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Dans les systèmes de distribution électrique moyenne tension (MT), les relais de protection constituent la première ligne de défense contre les défauts électriques, les dommages aux équipements et les risques pour le personnel. Comprendre comment ces relais s'enclenchent et communiquent par le biais de cartes logiques de déclenchement est fondamental pour la conception, la mise en service et la maintenance de systèmes électriques fiables.
Au cours de mes 18 années d'expérience dans la mise en service d'appareillages de commutation MT dans des usines pétrochimiques, des centres de données et des sous-stations de services publics, j'ai pu constater de première main que des schémas de relais mal coordonnés peuvent entraîner des défaillances catastrophiques en cascade. À l'inverse, des cartes logiques de déclenchement correctement conçues ont permis d'économiser des millions de dollars en équipement et, plus important encore, d'éviter des blessures.
Cet article propose un examen approfondi des fonctions les plus courantes des relais de protection - numéros d'appareil ANSI 50, 51, 50N, 51N, 27, 59 et 86 - et explique comment ils s'imbriquent dans les architectures de panneaux MT. Que vous soyez un ingénieur en protection qui conçoit de nouveaux systèmes ou un technicien sur le terrain qui dépanne des installations existantes, ce guide vous servira de référence pratique pour comprendre la coordination de la logique de déclenchement des relais.
Avant de se plonger dans les schémas de verrouillage, il faut bien comprendre la fonction de chaque relais. La norme ANSI/IEEE C37.2 définit des numéros de dispositifs qui sont devenus le langage universel de l'ingénierie de protection.
Dispositif 50 (surintensité instantanée) fonctionne sans délai intentionnel lorsque le courant dépasse un seuil prédéterminé. Les réglages typiques du déclenchement vont de 6 à 10 fois le courant de pleine charge pour la protection des transformateurs et de 1,5 à 2 fois pour les applications de moteurs. L'élément instantané permet un effacement rapide des défauts proches, là où le risque de dommages est le plus élevé.
Dispositif 51 (surintensité temporelle) introduit une caractéristique temps-courant inverse, permettant aux dispositifs en aval d'éliminer les défauts avant que les relais en amont ne fonctionnent. Cette coordination est assurée par des courbes normalisées (CEI extrêmement inverse, très inverse, standard inverse, ou IEEE modérément inverse, très inverse, extrêmement inverse).
Dispositif 50N (surintensité instantanée à la terre) détecte les défauts de terre par la mesure du courant résiduel. Dans les systèmes solidement mis à la terre, les réglages du capteur sont généralement compris entre 10 et 20% de la valeur nominale du TC de phase. Pour les systèmes mis à la terre par résistance, les réglages doivent être coordonnés avec le courant de fuite maximal de la résistance de mise à la terre du neutre.
Dispositif 51N (temps de surintensité à la terre) fournit une protection contre les défauts à la terre coordonnée dans le temps, ce qui est essentiel dans les systèmes où une coordination sélective entre plusieurs dispositifs de protection contre les défauts à la terre est nécessaire.
Dispositif 27 (sous-tension) protège contre les chutes de tension et les pertes d'alimentation, généralement réglées entre 80 et 90% de la tension nominale avec des délais de 1 à 10 secondes en fonction de l'application. Cette fonction est essentielle pour la protection des moteurs et la prévention du redémarrage automatique dans des conditions dégradées.
Dispositif 59 (surtension) protège contre les surtensions soutenues qui peuvent endommager l'isolation et l'équipement connecté. Les réglages sont généralement compris entre 110 et 120% de la tension nominale.
Dispositif 86 (relais de verrouillage) est un dispositif de réarmement manuel à commande électrique qui maintient les disjoncteurs en position de déclenchement jusqu'à ce qu'un opérateur acquitte manuellement la condition de défaut. Cette fonction est fondamentale pour s'assurer que les défauts sont examinés avant la remise sous tension.
La carte de logique de déclenchement définit la façon dont les sorties des relais de protection se connectent aux bobines de déclenchement des disjoncteurs, aux relais de verrouillage et aux systèmes auxiliaires. Les panneaux MT modernes utilisent trois architectures de déclenchement principales :
Dans les applications simples, les contacts de déclenchement des relais individuels sont reliés directement à la bobine de déclenchement du disjoncteur. Bien qu'économique, cette approche ne présente pas les avantages d'une indication de défaut consolidée et nécessite des contacts auxiliaires distincts pour chaque relais afin de bloquer le réenclenchement automatique.
