{"id":3685,"date":"2026-04-13T05:30:45","date_gmt":"2026-04-13T05:30:45","guid":{"rendered":"https:\/\/xbrele.com\/?p=3685"},"modified":"2026-05-25T14:29:00","modified_gmt":"2026-05-25T14:29:00","slug":"relay-trip-logic-map-for-mv-panels-50-51-50n-51n-27-59-86-how-they-inter","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/xbrele.com\/fr\/relay-trip-logic-map-for-mv-panels-50-51-50n-51n-27-59-86-how-they-inter\/","title":{"rendered":"Carte logique de d\u00e9clenchement des relais pour les panneaux MV : 50\/51\/50N\/51N\/27\/59\/86 - Comment ils s'enclenchent"},"content":{"rendered":"

Guide technique complet sur la coordination des relais de protection et les sch\u00e9mas de verrouillage<\/h2>\n
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\"Diagramme
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Introduction<\/h2>\n

Dans les syst\u00e8mes de distribution \u00e9lectrique moyenne tension (MT), les relais de protection constituent la premi\u00e8re ligne de d\u00e9fense contre les d\u00e9fauts \u00e9lectriques, les dommages aux \u00e9quipements et les risques pour le personnel. Comprendre comment ces relais s'enclenchent et communiquent par le biais de cartes logiques de d\u00e9clenchement est fondamental pour la conception, la mise en service et la maintenance de syst\u00e8mes \u00e9lectriques fiables.<\/p>\n

Au cours de mes 18 ann\u00e9es d'exp\u00e9rience dans la mise en service d'appareillages de commutation MT dans des usines p\u00e9trochimiques, des centres de donn\u00e9es et des sous-stations de services publics, j'ai pu constater de premi\u00e8re main que des sch\u00e9mas de relais mal coordonn\u00e9s peuvent entra\u00eener des d\u00e9faillances catastrophiques en cascade. \u00c0 l'inverse, des cartes logiques de d\u00e9clenchement correctement con\u00e7ues ont permis d'\u00e9conomiser des millions de dollars en \u00e9quipement et, plus important encore, d'\u00e9viter des blessures.<\/p>\n

Cet article propose un examen approfondi des fonctions les plus courantes des relais de protection - num\u00e9ros 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 ing\u00e9nieur en protection qui con\u00e7oit de nouveaux syst\u00e8mes ou un technicien sur le terrain qui d\u00e9panne des installations existantes, ce guide vous servira de r\u00e9f\u00e9rence pratique pour comprendre la coordination de la logique de d\u00e9clenchement des relais.<\/p>\n

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\"Diagramme
\n<\/figure>\n

Section 1 : Comprendre les num\u00e9ros de dispositifs ANSI et leurs fonctions<\/h2>\n

Avant de se plonger dans les sch\u00e9mas de verrouillage, il faut bien comprendre la fonction de chaque relais. La norme ANSI\/IEEE C37.2 d\u00e9finit des num\u00e9ros de dispositifs qui sont devenus le langage universel de l'ing\u00e9nierie de protection.<\/p>\n

Protection contre les surintensit\u00e9s (50\/51)<\/h3>\n

Dispositif 50 (surintensit\u00e9 instantan\u00e9e)<\/strong> fonctionne sans d\u00e9lai intentionnel lorsque le courant d\u00e9passe un seuil pr\u00e9d\u00e9termin\u00e9. Les r\u00e9glages typiques du d\u00e9clenchement vont de 6 \u00e0 10 fois le courant de pleine charge pour la protection des transformateurs et de 1,5 \u00e0 2 fois pour les applications de moteurs. L'\u00e9l\u00e9ment instantan\u00e9 permet un effacement rapide des d\u00e9fauts proches, l\u00e0 o\u00f9 le risque de dommages est le plus \u00e9lev\u00e9.<\/p>\n

