Comparaison des systèmes de protection utilisés dans les réseaux électriques modernes

Principaux enseignements

• Le choix d'un schéma de protection commence par la détermination des grandeurs de défaut qu'un relais mesurera effectivement dans des conditions de défaut faible, résistif et à sources multiples.
• La protection différentielle, la protection de distance et la protection contre les surintensités répondent chacune à un problème de mesure différent ; leurs faiblesses apparaissent donc dans des conditions de défaut non idéales différentes.
• L'utilisation d'un modèle de réseau unique pour simuler la même perturbation sur plusieurs schémas de protection fournit une base plus claire pour le choix des protections de ligne que des études de réglages isolées.

Les schémas de protection doivent être comparés dans le cadre d'un même défaut, car des réglages qui semblent corrects sur le papier se comportent souvent très différemment lorsque l'intensité de la source, la résistance du défaut et la topologie varient.

Les résumés proposés dans les manuels sur la protection des réseaux électriques s’arrêtent souvent avant d’aborder les cas complexes. Il en résulte un fossé entre la compréhension du principe de fonctionnement d’un relais et la capacité à déterminer quel schéma de protection se déclenchera encore lorsque la puissance de la source diminue, que l’alimentation à distance augmente ou que le défaut se situe en aval d’une résistance. Une étude sur la fiabilité a recensé 1 697 coupures de ligne de transport sur l’ensemble du réseau électrique en 2023, ce qui montre à quel point la qualité de la protection et la disponibilité du réseau restent étroitement liées.

Pour faire le bon choix, il faut d'abord examiner ce que le relais mesure lors d'un défaut non idéal, puis tester ce même événement selon plusieurs schémas. Cela transforme la protection et le contrôle des réseaux électriques modernes en une comparaison technique et met en évidence des compromis que les fiches de réglages seules ne permettent pas de mettre en évidence.

La protection du réseau électrique isole les défauts avant que la stabilité ne soit compromise

La protection d'un réseau électrique détecte les courants ou tensions anormaux, identifie la zone touchée et déclenche le plus petit nombre possible de disjoncteurs nécessaires pour éliminer le défaut. Une bonne protection agit rapidement, garantit la sécurité en l'absence de défaut et maintient le service sur les parties saines du réseau.

Un défaut sur un bus illustre bien ce principe. Si la zone est correctement définie, les relais n’isoleront que le bus et les disjoncteurs connectés, tandis que les alimentations voisines resteront en service. C’est cela, la sélectivité en pratique. Il s’agit d’évaluer la rapidité, la sécurité, la fiabilité et l’étendue de la partie de l’installation qui est mise hors service.

La protection est également étroitement liée à la stabilité. Un déclenchement intempestif sur un axe de transport fortement chargé aggravera la chute de tension et mettra les générateurs à rude épreuve, tandis qu’un déclenchement inutile prive le réseau d’une capacité qui n’a jamais été affectée par un défaut. C’est pour cette raison que les ingénieurs considèrent la protection comme une fonction du système. Le principe de fonctionnement des relais a son importance, mais la zone protégée et les conditions de défaut attendues sont encore plus déterminantes.

Le choix des dispositifs de protection commence par l'analyse du comportement du courant de défaut

Le choix d’une protection commence par la détermination du courant réel que le relais devra supporter en cas de défaut minimal et maximal. L’intensité de la source, la résistance de défaut, la mise à la terre, l’alimentation à distance et les limites de l’onduleur sont autant de facteurs qui déterminent le seuil de déclenchement, l’amplitude et le temps de réponse. Si ces paramètres sont estimés à vue de nez, même un schéma bien connu risque de ne pas fonctionner correctement.

Vous avez besoin d'un scénario de défaut qui reflète le réseau que vous protégez. Une ligne de 230 kV dotée de deux terminaux puissants présentera un profil de courant différent de celui d'une ligne d'alimentation alimentée par un réseau faible et plusieurs ressources d'onduleurs. Le relais ne réagira pas à des hypothèses que vous n'avez pas modélisées. C'est pourquoi les études commencent par les cas d'exploitation.

• Estimer les valeurs minimales et maximales du courant de défaut au niveau de chaque borne protégée.
• Observez comment la mise à la terre modifie le courant et la tension de zéro-séquence.
• Prévoir une résistance aux défauts pour les défauts de phase et les défauts à la terre.
• Modélisation d'une alimentation à distance qui modifie la portée et la direction mesurées.
• Tester les coupures de source qui affaiblissent le courant de contribution.

