Chap7 - Protection de Distance MiCOM P444 [PDF]

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Formation sur les Relais de Protection:

Chapitre 7 : Protection de distance MiCOM P444 ²

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Volume fonctionnel

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FONCTION DISTANCE

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Zone 1 Les éléments de zone 1 de la protection de distance doivent être réglés pour couvrir le plus possible la ligne protégée, permettant un déclenchement instantané pour autant de défauts que possible. Pour une application à portée réduite, la portée de la zone 1 doit être réglée pour tenir compte d’erreurs de portée étendue possibles (TP, TC, données imprécises sur l'impédance de la ligne...) Recommandation: Impédance de la zone 1 = 80 - 85% de l’impédance de la ligne protégée, (impédance directe de la ligne) Portée étendue = impédance supérieure à Zligne.

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Zone 2 Les éléments de zone 2 doivent être réglés pour couvrir 20% de la ligne non couverte par zone 1. La portée de zone 2 (Z2) doit être réglée supérieure à 120% de l’impédance de la ligne protégée. Une contrainte est que, dans la mesure du possible, la zone 2 ne dépasse pas la portée zone 1 de la protection de la ligne adjacente. Lorsque ce n’est pas possible, il est nécessaire de chronométrer les éléments de la zone 2 des protections sur les lignes adjacentes. C'est pour cette raison que la portée zone 2 doit être réglée pour couvrir 50% de l’impédance de la ligne adjacente la plus courte, si possible. Lorsque des éléments de défaut à la terre Zone 2 protègent des lignes parallèles, il faudra tenir compte des effets de couplage mutuel homopolaire. Le couplage mutuel aura comme conséquence de rapprocher les éléments de mesure lors d'un défaut à la terre en Zone 2. Pour assurer une couverture adéquate, un réglage de portée étendue peut être requis. Page 5

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Zone 3 Les éléments de zone 3 sont normalement utilisés pour fournir la protection de secours des protections des lignes adjacentes. La portée de la Zone 3 (Z3) est pour cette raison réglée à environ 120% de l’impédance combinée de la ligne protégée et de la plus longue ligne adjacente. On peut être amené à régler une impédance de surveillance plus élevée pour tenir compte des injections de courant dans la ligne adjacente.

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Zones p et q Les zones p et q sont des zones dont le directionnel est inversable. Le réglage choisi pour la zone p(q), si utilisée, dépendra de son application. Les applications typiques incluent son utilisation comme • zone temporisée ou comme • zone de protection de secours amont pour les jeux de barres et les transformateurs. L’utilisation de la zone p(q) comme zone de protection aval additionnelle peut être requise par certains utilisateurs pour s’aligner sur n’importe quelle pratique existante utilisant plus de trois zones aval de protection de distance.

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Zone 4 L’élément de zone 4 constitue une protection de secours pour les défauts du jeu de barres local avec une portée réglée à 25% de la zone 1 d’une ligne courte (< 30 km) ou à 10% de la zone 1 d’une longue ligne. Le réglage de la zone 4 satisfait aussi dans ce cas aux spécifications relatives au déclenchement, au réenclenchement lors d’un enclenchement sur défaut. Là où la zone 4 est utilisée pour les décisions directionnelles amont dans les schémas à verrouillage ou de portée étendue et autorisation, cette zone 4 doit avoir une portée bien plus en amont de l'équipement que la zone 2 de la protection opposée. Ceci peut être accompli en réglant : Z4 ((portée zone 2 protection opposée) x 120%) diminuée de l’impédance de la ligne protégée.

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Caractéristique Micom défauts Phase-Phase

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Défauts biphasés et triphasés

La tension de référence est enregistrée en mémoire lorsque le défaut apparaît. Quand le défaut est éliminé, cette valeur demeure valide pendant 10 secondes. Si un réenclenchement se produit pendant ces 10 secondes, le directionnel est calculé d'après la valeur en mémoire. S'il n'y a pas de valeur de tension en mémoire (enclenchement sur défaut) alors qu'au moins une des boucles converge dans la caractéristique de mise en route, le directionnel est forcé aval et le déclenchement est instantané.