Dispositif 51 (surintensit\u00e9 temporelle)<\/strong> introduit une caract\u00e9ristique temps-courant inverse, permettant aux dispositifs en aval d'\u00e9liminer les d\u00e9fauts avant que les relais en amont ne fonctionnent. Cette coordination est assur\u00e9e par des courbes normalis\u00e9es (CEI extr\u00eamement inverse, tr\u00e8s inverse, standard inverse, ou IEEE mod\u00e9r\u00e9ment inverse, tr\u00e8s inverse, extr\u00eamement inverse).<\/p>\n

Protection contre les d\u00e9fauts \u00e0 la terre (50N\/51N)<\/h3>\n

Dispositif 50N (surintensit\u00e9 instantan\u00e9e \u00e0 la terre)<\/strong> d\u00e9tecte les d\u00e9fauts de terre par la mesure du courant r\u00e9siduel. Dans les syst\u00e8mes solidement mis \u00e0 la terre, les r\u00e9glages du capteur sont g\u00e9n\u00e9ralement compris entre 10 et 20% de la valeur nominale du TC de phase. Pour les syst\u00e8mes mis \u00e0 la terre par r\u00e9sistance, les r\u00e9glages doivent \u00eatre coordonn\u00e9s avec le courant de fuite maximal de la r\u00e9sistance de mise \u00e0 la terre du neutre.<\/p>\n

Dispositif 51N (temps de surintensit\u00e9 \u00e0 la terre)<\/strong> fournit une protection contre les d\u00e9fauts \u00e0 la terre coordonn\u00e9e dans le temps, ce qui est essentiel dans les syst\u00e8mes o\u00f9 une coordination s\u00e9lective entre plusieurs dispositifs de protection contre les d\u00e9fauts \u00e0 la terre est n\u00e9cessaire.<\/p>\n

Protection de la tension (27\/59)<\/h3>\n

Dispositif 27 (sous-tension)<\/strong> prot\u00e8ge contre les chutes de tension et les pertes d'alimentation, g\u00e9n\u00e9ralement r\u00e9gl\u00e9es entre 80 et 90% de la tension nominale avec des d\u00e9lais de 1 \u00e0 10 secondes en fonction de l'application. Cette fonction est essentielle pour la protection des moteurs et la pr\u00e9vention du red\u00e9marrage automatique dans des conditions d\u00e9grad\u00e9es.<\/p>\n

Dispositif 59 (surtension)<\/strong> prot\u00e8ge contre les surtensions soutenues qui peuvent endommager l'isolation et l'\u00e9quipement connect\u00e9. Les r\u00e9glages sont g\u00e9n\u00e9ralement compris entre 110 et 120% de la tension nominale.<\/p>\n

Relais de verrouillage (86)<\/h3>\n

Dispositif 86 (relais de verrouillage)<\/strong> est un dispositif de r\u00e9armement manuel \u00e0 commande \u00e9lectrique qui maintient les disjoncteurs en position de d\u00e9clenchement jusqu'\u00e0 ce qu'un op\u00e9rateur acquitte manuellement la condition de d\u00e9faut. Cette fonction est fondamentale pour s'assurer que les d\u00e9fauts sont examin\u00e9s avant la remise sous tension.<\/p>\n

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\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Dispositif ANSI<\/th>\nR\u00f4le de protection<\/th>\nTrajet type<\/th>\nContr\u00f4le de la mise en service<\/th>\n<\/tr>\n<\/thead>\n
50 \/ 51<\/td>\nProtection contre les surintensit\u00e9s instantan\u00e9es et temporelles<\/td>\nSortie relais vers la bobine de d\u00e9clenchement du disjoncteur ou le relais de verrouillage 86<\/td>\nInjection de courant secondaire aux r\u00e9glages de la prise et de la minuterie<\/td>\n<\/tr>\n
50N \/ 51N<\/td>\nProtection contre les d\u00e9fauts \u00e0 la terre par courant r\u00e9siduel ou neutre<\/td>\nD\u00e9clenchement d'un d\u00e9faut \u00e0 la terre achemin\u00e9 vers le disjoncteur d'alimentation et le circuit d'alarme<\/td>\nV\u00e9rification de la polarit\u00e9 du TC, de la sommation des r\u00e9sidus et du r\u00e9glage du courant NGR<\/td>\n<\/tr>\n
27 \/ 59<\/td>\nSupervision des sous-tensions et des surtensions<\/td>\nLogique de d\u00e9clenchement, d'alarme ou de d\u00e9lestage en fonction de l'application<\/td>\nInjection de tension, temporisation et validation de la logique de blocage<\/td>\n<\/tr>\n
86<\/td>\nVerrouillage \u00e0 r\u00e9armement manuel apr\u00e8s des d\u00e9fauts critiques<\/td>\nBloque le circuit de fermeture jusqu'\u00e0 ce que l'op\u00e9rateur le r\u00e9initialise<\/td>\nVerrouillage de d\u00e9clenchement, indication de la cible, contact de fermeture et test de r\u00e9initialisation<\/td>\n<\/tr>\n<\/tbody>\n<\/table>\n<\/figure>\n
\"Diagramme
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Section 2 : Architecture de la logique de d\u00e9clenchement dans les tableaux MT<\/h2>\n