Ces cinq contrôles vous permettront de déterminer quelles mesures restent fiables lorsque le système s'écarte des conditions nominales.

« La protection va de pair avec la stabilité. »

La protection contre les surintensités fonctionne mieux lorsque l'intensité de la source est prévisible

La protection contre les surintensités convient aux circuits dans lesquels le courant de défaut évolue de manière contrôlée et prévisible. Elle est simple, économique et facile à mettre en œuvre sur les réseaux radiaux. Ses limites apparaissent dès lors que l'on est confronté à des sources multiples, à une production variable ou à d'importantes fluctuations du courant de défaut disponible.

Une alimentation radiale alimentée par un seul transformateur de sous-station illustre bien le bon fonctionnement de la protection contre les surintensités. Les éléments de protection de phase et de terre, synchronisés dans le temps, permettent d’isoler les défauts en aval de manière séquentielle, le dispositif le plus proche se déclenchant en premier et le disjoncteur en amont servant de secours. Vous pouvez régler le seuil de déclenchement et le délai en toute confiance lorsque l’intensité de la source reste dans une fourchette étroite.

Des problèmes apparaissent lorsque cette ligne d'alimentation intègre une production décentralisée ou une deuxième source. Un défaut en extrémité peut produire moins de courant qu'un démarrage de moteur à proximité du poste électrique, tandis qu'une contribution inverse peut perturber la gradation. La mise en charge à froid et le courant d'appel du transformateur doivent également être maîtrisés. La protection contre les surintensités reste adaptée, mais uniquement lorsque l'amplitude du courant reste un signal fiable.

La protection différentielle réagit à un déséquilibre de courant au niveau des bornes

La protection différentielle compare le courant entrant dans une zone définie au courant qui en sort. Lorsque l'écart dépasse le seuil défini par la logique de limitation, le dispositif se déclenche en cas de défaut interne et limite le courant en cas de défaut externe. Il s'agit de l'une des formes de protection les plus sélectives qui soient.

Un transformateur, un jeu de barres ou une courte ligne de transport illustrent pourquoi les schémas différentiels sont appréciés. Un défaut d'enroulement à l'intérieur de la zone d'un transformateur entraînera un déséquilibre de courant manifeste, même lorsqu'une source faible limite le courant de défaut. Le relais n'a pas besoin d'estimer la distance. Il a besoin de courants aux bornes précis et d'une bonne isolation lors de défauts externes.

La précision est soumise à certaines conditions. La saturation d'un transformateur de courant lors d'un défaut traversant important peut imiter un déséquilibre interne, et le courant d'appel de magnétisation peut ressembler à un défaut si aucune contrainte n'est appliquée. Les longues lignes augmentent également la dépendance vis-à-vis des communications. La protection différentielle est la plus efficace lorsque la zone est dégagée et que la chaîne de mesure est bien gérée.

La protection à distance réagit à une variation de l'impédance apparente

La principale différence entre la protection différentielle et la protection à distance réside dans le fait que la protection différentielle compare les courants de limite à l'intérieur d'une zone définie, tandis que la protection à distance estime l'impédance entre une borne et le lieu du défaut. La protection à distance est adaptée aux lignes de transport d'électricité, car les mesures locales de tension et de courant permettent de déterminer l'emplacement du défaut sans avoir à comparer les courants aux bornes.

Une longue ligne aérienne constitue le cas de figure type. La zone 1 peut couvrir la majeure partie de la ligne protégée pour un déclenchement rapide, tandis que les zones 2 et 3 s’étendent vers l’extérieur avec un délai de temps à des fins de secours. Cela confère à la protection à distance un rôle concret sur les réseaux de transport d’électricité. L’impédance étant utilisée comme indicateur de localisation, les relations tension-courant déformées ont leur importance.

Les défauts à la terre à haute résistance peuvent sembler plus éloignés qu’ils ne le sont en réalité ; une alimentation à distance peut réduire la portée apparente, et une charge importante peut déplacer le point de fonctionnement vers une limite de déclenchement. Les variations de puissance et la compensation en série ajoutent encore à la complexité. La protection de distance reste utile, mais ses réglages de portée doivent faire l’objet d’une étude minutieuse dans le cas de défauts hors normes.