Des schémas plus sophistiqués font passer toutes les sorties des relais de protection par un relais de verrouillage 86. Cette configuration offre plusieurs avantages :
Les relais numériques modernes mettent en œuvre une logique de déclenchement interne par le biais de portes logiques programmables. Les contacts de sortie du relais peuvent être configurés pour représenter des éléments de protection individuels ou des fonctions de déclenchement combinées.
[Figure 1 : Schéma fonctionnel de la logique de déclenchement montrant l'interconnexion entre les éléments 50/51, 50N/51N, 27, 59 alimentant le relais de verrouillage 86 avec des chemins parallèles vers la bobine de déclenchement du disjoncteur, l'indication d'état et les interfaces SCADA/DCS].
L'interaction entre les fonctions de protection suit des principes établis qui garantissent à la fois la fiabilité (fonctionnement en cas de besoin) et la sécurité (pas de faux fonctionnement).
Les fonctions 50/51 et 50N/51N doivent être coordonnées dans le temps et dans l'espace. Considérons une configuration typique :
Pour un départ MT de 2000 A avec des TC 2000:5 :
- 51 micros : 1,2 × FLA = 2400 A (6 A au secondaire)
- 51 cadran horaire : 0,5 sur une courbe très inverse
- 50 prises de courant : 8 × FLA = 16 000 A (40 A au secondaire)
- Capteur 51N : 0,5A au secondaire (200A au primaire, 10% au TC)
- 51N cadran horaire : 0,3 sur une courbe très inverse
- Capteur 50N : 2A au secondaire (800A au primaire)
Les éléments relatifs aux défauts de terre sont définis de manière plus sensible, car les défauts de terre ont généralement des magnitudes plus faibles que les défauts de phase, mais ils sont tout aussi dangereux.
Les protections contre les sous-tensions (27) et les surtensions (59) sont souvent couplées à des fonctions de surintensité pour renforcer la sécurité du système :
Surintensité de limitation de tension (51V) réduit le seuil de détection lorsque la tension diminue, ce qui améliore la sensibilité aux défauts à distance lorsque la baisse de tension est importante mais que l'augmentation du courant est modeste.
Surintensité contrôlée par tension n'active l'élément de surintensité que lorsque la tension tombe en dessous d'un seuil, offrant ainsi une protection de secours pour les applications de générateurs.
Le dispositif 86 reçoit des entrées de toutes les fonctions de protection et fournit des sorties à.. :
- Bobine de déclenchement primaire (chemin 52a)
- Bobine de déclenchement de secours (le cas échéant)
- Contact de blocage du circuit fermé (52Y)
- Alarme SCADA/DCS
- Annonciation locale
[Figure 2 : Schéma de câblage détaillé du relais de verrouillage 86 montrant les contacts d'entrée multiples (50, 51, 50N, 51N, 27, 59), les contacts de sortie vers la bobine de déclenchement, le blocage de la fermeture et les circuits d'indication, avec le mécanisme de drapeau cible].
La réalisation d'une coordination sélective nécessite une analyse systématique des caractéristiques temps-courant du système de protection.
L'intervalle de temps de coordination (CTI) minimum entre les dispositifs en amont et en aval doit prendre en compte :
- Temps d'effacement du disjoncteur (typiquement 3-5 cycles pour les disjoncteurs MT)
- Surcourse du relais (2-4 cycles pour l'électromécanique, négligeable pour le numérique)
- Marge de sécurité (5-10 cycles)
La pratique industrielle établit un CTI de 0,2 à 0,4 seconde entre deux appareils successifs. La formule est la suivante :
CTI = Temps de déclenchement + Surcourse du relais + Marge de sécurité
Pour les combinaisons modernes de relais numériques et de disjoncteurs à vide :
CTI = 0,08s + 0,00s + 0,12s = 0,20s minimum
La fonction 50 pose des problèmes de coordination car elle fonctionne sans délai intentionnel. Deux approches permettent d'assurer la sélectivité :
Verrouillage sélectif de zone (ZSI) : Les relais en aval envoient des signaux de blocage aux dispositifs en amont lorsqu'ils détectent des défauts dans leur zone. Le relais en amont retarde son fonctionnement pendant un court intervalle (généralement de 50 à 100 ms) jusqu'à ce qu'il ne reçoive aucun signal de blocage, ce qui indique un défaut de bus.
Coordination instantanée des ramassages : Régler l'élément 50 en amont au-dessus du courant de fuite maximal du dispositif en aval, en veillant à ce que seuls les défauts en aval entraînent le fonctionnement de l'élément 50 en amont.