La carte de logique de d\u00e9clenchement d\u00e9finit la fa\u00e7on dont les sorties des relais de protection se connectent aux bobines de d\u00e9clenchement des disjoncteurs, aux relais de verrouillage et aux syst\u00e8mes auxiliaires. Les panneaux MT modernes utilisent trois architectures de d\u00e9clenchement principales :<\/p>\n

Configuration du voyage direct<\/h3>\n

Dans les applications simples, les contacts de d\u00e9clenchement des relais individuels sont reli\u00e9s directement \u00e0 la bobine de d\u00e9clenchement du disjoncteur. Bien qu'\u00e9conomique, cette approche ne pr\u00e9sente pas les avantages d'une indication de d\u00e9faut consolid\u00e9e et n\u00e9cessite des contacts auxiliaires distincts pour chaque relais afin de bloquer le r\u00e9enclenchement automatique.<\/p>\n

Relais de verrouillage D\u00e9clenchement m\u00e9diatis\u00e9<\/h3>\n

Des sch\u00e9mas plus sophistiqu\u00e9s font passer toutes les sorties des relais de protection par un relais de verrouillage 86. Cette configuration offre plusieurs avantages :<\/p>\n

    \n
  • Supervision de la bobine par un seul point de d\u00e9clenchement<\/li>\n
  • Indication du drapeau consolid\u00e9<\/li>\n
  • Blocage inh\u00e9rent \u00e0 la refermeture automatique<\/li>\n
  • Effacer l'interface op\u00e9rateur pour l'acquittement des d\u00e9fauts<\/li>\n<\/ul>\n

    Relais multifonction Logique interne<\/h3>\n

    Les relais num\u00e9riques modernes mettent en \u0153uvre une logique de d\u00e9clenchement interne par le biais de portes logiques programmables. Les contacts de sortie du relais peuvent \u00eatre configur\u00e9s pour repr\u00e9senter des \u00e9l\u00e9ments de protection individuels ou des fonctions de d\u00e9clenchement combin\u00e9es.<\/p>\n

    \n
    \"Diagramme
    \n<\/figure>\n

    Section 3 : Sch\u00e9mas de verrouillage entre les fonctions de protection<\/h2>\n

    L'interaction entre les fonctions de protection suit des principes \u00e9tablis qui garantissent \u00e0 la fois la fiabilit\u00e9 (fonctionnement en cas de besoin) et la s\u00e9curit\u00e9 (pas de faux fonctionnement).<\/p>\n

    Coordination des surintensit\u00e9s et des d\u00e9fauts \u00e0 la terre<\/h3>\n

    Les fonctions 50\/51 et 50N\/51N doivent \u00eatre coordonn\u00e9es dans le temps et dans l'espace. Consid\u00e9rons une configuration typique :<\/p>\n

    Pour un d\u00e9part MT de 2000 A avec des TC 2000:5 :
    \n- 51 micros : 1,2 \u00d7 FLA = 2400 A (6 A au secondaire)
    \n- 51 cadran horaire : 0,5 sur une courbe tr\u00e8s inverse
    \n- 50 prises de courant : 8 \u00d7 FLA = 16 000 A (40 A au secondaire)
    \n- Capteur 51N : 0,5A au secondaire (200A au primaire, 10% au TC)
    \n- 51N cadran horaire : 0,3 sur une courbe tr\u00e8s inverse
    \n- Capteur 50N : 2A au secondaire (800A au primaire)<\/p>\n