Les réseaux électriques modernes reposent sur des systèmes de protection adaptatifs associés à des dispositifs de commande

Les réseaux électriques modernes ont besoin de systèmes de protection capables de prendre en compte les changements de topologie, les courants de défaut limités par les onduleurs et les modes de fonctionnement qui évoluent en cours d'exploitation normale. Les réglages statiques restent importants, mais ils ne suffisent plus à eux seuls à couvrir tous les états plausibles. Les systèmes de protection doivent désormais refléter le comportement réel du réseau contrôlé.

Un micro-réseau qui fonctionne en connexion au réseau une heure, puis en îlotage l'heure suivante, illustre bien le problème. Le courant de défaut provenant des ressources équipées d'onduleurs est souvent plafonné et modulé par une logique de contrôle ; ainsi, un élément de protection contre les surintensités qui fonctionnait du côté du réseau peut devenir inefficace après le passage en îlotage. Les énergies renouvelables ont fourni 30 % de l'électricité mondiale en 2023, ce qui explique en partie pourquoi les études de protection consacrent désormais davantage de temps au comportement des sources non synchronisées.

La logique adaptative, la supervision directionnelle, les grandeurs de séquence négative et les réglages dépendants du mode sont autant d'éléments utiles. L'enjeu principal réside dans l'intégrité des mesures dans chaque état de fonctionnement. La protection et le contrôle se rejoignent désormais là où le relais doit interpréter un défaut à partir du comportement du convertisseur, des états de commutation et de la reconfiguration du réseau.

Les tests de simulation doivent reproduire un défaut dans chaque scénario.

Les essais de simulation donnent les meilleurs résultats lorsqu'un défaut identique est appliqué à plusieurs schémas de protection au sein d'un même modèle de réseau. Cette méthode permet de mettre en évidence ce que chaque principe de relais mesure réellement et comment chacun d'entre eux tombe en panne. Les fichiers de cas distincts masquent des compromis qui apparaissent clairement lorsque la perturbation reste constante.

Un cas de test utile consiste à simuler un défaut isolé sur une ligne de transport, situé à 80 % de sa longueur, avec une résistance de défaut de 40 ohms et une alimentation à distance faible. La protection contre les surintensités peut ne pas atteindre le seuil requis, la protection à distance peut détecter une impédance apparente supplémentaire, et la protection différentielle peut tout de même identifier le défaut interne si les mesures aux bornes restent cohérentes. Vous comparez ainsi la sensibilité, la sélectivité et la sécurité dans le cadre d’un seul et même incident.

Le logiciel SPS SOFTWARE est parfaitement adapté à ce type d'étude, car il permet aux ingénieurs d'intégrer des montages différentiels, à distance et de surintensité dans un même modèle modifiable, puis de simuler le même défaut sur chacun de ces schémas. Cela permet de mettre en évidence les compromis, tant pour les étudiants que pour les ingénieurs en activité. Un schéma ne devient convaincant qu'après avoir observé son comportement lorsque le défaut est difficile à détecter, résistif, éloigné ou faiblement alimenté.

Le choix d'une protection de ligne de transport dépend tout d'abord de la topologie des bornes

Le choix d'une protection de ligne de transport dépend tout d'abord du nombre de bornes alimentant la ligne et de la précision avec laquelle la zone protégée peut être délimitée. Les lignes à deux bornes, les lignes à dérivations, les câbles et les couloirs à source faible ne fournissent pas les mêmes informations au relais. Pour bien choisir un schéma de protection, il faut d'abord tenir compte de cette structure physique, puis préciser les réglages.

Une ligne aérienne à deux extrémités, avec des sources puissantes à chaque extrémité, se prête souvent à une protection différentielle ou à une protection de distance bien réglée. Une ligne de distribution dérivée comportant plusieurs points d’alimentation incite à opter pour des schémas qui restent sélectifs sur l’ensemble des chemins de courant de dérivation. Les câbles courts favorisent la protection différentielle, car la zone est compacte et les défauts internes devraient se résorber sans délai.

Ce jugement est plus utile que d'apprendre par cœur un catalogue de relais. Les ingénieurs bénéficient d'une meilleure protection lorsqu'ils comparent différents schémas face à un même défaut non idéal et laissent les mesures trancher. SPS SOFTWARE s'inscrit dans ce processus, car un même modèle de réseau permet de montrer pourquoi un schéma déclenche proprement alors qu'un autre hésite ou ne détecte pas le défaut. Une modélisation claire ne remplace pas le jugement de l'ingénieur. Elle l'affine.

« Un système ne devient convaincant qu’une fois que l’on a pu observer son comportement lorsque le défaut est délicat, résistif, distant ou mal alimenté. »