FR2969845A1

FR2969845A1 - Dispositif et procede de protection terre restreinte

Info

Publication number: FR2969845A1
Application number: FR1005137A
Authority: FR
Inventors: Bernard Drouere
Original assignee: Schneider Electric Industries SAS
Current assignee: Schneider Electric Industries SAS
Priority date: 2010-12-28
Filing date: 2010-12-28
Publication date: 2012-06-29
Anticipated expiration: 2030-12-28
Also published as: FR2969845B1

Abstract

Afin d'optimiser la protection de terre restreinte des transformateurs et des générateurs (2) contre les défauts d'isolement, l'invention propose un système s'appuyant sur des mesures stabilisées temporellement et qui prennent en compte la direction (interne/externe) et la nature (défaut polyphasé/terre) dudit défaut. A cette fin, une constante de temps est intégrée au calcul des paramètres, ainsi qu'un coefficient discriminant la nature du défaut. En outre, des critères de seuil et de mise en éveil de la protection sont intégrés.

Description

DISPOSITIF ET PROCEDE DE PROTECTION DE TERRE RESTREINTE DOMAINE TECHNIQUE L'invention concerne la protection de terre restreinte des transformateurs et générateurs contre les défauts d'isolement, notamment dans un réseau moyenne tension triphasé. Plus particulièrement, l'invention se rapporte à un procédé et un dispositif utilisant des mesures stabilisées dans le temps qui garantissent la détermination de la direction, interne ou externe, et de la nature, polyphasée ou de terre, d'un défaut sur une ligne.

ETAT DE LA TECHNIQUE

La protection de terre restreinte permet de déclencher un réseau 1 en cas de détection D d'un défaut entre une phase Li et la terre dans un enroulement triphasé 2 avec un point neutre N mis à la terre. Cette protection est utilisée pour la protection des générateurs et des transformateurs 2 et répond à la norme ANSI 64REF. La zone protégée en fonction de l'origine de la mesure est comprise entre les moyens 31, 32, 33 de mesure du courant de chaque phase I2, I3 et la mesure 30 du courant I0 du point neutre : voir figure 1A. Un dispositif de protection 5 comprend des moyens 6 adaptés pour la comparaison entre le courant résiduel IR calculé par la somme des 3 courants de phase Ii et ce courant point neutre Io.

Les moyens de comparaison 6 du dispositif de protection 5 peuvent utiliser deux grands principes. En particulier peut être utilisée la projection du courant résiduel IR sur le courant de point neutre 10 telle que schématisée en figure 1B et présentée par exemple dans US 5 963 404 ; cette solution se révèle complexe de mise en oeuvre et incertaine, car le vecteur IR peut tourner à 360° selon l'instant d'occurrence du défaut, du fait de la saturation des capteurs 3i de courant de phase lors d'un défaut polyphasé/terre externe.

Une deuxième option utilise une courbe à pourcentage, illustrée en figure 1C, avec en abscisse un paramètre dépendant d'un courant de retenue Iro et en ordonnée un paramètre 2784 LPu dépendant d'un courant différentiel Ido. Différentes formulations pour chaque paramètre peuvent être appliquées, selon le constructeur et/ou les moyens utilisés et/ou la précision souhaitée. Par exemple, dans des équipements actuels de Schneider Electric : Ido = ÎR - Îo , et lm = ÎR Î, + Î2 + Î3 si on n'a pas détecté de défaut externe ou I,0=2x si on a détecté un défaut externe. i Si le procédé et le dispositif utilisant un algorithme basé sur ces formules remplissent leur usage de façon correcte, ils peuvent montrer quelques faiblesses, par exemple dans le cas où le défaut perçu par la protection 64REF est évolutif. De fait, l'identification du défaut et le traitement subséquent sont réalisés à partir du premier défaut ; or un défaut externe peut évoluer de monophasé-terre vers triphasé-terre, voire un défaut monophasé-terre externe peut évoluer en un défaut multiple, à la fois interne et externe.

Par ailleurs, la protection actuelle selon la norme 64REF n'est pas adaptée de façon optimale pour un réseau basse tension qui présente un déséquilibre permanent, ni dans des cas d'alimentation de réseau par deux transformateurs en parallèle, fréquemment rencontré en Angleterre.