    Les \u00e9l\u00e9ments relatifs aux d\u00e9fauts de terre sont d\u00e9finis de mani\u00e8re plus sensible, car les d\u00e9fauts de terre ont g\u00e9n\u00e9ralement des magnitudes plus faibles que les d\u00e9fauts de phase, mais ils sont tout aussi dangereux.<\/p>\n

    Logique de verrouillage de la tension et de la surintensit\u00e9<\/h3>\n

    Les protections contre les sous-tensions (27) et les surtensions (59) sont souvent coupl\u00e9es \u00e0 des fonctions de surintensit\u00e9 pour renforcer la s\u00e9curit\u00e9 du syst\u00e8me :<\/p>\n

    Surintensit\u00e9 de limitation de tension (51V)<\/strong> r\u00e9duit le seuil de d\u00e9tection lorsque la tension diminue, ce qui am\u00e9liore la sensibilit\u00e9 aux d\u00e9fauts \u00e0 distance lorsque la baisse de tension est importante mais que l'augmentation du courant est modeste.<\/p>\n

    Surintensit\u00e9 contr\u00f4l\u00e9e par tension<\/strong> n'active l'\u00e9l\u00e9ment de surintensit\u00e9 que lorsque la tension tombe en dessous d'un seuil, offrant ainsi une protection de secours pour les applications de g\u00e9n\u00e9rateurs.<\/p>\n

    Int\u00e9gration du relais de verrouillage<\/h3>\n

    Le dispositif 86 re\u00e7oit des entr\u00e9es de toutes les fonctions de protection et fournit des sorties \u00e0.. :
    \n- Bobine de d\u00e9clenchement primaire (chemin 52a)
    \n- Bobine de d\u00e9clenchement de secours (le cas \u00e9ch\u00e9ant)
    \n- Contact de blocage du circuit ferm\u00e9 (52Y)
    \n- Alarme SCADA\/DCS
    \n- Annonciation locale<\/p>\n

    \n

    Section 4 : Coordination temporelle et principes de s\u00e9lectivit\u00e9<\/h2>\n

    La r\u00e9alisation d'une coordination s\u00e9lective n\u00e9cessite une analyse syst\u00e9matique des caract\u00e9ristiques temps-courant du syst\u00e8me de protection.<\/p>\n

    Intervalles de temps pour la coordination<\/h3>\n

    L'intervalle de temps de coordination (CTI) minimum entre les dispositifs en amont et en aval doit prendre en compte :
    \n- Temps d'effacement du disjoncteur (typiquement 3-5 cycles pour les disjoncteurs MT)
    \n- Surcourse du relais (2-4 cycles pour l'\u00e9lectrom\u00e9canique, n\u00e9gligeable pour le num\u00e9rique)
    \n- Marge de s\u00e9curit\u00e9 (5-10 cycles)<\/p>\n

    La pratique industrielle \u00e9tablit un CTI de 0,2 \u00e0 0,4 seconde entre deux appareils successifs. La formule est la suivante :<\/p>\n

    CTI = Temps de d\u00e9clenchement + Surcourse du relais + Marge de s\u00e9curit\u00e9<\/strong><\/p>\n

    Pour les combinaisons modernes de relais num\u00e9riques et de disjoncteurs \u00e0 vide :
    \nCTI = 0,08s + 0,00s + 0,12s = 0,20s minimum<\/p>\n

    Coordination des surintensit\u00e9s instantan\u00e9es<\/h3>\n

    La fonction 50 pose des probl\u00e8mes de coordination car elle fonctionne sans d\u00e9lai intentionnel. Deux approches permettent d'assurer la s\u00e9lectivit\u00e9 :<\/p>\n

