impédances cartésiennes(BT):
= (HT) / …………………….. V.12 = (HT) /…………………….. .V.13 = (HT) /……………………. V.14 = (HT) / ………………… …V.15 = ………………… V.16 Avec :
: la résistance directe au secondaire :le réactance direct au secondaire : la résistance homopolaire au secondaire :le réactance homopolaire au secondaire -
Module impédance direct
= ( ²+ ²)½ ……………………… V.17 9,92 Ω valeur au secondaire -
Module Impédance homopolaire Z0 de la ligne :
= (²+ ²)½ ………………… V.18
Adaptation à la l'impédance de Terre :
RE/RL =
………………. V.19 RE/RL = 0,64
XE/XL =
…………… V.19 XE/XL = 0,63
Mod
………………. V.20 =√ 0,63
Avec K0 :facteur de terre Mod K0 : module facteur de terre
d- Paramètres de surveillance pour la protection de distnce:
-
Réglage des zone 1 et zone 2:
Pour la zone 1, le réglage adopté selon EDF est: Z(1) = 0.8 Zd.
Dans cette étude va choisir
80,0%
de Z Ligne
Z(1) = R(1) + j X(1)............................... V.26
= 80% × ……………........ V.27 =80% × ............................. V.28 avec :
=: résistance direct de zone 1 : Réactance direct de zone 1 : Impédance direct de zone 1 = ⁄………………….. V.29
-
Réglage de zone 2 :
- La zone 2 doit couvrir la totalité de la ligne pour assurer une selectivité correcte sous n'importe quelles conditions. Pour la zone 2, le réglage adopté selon EDF est Z(2) = 1.2 Zd Dans cette étude va choisir ZONE 2 : 100% de Z Ligne
+50%de Z Ligne Courte Adjacente
Z(2) = R(2) + j X(2)............................................................ V.30
+0.5× )……………………….. V.31 X(2) =( 1 × +0.5× )……………………….. V.32 R(2)=( 1 ×
Il faut éviter le recouvrement des 2ième stade dans le cas de 2 lignes successives Soit 2 lignes successives AB et BC, l'écart entre le 2ième stade bé AB et celle de BC vu par la protection en A doit être supérieur à 25% du 2ième stade de AB. Z(2)[AB] <= 0.8 (Zd [AB]+ k Z(1) [BC])...................... V.32 k: c'est un facteur pour tenir compte de l'augmentation de l'impédance "vue" par la protection à cause d'une injection par la puissance.
-
Réglage de la zone 3:
La limite de la mise en route aval doit évidament se situer au déla de la limite de la deuxième zone: Z(3) >= Z(2)
Pour la zone 3, le réglage adopté selon EDF est Z(3) = 1.3 Z(2)
Dans cette étude va choisir : 100%de Z Ligne
+100%de Z Ligne Longue Adjacente
Z(3) = R(3) + j X(3).............................................. V.33
+1× )………………… V.34 X(3)= ( 1 × +1× )………………….V.35 R(3)= ( 1 ×
Note : La valeur de résistance de défaut - terre (RR et RRE) On choisit D'après le type de constricteur Avec: RR: portée résistance pour chaque zone en présence d'un défaut polyphasé. RRE: portée résistance pour chaque zone en présence d'un défaut à la terre.