Le départ 13,8kV d'une usine alimente un transformateur de 3000kVA. Le schéma de protection comprend :
Protection primaire :
- 51 : Pickup 125A, très inversé, TD 3.0
- 50 : Pickup 4000A (2× transformateur inrush)
- 51N : Pickup 15A, Très Inverse, TD 2.0
- 50N : Pickup 200A
Emboîtement :
Tous les éléments se déclenchent via 86T (verrouillage du transformateur), qui déclenche le disjoncteur d'alimentation de 13,8 kV et bloque le réseau secondaire de 480V. L'élément 27 (réglé sur 85%, délai de 2,0 s) déclenche le réseau secondaire de 480 V de manière indépendante afin d'éviter que le moteur ne se bloque en cas d'affaissement de la tension.
Un disjoncteur de couplage de 34,5 kV protège contre les défauts de bus et fournit une protection de secours :
Mise en œuvre du verrouillage sélectif par zone :
- Les relais d'alimentation envoient des signaux de blocage ZSI au relais de couplage de bus.
- Bus tie 51 : Pickup 2000A, très inversé, TD 5.0
- Bus tie 50 : Pickup 8000A, retardé de 100ms sans bloc ZSI
- Bus tie 50N : Pickup 400A, retardé 100ms sans bloc ZSI
Lorsqu'un défaut d'alimentation se produit, le relais d'alimentation envoie un signal de blocage pendant qu'il fonctionne pour éliminer le défaut. S'il n'y a pas de signal de blocage (défaut de bus), le relais de bus se déclenche instantanément.
[Figure 3 : Schéma de verrouillage sélectif par zone montrant les voies de communication entre les relais de départ et le relais de couplage de bus, avec des diagrammes de synchronisation illustrant le fonctionnement coordonné pour les défauts de départ et de bus].
Une mise en service correcte permet de valider que la carte de logique de déclenchement fonctionne comme prévu.
D'après l'expérience acquise sur le terrain, les problèmes les plus fréquents sont les suivants :
[Figure 4 : Installation de test de la logique de déclenchement montrant les connexions de l'équipement de test d'injection secondaire au relais, les entrées du signal de blocage simulé et les connexions de l'oscilloscope pour la vérification de la synchronisation].
Les systèmes de protection contemporains exploitent les capacités des relais numériques pour améliorer les fonctionnalités.
Les relais modernes permettent de créer des équations logiques personnalisées :
TRIP = (50 OU 51 OU 50N OU 51N OU 27 OU 59) ET NON BLOC
Où BLOCK peut être une entrée de mode de maintenance ou un permissif externe.
La messagerie CEI 61850 GOOSE permet un verrouillage à grande vitesse sans connexions câblées. Les applications typiques sont les suivantes
Les relais numériques capturent l'oscillographie et les enregistrements d'événements cruciaux pour l'analyse post-fonctionnement. Ces données permettent de valider le fonctionnement de la logique de déclenchement et d'identifier les défaillances de coordination.
Les systèmes à relais nécessitent une maintenance continue pour garantir leur fiabilité tout au long de leur durée de vie.
Basé sur la norme NFPA 70B et les pratiques de l'industrie :
Tenir des registres précis, y compris
- Réglages originaux des relais et étude de coordination
- Schémas de câblage conformes à l'exécution
- Résultats des tests et données de tendance
- Historique des révisions du micrologiciel pour les relais numériques
- Analyse des enregistrements d'événements pour toutes les opérations
Les fonctions 50 (instantanée) et 51 (surintensité temporelle) ont des rôles complémentaires. L'élément 51 assure une protection coordonnée avec des délais qui permettent aux dispositifs en aval d'éliminer les défauts en premier, en maintenant la sélectivité. L'élément 50 fournit une protection à grande vitesse pour les défauts graves à proximité de l'emplacement du relais où les dommages potentiels sont les plus importants et où la coordination avec les dispositifs en aval n'est pas possible ou nécessaire. Ensemble, ils assurent une couverture complète : fonctionnement sélectif pour les défauts éloignés et fonctionnement rapide pour les défauts proches.
Utilisez un relais de verrouillage 86 lorsque l'une des conditions suivantes s'applique : (1) plusieurs dispositifs de protection protègent le même équipement et une indication de défaut consolidée est souhaitée, (2) le réenclenchement automatique doit être bloqué jusqu'à ce que l'enquête sur le défaut soit terminée, (3) le système de protection nécessite une interface opérateur claire pour l'acquittement du défaut, ou (4) les exigences réglementaires imposent une fonctionnalité de réenclenchement manuel. Le déclenchement direct convient aux applications simples et non critiques où le réenclenchement automatique est acceptable et où le coût d'installation est une préoccupation majeure.