    Verrouillage s\u00e9lectif de zone (ZSI) :<\/strong> Les relais en aval envoient des signaux de blocage aux dispositifs en amont lorsqu'ils d\u00e9tectent des d\u00e9fauts dans leur zone. Le relais en amont retarde son fonctionnement pendant un court intervalle (g\u00e9n\u00e9ralement de 50 \u00e0 100 ms) jusqu'\u00e0 ce qu'il ne re\u00e7oive aucun signal de blocage, ce qui indique un d\u00e9faut de bus.<\/p>\n

    Coordination instantan\u00e9e des ramassages :<\/strong> R\u00e9gler l'\u00e9l\u00e9ment 50 en amont au-dessus du courant de fuite maximal du dispositif en aval, en veillant \u00e0 ce que seuls les d\u00e9fauts en aval entra\u00eenent le fonctionnement de l'\u00e9l\u00e9ment 50 en amont.<\/p>\n

    \n

    Section 5 : Exemples d'applications sur le terrain<\/h2>\n

    Exemple 1 : Installation industrielle aliment\u00e9e \u00e0 13,8 kV<\/h3>\n

    Le d\u00e9part 13,8kV d'une usine alimente un transformateur de 3000kVA. Le sch\u00e9ma de protection comprend :<\/p>\n

    Protection primaire :<\/strong>
    \n- 51 : Pickup 125A, tr\u00e8s invers\u00e9, TD 3.0
    \n- 50 : Pickup 4000A (2\u00d7 transformateur inrush)
    \n- 51N : Pickup 15A, Tr\u00e8s Inverse, TD 2.0
    \n- 50N : Pickup 200A<\/p>\n

    Embo\u00eetement :<\/strong>
    \nTous les \u00e9l\u00e9ments se d\u00e9clenchent via 86T (verrouillage du transformateur), qui d\u00e9clenche le disjoncteur d'alimentation de 13,8 kV et bloque le r\u00e9seau secondaire de 480V. L'\u00e9l\u00e9ment 27 (r\u00e9gl\u00e9 sur 85%, d\u00e9lai de 2,0 s) d\u00e9clenche le r\u00e9seau secondaire de 480 V de mani\u00e8re ind\u00e9pendante afin d'\u00e9viter que le moteur ne se bloque en cas d'affaissement de la tension.<\/p>\n

    Exemple 2 : Couplage de bus d'une sous-station de service public<\/h3>\n

    Un disjoncteur de couplage de 34,5 kV prot\u00e8ge contre les d\u00e9fauts de bus et fournit une protection de secours :<\/p>\n

    Mise en \u0153uvre du verrouillage s\u00e9lectif par zone :<\/strong>
    \n- Les relais d'alimentation envoient des signaux de blocage ZSI au relais de couplage de bus.
    \n- Bus tie 51 : Pickup 2000A, tr\u00e8s invers\u00e9, TD 5.0
    \n- Bus tie 50 : Pickup 8000A, retard\u00e9 de 100ms sans bloc ZSI
    \n- Bus tie 50N : Pickup 400A, retard\u00e9 100ms sans bloc ZSI<\/p>\n

    Lorsqu'un d\u00e9faut d'alimentation se produit, le relais d'alimentation envoie un signal de blocage pendant qu'il fonctionne pour \u00e9liminer le d\u00e9faut. S'il n'y a pas de signal de blocage (d\u00e9faut de bus), le relais de bus se d\u00e9clenche instantan\u00e9ment.<\/p>\n

    \n

    Section 6 : Proc\u00e9dures d'essai et de mise en service<\/h2>\n

    Une mise en service correcte permet de valider que la carte de logique de d\u00e9clenchement fonctionne comme pr\u00e9vu.<\/p>\n