-
Réglage de la mise en route:
Calcul de la portée réactance maximale aval de la mise en route X+A:
X-A serait confondu avec Z(3). La contrainte pour la détermination de la réactance maximale sera de ne détecter des défauts d'un autre Niveau de tension, c'est à dire de ne dépasser un transfo situé à l'autre extrémité de la ligne. Soit compte tenu des diverses imprécisions et erreurs de mesure: ±10 % dans la détermination de l'impédance réelle de l'ouvrage à protéger Zd. ±20 % dans la détermination de l'impédance réelle du transfo Zd (TR) . ±15 % dans la mesure de l'impédance en 3ième zone. Les conditions à vérifier sont : 1.15 X+A <= 0.9 Xd+0.8 Xd (TR) ……………… V.36 X+A<= (0.9 Xd + 0.8 Xd (TR))/1.15............... V.37 Avec: X+A: portée en réactance côté aval dans la caractéristique d'impédance. Xd (TR) : impédance du transformateur Cette condition nécessité le calcul de l'impédance du transformateur dans le poste opposé L'impedance du transformateur est:
Xd (TR) = (Ucc% x Un²)/S………………………V.37 N.B: On doit choisir la valeur de Xd(TR) la plus contraignante. - Dans cette étude va choisir : On choisit X+A à la même valeur que pour X(3). (Voir équation) X+A = X(3). …………………………………………………………. V.38
X(3) : Réactance direct totale de zone 3
Calcul de la portée amont mise en route X-A:
La zone amont des protections de ligne 66 kV ne doit pas détecter les défaut sur les côtés secondaires des transformateurs 66/220kV. 1- Zone amont des protections est destinée à détecter uniquement les défauts sur les barres du poste. Elle pourrait donc, en principe, être réglée à une valeur trés faible. En réalité, un réglage trop court conduirait à un mauvais fonctionnement de la protection pour la raison suivante. Un défaut résistant en aval proche du poste, en supposant une mesure entachée d'erreur, pourrait être vu dans le plan d'impédance (R,X) en (1) et ne pas être éliminé en première zone par la protection. Pour qu'un tel type de défaut soit détecté, il faut que la limite de zone amont soit telle que: XB >= (Tan(27)) RA XB >= RA / 2
2- Afin de ne détecter un défaut sur les secondaires transfo du poste par les protections des distances, il fau avoir selon EDF: 1.15 XB < 0.8 Xd (TR) XB<= 0.8 Xd (TR) / 1.15
Avec: XB: portée en réactance côté amont dans la caractéristique d'impédance. - Dans cette étude va choisir: On choisit X+A à la même valeur que pour X(4)
X-A = X(4)……………………………………………………… V.39 X(4) : Réactance direct totale de zone 4 Réglages des Temporisations pour la protection de distance:
Temporisation du 1èr stade: Selon EDF, les premiers stades das protections distance sont instantanés T1= 0 s Temporisation du 2ième stade: Selon EDF, nous allons adopter : T2 = 0,35 s
Temporisation du 3ième stade: Selon EDF, le troisième échelon de temporisation T3 sera choisi égale à 1.5 secondes soit: T3 = 1,5 s Temporisation de la mise en route: Selon EDF, l'echelon de temporisation de mise en route est é gale à 2 secondes soit: TMR= 2 s e- Réglages des seuils de tension pour le synchrocheck:
Le critère de la présence tension ligne (PTL) et de la présence tension barres (PTB) est: 70 % Vn = 44 V. Nous allons choisir: PTL = 44 V PTB = 44 V Le critére de l'absence tension ligne (ATL) et de l'absence tension barres ( ATB) est: 20% Vn = 12.7V . Nous allons choisir: ATL =12,7 V ATB =12,7 V -La valeur de la tension différentielle entre les tensions ligne et barres est choisie égale à : Tension Différentielle = 25 V -La valeur de l'ecart de phase entre les tensions ligne et barres est choisie égale à : Phase ( VB - VL ) = 30 ° -La valeur de l'ecart de fréquence entre les tensions ligne et barres est choisie égale à : Frequence( VB - VL ) = 0,2 Hz Le temps de supervision vaut :Ts = 2 s Programmation de choix de la phase de référence tension barres : Phase S
III-3-3 le calcule numérique de protection de
PROTECTION PRINCIPAL DE DISTANCE 1 TYPE ABB REL 670
-
Mode de téléprotection : accélération de deuxième stade