Le CTI approprié dépend des technologies de relais et de disjoncteur utilisées. Pour les relais numériques modernes avec disjoncteurs à vide, 0,20-0,25 seconde est généralement suffisant. En présence de relais électromécaniques, il faut utiliser 0,30 à 0,40 seconde pour tenir compte de la surcourse du relais. Pour les études de coordination de séries impliquant les deux technologies, utilisez la valeur la plus élevée. Vérifiez toujours l'adéquation du CTI à plusieurs niveaux de courant, en particulier au courant de défaut maximal où les courbes peuvent converger.
Non. ZSI améliore la coordination temporelle mais ne la remplace pas. Le système doit maintenir la sélectivité même si la communication ZSI échoue. Considérez la ZSI comme une amélioration des performances qui permet un fonctionnement plus rapide des relais en amont pour les défauts de bus tout en maintenant la capacité de protection de secours. Il faut toujours concevoir le schéma de coordination de base de manière à ce qu'il fonctionne correctement sans ZSI, puis ajouter le ZSI pour améliorer les performances pour des emplacements de défaut spécifiques.
Dans les systèmes mis à la terre par résistance, le courant maximum de défaut de terre est limité par la résistance de mise à la terre du neutre (NGR). Réglez le capteur 51N à 10-25% du courant nominal de la NGR pour assurer la sensibilité aux défauts à haute résistance tout en maintenant la sécurité contre les conditions de charge déséquilibrée. Le capteur 50N doit être réglé à 50-80% du courant maximum de défaut à la terre. La coordination temporelle est moins critique que dans les systèmes solidement mis à la terre parce que tous les défauts à la terre produisent des amplitudes de courant similaires quel que soit l'endroit, mais la coordination sélective 51N est toujours nécessaire si plusieurs dispositifs sont en série.
Les causes les plus courantes sont les suivantes : (1) des réglages de temporisation trop courts pour traverser les transitoires de tension normaux pendant le démarrage du moteur ou la commutation de la charge, (2) des réglages d'amorçage trop élevés par rapport aux variations normales de tension, (3) des calculs inadéquats de la charge du TP entraînant des erreurs de mesure de la tension, (4) un manque de coordination avec les régulateurs de tension en amont ou les changeurs de prises, et (5) un mauvais câblage secondaire du TP qui introduit une chute de tension. Les solutions typiques impliquent des délais de 2 à 5 secondes et des réglages de prise de 80 à 85% de tension nominale, bien que des applications spécifiques puissent nécessiter des valeurs différentes.
Les relais numériques peuvent mettre en œuvre des fonctions de verrouillage logique en interne, en maintenant un état de déclenchement verrouillé qui nécessite une réinitialisation manuelle via l'IHM du relais ou l'interface de communication. Cependant, les dispositifs externes 86 restent préférés pour les applications critiques parce qu'ils fournissent : (1) un blocage câblé et à sécurité intégrée du circuit de fermeture du disjoncteur, (2) des indicateurs de cible visibles qui ne nécessitent pas l'interrogation du relais, (3) une action de réarmement manuel définitive qui force l'accusé de réception de l'opérateur, et (4) l'indépendance par rapport à la disponibilité de l'alimentation électrique du relais. De nombreuses installations utilisent les deux : le verrouillage logique interne pour la protection de première ligne avec des dispositifs externes pour la sauvegarde et la conformité réglementaire.
La conception d'une logique de déclenchement de relais efficace dans les panneaux MT nécessite l'intégration systématique de plusieurs fonctions de protection dans un schéma coordonné. Les principes fondamentaux sont les suivants
L'investissement dans une logique de déclenchement de relais correctement conçue et mise en service est rentabilisé par une meilleure protection des équipements, une réduction des temps d'arrêt et une amélioration de la sécurité du personnel. Alors que la technologie de protection continue d'évoluer avec la communication numérique et l'analyse avancée, ces principes fondamentaux de coordination et d'interverrouillage restent essentiels pour un fonctionnement fiable du réseau électrique.
Pour des ressources techniques supplémentaires sur le relais de protection, le comité IEEE Power System Relaying and Control Committee (PSRCC) dispose de normes et de didacticiels complets à l'adresse suivante IEEE PES PSRCC.
Liens internes suggérés :
1. “Sélection des TC et des TP pour les applications de protection MT”
2. “Méthodologie de l'étude de coordination pour les systèmes de distribution industriels”
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4. “Analyse des risques d'éclair d'arc et coordination de la protection”
5. “IEC 61850 Communication dans les systèmes de protection modernes”