    Protocole d'essai fonctionnel<\/h3>\n
      \n
    1. V\u00e9rification des \u00e9l\u00e9ments individuels :<\/strong> Injecter des courants et des tensions d'essai pour v\u00e9rifier que chaque \u00e9l\u00e9ment fonctionne \u00e0 la puissance et \u00e0 la dur\u00e9e pr\u00e9vues.<\/li>\n
    2. V\u00e9rification du trajet :<\/strong> Tracer chaque sortie de relais \u00e0 travers la logique jusqu'\u00e0 la bobine de d\u00e9clenchement du disjoncteur, en v\u00e9rifiant la continuit\u00e9 et le bon fonctionnement.<\/li>\n
    3. Test de verrouillage :<\/strong> Simuler des conditions de d\u00e9faut pour v\u00e9rifier le blocage du ZSI, les fonctions de limitation de tension et le fonctionnement du relais de verrouillage.<\/li>\n
    4. V\u00e9rification de la r\u00e9initialisation de la cible :<\/strong> Confirmer que le dispositif 86 n\u00e9cessite un r\u00e9armement manuel et bloque correctement la fermeture du disjoncteur.<\/li>\n<\/ol>\n

      Probl\u00e8mes courants de mise en service<\/h3>\n

      D'apr\u00e8s l'exp\u00e9rience acquise sur le terrain, les probl\u00e8mes les plus fr\u00e9quents sont les suivants :<\/p>\n

        \n
      • Erreurs de polarit\u00e9 du TC :<\/strong> Les \u00e9l\u00e9ments de mise \u00e0 la terre peuvent ne pas fonctionner correctement si le calcul du courant r\u00e9siduel utilise une polarit\u00e9 incorrecte.<\/li>\n
      • Erreurs de c\u00e2blage :<\/strong> La supervision du circuit de d\u00e9clenchement peut masquer des circuits ouverts dans les voies de d\u00e9clenchement<\/li>\n
      • Erreurs de r\u00e9glage :<\/strong> Valeurs de ramassage saisies dans des unit\u00e9s erron\u00e9es (primaires ou secondaires)<\/li>\n
      • Erreurs de logique :<\/strong> Portes logiques programmables mal configur\u00e9es, entra\u00eenant des d\u00e9clenchements intempestifs ou l'absence de d\u00e9clenchement.<\/li>\n<\/ul>\n
        \n

        Section 7 : Int\u00e9gration num\u00e9rique moderne des relais<\/h2>\n

        Les syst\u00e8mes de protection contemporains exploitent les capacit\u00e9s des relais num\u00e9riques pour am\u00e9liorer les fonctionnalit\u00e9s.<\/p>\n

        Programmation logique interne<\/h3>\n

        Les relais modernes permettent de cr\u00e9er des \u00e9quations logiques personnalis\u00e9es :<\/p>\n

        TRIP = (50 OU 51 OU 50N OU 51N OU 27 OU 59) ET NON BLOC\n<\/code><\/pre>\n
        O\u00f9 BLOCK peut \u00eatre une entr\u00e9e de mode de maintenance ou un permissif externe.<\/p>\n
        R\u00e9gimes fond\u00e9s sur la communication<\/h3>\n
        La messagerie CEI 61850 GOOSE permet un verrouillage \u00e0 grande vitesse sans connexions c\u00e2bl\u00e9es. Les applications typiques sont les suivantes<\/p>\n
          \n
        • Sch\u00e9mas diff\u00e9rentiels de bus communiquant entre les relais d'alimentation<\/li>\n
        • D\u00e9clenchement du transfert pour la sauvegarde du disjoncteur \u00e0 distance<\/li>\n
        • Sectionnement automatique pour une meilleure fiabilit\u00e9<\/li>\n<\/ul>\n
          Enregistrement et analyse des \u00e9v\u00e9nements<\/h3>\n
          Les relais num\u00e9riques capturent l'oscillographie et les enregistrements d'\u00e9v\u00e9nements cruciaux pour l'analyse post-fonctionnement. Ces donn\u00e9es permettent de valider le fonctionnement de la logique de d\u00e9clenchement et d'identifier les d\u00e9faillances de coordination.<\/p>\n
          \n
          Section 8 : Exigences en mati\u00e8re d'entretien et d'essais p\u00e9riodiques<\/h2>\n
          Les syst\u00e8mes \u00e0 relais n\u00e9cessitent une maintenance continue pour garantir leur fiabilit\u00e9 tout au long de leur dur\u00e9e de vie.<\/p>\n
          Intervalles de test recommand\u00e9s<\/h3>\n
          Bas\u00e9 sur la norme NFPA 70B et les pratiques de l'industrie :<\/p>\n