Les Calcul numérique des zones : Poste : EOD Ligne vers : TOG Longueur de la ligne 86.50 Km
- Zone1 :80% de Z Ligne Impédance directe Z(1) ( Voir les équations V.26, V.27, V.28 ): X1
=
7,55 Ω valeur au secondaire
= 27,68 Ω valeur au primaire R1
=
2,45 Ω valeur au secondaire
=
9,00 Ω valeur au primaire
VALEUR A AFFICHER X1
27,68
R1
9,00
Impédance homopolaire Z0 ( Voir les équations V.26, V.27, V.28 ): 21,70 79,58 7,17 26,30
X01= R01=
Ω Ω Ω Ω
Valeur au secondaire valeur au primaire valeur au secondaire valeur au primaire
VALEUR A AFFICHER
X01
79,58
R01
26,30
Résistance de défaut
) +0.5× RFPE1 : (0.8× ) +0.5× + + RFPP1= (0.8×
RFPP1= RFPE1=
3,82 14,00 12,68
Ω Ω Ω
valeur au secondaire valeur au primaire valeur au secondaire
Ω
46,50
VALEUR A
valeur au primaire
AFFICHER RFPP1 7,00 RFPE1 28,59
Temporisation du 1èr stade: T= 0 sec
-
ZONE 2 : 100% de Z Ligne
+ 50% de Z Ligne Courte Adjacente
Impédance directe Z(2) :(Voir les équations V.29, V.30, V.31)
Ω Ω Ω Ω
14,15 51,90 4,60 16,87
X2 = R2=
valeur au secondaire valeur au primaire valeur au secondaire valeur au primaire
VALEUR A AFFICHER
X2
51,90
R2
16,87
Impédance homopolaire Z0 : (Voir les équations V.29, V.30, V.31)
X02= R02=
40,69 149,21 13,45
Ω Ω Ω
valeur au secondaire valeur au primaire valeur au secondaire
Ω
49,31
valeur au primaire
VALEUR A AFFICHER X02
149,21
R02
49,31
Résestance de défaut
) +(50× 0.5× …………….. RFPE2 100× ) +(50× + + ……….. RFPP2= (100×
RRPP2 = RRPE2 =
5,96 21,87 14,83 54,37
Ω Ω Ω Ω
valeur au secondaire valeur au primaire valeur au secondaire valeur au primaire
VALEUR A AFFICHER
RFPP2 10,93 RFPE2 33,43 Temporisation du 2ième stade:
T=
0,3
sec
Zone 3 : 100% de Z ligne +50% de Z ligne longue adjacent X3 = Ω 18,38 Impédance Z(3) :(Voir les équations V.32, V.33, V.34)
valeur au secondaire
directe
67,40 5,97 21,91
R3 =
Ω Ω Ω
valeur au primaire valeur u secondaire valeur au primaire
VALEUR A AFFICHER
X3
67,40
R3
21,91
Impédance homopolaire Z0 : (Voir les équations V.32, V.33, V.34)
X03 = R03 =
40,69 149,21 13,45 49,31
Ω Ω Ω Ω
valeur au secondaire valeur au primaire valeur au secondaire valeur au primaire
VALEUR A AFFICHER
X03
149,21
R03
49,31
Résistance de défaut
) +(50× 0.5× …………….. RFPE2 = (100× ) +(100× + + RFPP2= (100×
RRPP3 = RRPE3 =
7,34 26,91 16,20 59,41
VALEUR A AFFICHER
Ω Ω Ω Ω
valeur au secondaire valeur au primaire valeur au secondaire valeur au primaire
RFPP3 13,45 RFPE3 36,52
Temporisation du 3ième stade:
T=
-
Sec
1,5
ZONE 4 : (Voir équation ): 30%
de Z Ligne
Impédance directe Zd 1 = 2,83 10,38 0,92 3,37
X4 = R4 =
Ω Ω Ω Ω
valeur au secondaire valeur au primaire valeur au secondaire valeur au primaire
VALEUR A AFFICHER X4
10,38
R4
3,37
Impédance homopolaire Z0 :
X04 = R04 =
8,14 29,84 2,69 9,86
Ω Ω Ω Ω
valeur au secondaire valeur au primaire valeur au secondaire valeur au primaire
VALEUR A AFFICHER
X04
29,84
R04
9,86
Résistance de défaut
× …………….. ×…………….. RFPE4= RFPP4=
Ω Ω Ω Ω
1,43 5,25 4,76 17,44
RRPP4 = RRPE4 =
valeur au secondaire valeur au primaire valeur au secondaire valeur au primaire
VALEUR A AFFICHER RFPP4 2,62 RFPE4 10,72
Temporisation de le 4iéme stade
T
2,5
sec
* Les valeurs entrées pour le dispositif (le valeurs a afficher) est la valeur secondaire, Dans certains dispositifs s'appuyer sur la valeur secondaire de l'impédance pare exemple micom Mais il existe d'autres dispositifs reposent sur la valeur la secondaire de réactance SIMENCE .
PROTECTION PRENCIPAL 2 TYPE SIEMENS 7SA513 2 (Voir équation ): :
Mode télé protection :
- Fonctionnement en 2 stades naturels
Réglage des zones (impédance)
Zone 1 : 80% de Z de ligne Zone2 :100 % de Z de ligne + 50 % de Z de ligne courte adjacente Zone3 : % de Z de ligne + 50 % de Z de ligne longue adjacente
Calcule de réglage des zones
Poste : EOD Ligne vers : TOG Longueur de la ligne 86.50 Km -Zone 1(Voir équation ): X1 = R1 =
7,55 27,68 2,45 9,00
Ω Ω Ω Ω
VALEUR A AFFICHER
X1 =
7,55
Temporisation du 1èr stade:
valeur au secondaire valeur au primaire valeur au secondaire valeur au primaire
T
0,0
sec
Résistance de défaut RR1=R(1) +
…………………….
