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Article

1 - GÉNÉRALITÉS

  • 1.1 - Performances fonctionnelles
  • 1.2 - Environnement climatique et électromagnétique
  • 1.3 - Technologie

2 - CLASSIFICATION DES PROTECTIONS

3 - INFLUENCE DES RÉGIMES TRANSITOIRES

  • 3.1 - Régimes transitoires créés par l’apparition de courts-circuits sur le réseau
  • 3.2 - Régimes transitoires au niveau des transformateurs de mesure

4 - PROTECTION DES OUVRAGES

5 - SYSTÈMES ET PLANS DE PROTECTION

6 - PROTECTIONS ET TÉLÉCOMMUNICATIONS

7 - RÉENCLENCHEMENT AUTOMATIQUE

  • 7.1 - Modes de réenclenchement
  • 7.2 - Applications pratiques

8 - CONCLUSION

| Réf : D4805 v1

Réenclenchement automatique
Protection des réseaux de transport et de répartition

Auteur(s) : Claude CORROYER, Pierre DUVEAU

Date de publication : 10 mars 1995

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Sommaire

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Auteur(s)

  • Claude CORROYER : Ingénieur de l’École Supérieure d’Électricité - Électricité de France Production Transport - Système Électrique et Production Régionale

  • Pierre DUVEAU : Ingénieur de l’École Supérieure d’Électricité - Direction de la Production et du Transport à Électricité de France - Unité Technique de l’Information

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INTRODUCTION

Cet article traite de la protection des réseaux à très haute tension (THT) et à haute tension (HT) contre les courts-circuits et les défauts d’isolement ; la protection contre les fonctionnements anormaux du système ProductionTransport-Distribution (pertes de synchronisme, baisse de fréquence, chutes de tension) est abordée, dans ce traité, dans l’article Réseaux de transport et d’interconnexion de l’énergie électrique. Fonctionnement et réglage [D 4 090] et ne sera pas reprise ici.

Les défauts sur les réseaux provoquent des perturbations affectant leur fonctionnement et la qualité d’alimentation de la clientèle (cf. article Protection des réseaux. Généralités Protection des réseaux- Généralités). Par exemple, un défaut mal éliminé sur le réseau THT de transport et d’interconnexion peut conduire à un incident de grande ampleur privant d’alimentation une partie importante du territoire alors que les défauts sur les réseaux de répartition HT entraînent des creux de tension ou des coupures brèves, voire des coupures longues, chez les clients.

Si le nombre de défauts dépend des caractéristiques des ouvrages, notamment de leur niveau d’isolement et de leur environnement, en particulier de leur exposition aux perturbations atmosphériques, la qualité de leur élimination est directement fonction des performances des systèmes et des équipements de protection.

Les protections sont donc un élément essentiel de l’équipement des réseaux dont le coût est à apprécier relativement à celui de l’ouvrage protégé et en fonction de la valorisation de la gêne des clients vis‐à‐vis des perturbations dues aux défauts.

Nota :

Les deux exemples qui suivent donnent un aperçu du coût relatif du contrôle-commande qui comprend non seulement les protections mais également les automates, les systèmes de commande et de surveillance, les relayages et les fileries associées.

  • Pour une ligne à 400 kV de 100 km à un circuit 2 × 570 mm2, le coût du contrôle-commande, hors réducteurs de mesure, représente de l’ordre de 1,5 % du coût de l’ouvrage, soit environ 1,5 MF aux conditions économiques de 1992.

  • Pour une ligne à 90 kV de 15 km à un circuit 228 mm2, dans les mêmes conditions que ci‐avant, le coût du contrôle-commande représente 4 % du coût de l’ouvrage, soit de l’ordre de 450 kF.

    Pour donner une idée de la valorisation de la gêne due aux perturbations, les valeurs indiquées dans le tableau 1 donnent des ordres de grandeur, couramment utilisés dans les études de développement et de renforcement des réseaux, du coût moyen pour Électricité de France (EDF) du kilowattheure non fourni suivant le type de coupure.

    Les performances et contraintes imposées aux protections par les différents types de réseaux sont précisées dans le paragraphe 1.

    Ensuite, après une présentation de la classification des protections couramment admise au plan international, paragraphe 2, et un rappel sur l’influence des régimes transitoires sur le comportement des protections au paragraphe 3, on décrit, paragraphes 4 et 5, les principes fondamentaux mis en œuvre dans les équipements de protection les plus fréquemment utilisés, les différents types d’équipements de protection ainsi que les différents modes d’association de ces équipements en systèmes et en plans afin d’obtenir les performances désirées.

    Le paragraphe 6 donne des indications sur les systèmes de télécommunications associés aux protections.

    Enfin, le paragraphe 7 est consacré au réenclenchement automatique, complément indispensable des protections.

    Dans cet article, en conformité avec le langage courant, nous conserverons les notations THT (225 et 400 kV) et HT (63 et 90 kV) bien que la dénomination actuelle (UTE C 18-510) soit HTB pour toutes les tensions supérieures à 50 kV.

    Nota :

    Le lecteur pourra se reporter aux autres articles de la rubrique Protection et automatisation des réseaux :

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DOI (Digital Object Identifier)

https://doi.org/10.51257/a-v1-d4805


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7. Réenclenchement automatique

L’idée de remettre en service automatiquement une ligne qui a été affectée d’un défaut est très ancienne. Elle est venue du constat que la grande majorité des défauts sur les lignes sont fugitifs [1].

Grâce au réenclenchement automatique, le réseau retrouve rapidement, sans intervention humaine, son intégrité et sa sécurité de fonctionnement, et les éventuelles coupures de clientèle sont réduites.

7.1 Modes de réenclenchement

Les différents modes de réenclenchement se distinguent par :

  • le nombre de phases déclenchées et réenclenchées ;

  • le délai au bout duquel le réenclenchement est ordonné.

HAUT DE PAGE

7.1.1 Distinction par le nombre de phases déclenchées

  • Réenclenchement triphasé

    Les trois phases sont déclenchées et réenclenchées quelle que soit la forme du défaut.

    Ce mode de réenclenchement a l’avantage de la simplicité mais présente l’inconvénient de supprimer le lien électrique qu’assurait la ligne en défaut ; cela devient très contraignant lorsque la ligne relie des réseaux très faiblement interconnectés.

  • Réenclenchement monophasé

    Seule la phase en défaut est déclenchée et réenclenchée. Pendant le temps où cette phase est mise hors tension, les phases saines continuent à assurer une certaine capacité de transit et favorisent ainsi le maintien de la stabilité.

    Ce mode de réenclenchement minimise également les contraintes mécaniques appliquées aux lignes d’arbres des groupes généra- teurs ; cet avantage très important fait que certaines compagnies d’électricité n’utilisent que le réenclenchement monophasé à proximité des groupes puissants.

    Après un déclenchement monophasé, du fait du couplage inductif et surtout capacitif entre la phase hors tension et les phases saines restées en service, l’extinction de l’arc sur la phase en défaut est souvent plus difficile que lorsque les trois phases sont mises hors tension simultanément....

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