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Caractéristique Micom Défaut Phase-Terre

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Défauts Monophasés

La tension de référence est enregistrée en mémoire lorsque le défaut apparaît. Si un défaut apparaît moins de trois périodes après le démarrage du réenclencheur, la tension mémorisée est toujours une référence valide et elle est utilisée pour calculer la direction du défaut. Si aucun défaut n'apparaît pendant les trois périodes qui suivent le démarrage du réenclencheur, la tension de référence utilisé est la tension d'une des phases saines. Si le défaut apparaît au cours d'un cycle de réenclenchement ou si un réenclenchement se produit, la valeur de la tension mémorisée reste valide pendant 10 secondes. Si une tension mémorisée n'existe pas (enclenchement sur défaut) lorsqu'une ou plusieurs boucles sont convergentes dans la caractéristique de mise en route, la directionnelle est forcée aval et le déclenchement est instantanée.

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SCHÉMAS DE TELEACTION

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PRA Z2 (Portée Réduite et à Autorisation Zone 2)

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PRA Aval (Portée Réduite et à Autorisation Aval)

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PEA Z2 (Portée Etendue et à Autorisation Zone 2)

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PEA Z1 (Portée Etendue et à Autorisation Zone 1)

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PEV Z2 (Portée Etendue et à Verrouillage Zone 2)

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PEV Z1 (Portée Etendue et à Verrouillage Zone 1)

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Inversion de courant

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Logique déverrouillage : Perte de fréquence de surveillance (ou "de garde") Ce mode d’utilisation est spécifié lorsque la téléaction s’effectue par courant porteurs sur la ligne. Lorsque la ligne protégée est saine, un signal HF de garde est émis entre les deux extrémités afin de vérifier que le canal de transmission est en service. Lorsqu’un défaut survient sur la ligne et qu’un signal à autorisation doit être transmis la fréquence du signal est modifiée pour une autre valeur. ÞLa protection de distance reçoit soit la "fréquence de garde" soit la "fréquence de déclenchement" mais jamais les deux ensemble. La ligne de comm peut contenir le défaut. Le défaut de ligne risque d’atténuer le signal pour certains types de défauts avec la conséquence d’une non-réception de la téléaction. => quand la "fréquence de garde" a disparu et que la "fréquence de déclenchement" n’est pas apparue, l’équipement ouvre une fenêtre de temps (150ms) durant laquelle il sera élaboré une information comme si un signal d'autorisation avait été reçu.

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Logique déverrouillage : Déverrouillage L’équipement de téléaction utilisé est tel que les messages de téléaction/données sont continuellement transmis à travers le canal, lorsque ce dernier est en service. Pour qu’un signal de déclenchement à autorisation soit envoyé, l’information additionnelle est contenue dans la téléaction (par exemple un bit de déclenchement est réglé), tel que la téléaction et le déclenchement à autorisation sont normalement reçus ensemble. Dans le cas de perte de la porteuse à n’importe quel instant, l’équipement va ouvrir une fenêtre de temps pendant lequel le déverrouillage de la protection sera effectué.

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SOTF Mode enc/Réenc

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Anti-pompage Détection de pompage Le phénomène de pompage est dû à un déséquilibre du réseau lors d'une brusque variation de charge. Il peut se traduire par une désynchronisation des deux sources équivalentes de part et d'autre de la ligne protégée. La figure 15 illustre les caractéristiques du pompage. Oscillation stable – même signe de la résistance Oscillation instable (perte de synchronisme) – signe de la résistance opposé

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Paramètres anti-pompage Inhibition anti-pompage par: -In courant homopolaire -I1 courant inverse -Imax courant max pour défaut tri L’anti-pompage peut être activer pour la perte de synchro et/ou un pompage stable

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Protection homopolaire (directionnelle ou non) La protection contre les défauts à la terre comporte les éléments suivants : • Élément IN> - Comparaison directionnelle contre les défauts à la terre • Élément IN>1 - Protection directionnelle ou non-directionnelle, temps constant (DT) ou inverse (IDMT). • Élément IN>2 - Directionnel ou non directionnel, temporisation à temps constant ou inverse. • Élément IN>3 - Directionnel ou non directionnel, temporisation DT. • Élément IN>4 - Directionnel ou non directionnel, temporisation DT. L’élément IN> peut seulement être employé en tant que partie d’un schéma de téléaction. Tous les éléments ampèremétrique contre les défauts à la terre fonctionnent à partir d’une quantité de courant résiduel dérivée par l'équipement de la somme des trois courants de phase.