RRE1=R(1) + RR1= RRE1=
+ ………….. 3,82 14,00 14,73 54,00
Ω Ω Ω
valeur au secondaire valeur au primaire valeur au secondaire valeur au primaire
VALEUR A AFFICHER RR1 =
3,82
RRE1 = 14,73
Ω Ω
Zone 2 Impédance directe Z 2(Voir équation ): = 12,82 47,00 4,17 15,28
X2 = R2 =
X2 =
Ω Ω Ω Ω
valeur au secondaire valeur au primaire valeur au secondaire valeur au primaire
12,82
Résistance de défaut
) RR2= R(2) + + RR2=R(2)+(0.5×
RR2 RRE2
5,53 20,28 16,44 60,28
Ω Ω Ω Ω
valeur au secondaire valeur au primaire valeur au secondaire valeur au primaire
VALEUR A AFFICHER RR2 =
5,53
RRE2 =
16,44
- Temporisation du 2ième stade:
T
0,5
Zone 3 Impédance directe Z 3 (Voir équation ):= X3 = R3 =
27,33 100,20 8,88 32,57
Ω Ω Ω Ω
valeur au secondaire valeur au primaire valeur au secondaire valeur au primaire
VALEUR A AFFICHER
X3 =
27,33
Ω
Résistance de défaut
) RRE3 =R(3) + + RR3=R(3)× (0.5 ×
RR3 RRE3
10,25 37,565 21,15 77,565
Ω Ω Ω Ω
VALEUR A AFFICHER
valeur au secondaire valeur au primaire valeur au secondaire valeur au primaire
sec
RR3 =
10,25
Ω
RRE3 = 21,15
Ω
Temporisation du 3ième stade: T
sec
1,5
Zone 4 : Impédance directe Z 4 (Voir équation ):= 2,83 10,38 0,92 3,37
X4 = R4=
Ω Ω Ω Ω
valeur au secondaire valeur au primaire valeur au secondaire valeur au primaire
VALEUR A AFFICHER X4 =
2,83
Ω
Résistance de défaut
× RR1……………………. × RRE1………………. RRE4= RR4=
1,43 5,25 5,52 20,25
RR4 = RRE4 =
Ω Ω Ω Ω
VALEUR A AFFICHER
RR4 =
1,43
RRE4 = 5,52
valeur au secondaire valeur au primaire valeur au secondaire valeur au primaire
Temporisation du 4ième stade: T
2,5
MISE EN ROUTE – DEMARRAGE (Voir équation ):
X+A (Côté Aval) = 19,30
Ω
valeur au secondaire
70,77
Ω
valeur au primaire
15,06
Ω
valeur au secondaire
55,22
Ω
valeur au primaire
X-A (Côté Amont) = 0,62
Ω
valeur au secondaire
2,27
Ω
valeur au primaire
RA2 (Côté Amont) = 3,55
Ω
valeur au secondaire
13,00
Ω
valeur au primaire
29,73
Ω
valeur au secondaire
RA2 (Côté Aval)=
RA1
(Charge) =
109,03 Ω
Angle (Charge) =
37
valeur au primaire
Deg
Avec : X + A (réactance de démarrage en aval ) X - A (réactance de démarrage en amont)
Les calculs des zones de mesures sont résumes dans le tableau suivant :
Centrale eod: départ vers central tog L (km) Zd Kz TYPE DE Kt PROTECTION Ω/KM Z0
Ω/KM 85.5
3.7
PROTECTION
36.38
0.63
REL 670
ZONE1 Z1 Z01 RREP RFPE1 T1
ZONE2 Z2 Z02 RREP RFPE2 T2
ZONE 3 Z3 Z03 RREP RFPE3 T3
ZON4 Z4 Z04 RREP RFPE4 T4
P1
104.77 PROTECTION
P2
7SA612
Tableau V.5- Programmation des zones de mesure
V.6 Conclusion Afin de surveiller une poste connectée en antenne à une ligne HTB, nous avons optés par l’installation d’un nouveau mode de protection : Basé sur deux équipements de protection en redondance et de technologies différentes : le relais numérique SIPROTEC 7SA612 du constructeur SIEMENS et le relais numérique REL316* 4 de ABB. Cette proposition (Matériels d’essais, détaillée au chapitre VI.
Simulations,
Résultats, Validation etc. sera