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Protection directionnelle de terre DEF à téléaction Seuil V> = tension résiduelle minimum pour laquelle la décision directionnelle est validée. Tension < seuil V> = blocage décision directionnelle = pas de dclt par schéma de téléaction.

Le seuil V> est réglé plus haut que la tension résiduelle du réseau protégé pour éviter le fonctionnement lors d'un déséquilibre typique du réseau électrique et des erreurs des transformateurs de tension. Dans la pratique, l’erreur normale admise dans un système sain est de 1% en tension homopolaire (1% par TP de phase) soit donc 3% en grandeur résiduelle. Cela peut aboutir à une erreur totale égale à 5% de la tension phase-neutre, bien qu’un réglage entre 2% et 4% soit typique. Sur les réseaux à neutre très résistant ou à neutre isolé, les réglages peuvent atteindre respectivement 10% ou 30% de la tension phase-neutre.

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Directionnalité

Lorsque les grandeurs inverses sont utilisées le seuil V> se transforme en détecteur de tension inverse Vi>. L’angle caractéristique de la protection à comparaison directionnelle est fixé à -14°, utilisable avec mise à la terre directe ou par résistance.

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Schéma DEF à autorisation

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Schéma DEF à verrouillage

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Protection surcharge thermique Pour les lignes et câbles :

Tau se règle en minutes

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Protection surcharges thermique (2) Pour les transformateurs :

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Protection surcharge thermique Valeur usuelle constantes de temps

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Protection voltmétrique

4 seuil disponibles (min et max) Possibilité de choisir tension Phase-Terre ou Phase-Phase

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Contrôle synchronisme Contrôle tension

Contrôle réenclenchement: lors d’un réenclenchement triphasé, réenclenchement possible sur live-dead, dead-live, live-live Contrôle fermeture manuelle: lors d’une fermeture manuelle, réenclenchement possible sur live-dead, dead-live, live-live Paramètres à verifier lors d’un synchrocheck: diff tension, diff fréquence et déphasage tension

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Réenclencheur

Tempo de blocage = temps de récupération après une refermeture Tps de discrimination = Temporisation de sélectivité ("Tps de discrim.") lancé lors d’un déclenchement mono. Si déclenchement (interne ou externe) pendant temporisation de sélectivité ("Tps de discrim."), le cycle ARS rapide monophasé est désactivé et remplacé par le cycle ARS rapide triphasé si celui-ci est activé. Si réenclenchement triphasé impossible, l'équipement provoque le déclenchement triphasé et le réenclencheur est bloqué Fenêtre Inhibition = temps d’attente de l’information DJ opérationnel pour réenclenchement

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Configuration Entrée Opto

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PSL

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Logique programmable L’équipement intègre des schémas logiques programmables (PSL) - un PSL par groupe de réglages activé (au maximum, 4 groupes de PSL peuvent être affectés à l'équipement). L'objet de cette logique est multiple, notamment : • Routage des entrées logiques, des contacts de sortie de l'équipement et des LED programmables ; • Conditionnement des signaux de sorties (temporisation d'aller / retour, verrouillage ou autoréinitialisation) ; • Sélection des signaux de démarrage d’un enregistrement de défaut (perturbographie) ; • Génération de la logique de configuration spécifique au client grâce à l'utilisation de l'éditeur de PSL intégré au logiciel de support MiCOM S1.

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Programmation des entrées Entrées programmées dans Libellés Entrées

Paramètres internes protection

Informations GOOSE

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Programmation des sorties

Paramètres internes protection

Démarrage perturbographie

Sorties

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