EXPOSE DE L'INVENTION Parmi autres avantages, l'invention vise à pallier des inconvénients de la protection de terre restreinte existante et à discriminer les défauts interne / externe sur des défauts polyphasés / terre, notamment en prenant en considération la direction, la nature et l'évolutivité du défaut. 25 Tout en conservant le principe de comparaison par courbe à pourcentage, l'invention concerne le remplacement de la formulation analytique du courant de retenue par une formulation d'un courant de retenue directionnel et stabilisé, fonction de la nature du défaut. Grâce à cette modification de l'expression du courant de retenue de façon à inclure 30 simultanément un élément discriminatoire quant à la direction du défaut et un élément 2784 LPu discriminatoire quant à la nature du défaut, certains des précédents inconvénients sont palliés. De plus, l'introduction d'une mémoire temporelle sur les mesures (recours à des courants stabilisés face aux problèmes éventuels de saturation des capteurs de mesure), notamment avec une constante de temps variable et adaptée au défaut, permet de s'adapter à la nature évolutive du défaut.

Sous un aspect, l'invention est ainsi relative à un dispositif de protection de terre restreinte comprenant des moyens pour recevoir des signaux relatifs aux courants de phase et au courant de neutre au niveau d'un enroulement d'un réseau triphasé. Des moyens du dispositif selon l'invention permettent de calculer un courant différentiel et un courant de retenue directionnel et stabilisé à partir des signaux obtenus, ledit courant de retenue étant calculé par l'intermédiaire d'une constante de temps déterminée en fonction de la nature et de la direction du défaut. Enfin, des moyens permettent de comparer le courant de retenue et le courant différentiel calculés afin de générer un signal indicateur d'un défaut d'isolement dans l'enroulement. Ce dispositif peut être associé, au sein d'un système de protection selon l'invention, à un appareil de coupure permettant d'isoler l'enroulement, ledit appareil pouvant être déclenché par le signal indicateur.

Dans un mode de réalisation préféré de l'invention, les moyens pour calculer le courant de retenue stabilisé comprennent des moyens pour déterminer un courant traversant en fonction d'un courant de retenue directionnel, directement dépendant des courants mesurés, qui permet de différencier de par son signe les défauts externes et internes. En particulier, les moyens pour recevoir les signaux comprennent des moyens permettant de déterminer les composantes symétriques et le courant de retenue, et le courant. traversant répond à la formulation : It = max [1 (IR + Io), R - Q Idir - Iin, In 13 étant un paramètre fonction de la nature du défaut, avec IR et lo courants résiduels et de neutre, Idir et Ii', composantes symétriques directe et inverse du courant de phase mesuré.

De préférence, 13 est égal à zéro lorsque le signal de courant différentiel est inférieur à 5 % du courant nominal du réseau ou quand le courant direct est inférieur à 1,5 fois le courant nominal du transformateur lorsqu'il s'agit d'un défaut monophasé, et 13 est égal au 2784 LYu maximum entre deux et le rapport entre le courant direct et le courant nominal du transformateur.

Sous un autre aspect, l'invention concerne un procédé de détermination d'un paramètre de déclenchement pour assurer la protection des transformateurs et des générateurs contre les défauts d'isolement dans un enroulement par rapport à la terre comprenant les étapes de : mesure des courants de phase et de neutre autour de l'enroulement ; détermination des composantes symétriques à partir des courants de phase et du courant différentiel à partir du courant de neutre ; détermination d'un courant stabilisé à partir des composantes symétriques, de préférence correspondant au maximum d'un signal de courant traversant pris entre deux instants du cycle de traitement multiplié par un coefficient de constante de temps ; comparaison entre le courant stabilisé et le courant différentiel pour déterminer le 15 paramètre de déclenchement, avec éventuel déclenchement.

BREVE DESCRIPTION DES FIGURES D'autres avantages et caractéristiques ressortiront plus clairement de la description qui suit 20 de modes particuliers de réalisation de l'invention, donnés à titre illustratif et nullement limitatifs, représentés dans les figures annexées.

Les figures 1B et 1C, déjà décrites, illustrent les principes de détection d'un défaut selon l'art antérieur dans un réseau schématisé en figure 1A.

La figure 2 représente un dispositif selon l'invention.

Les figures 3A, 3B et 3C montrent des modes de réalisation préférés des modules d'acquisition, d'élaboration et de déclenchement d'un dispositif selon l'invention. La figure 4 illustre un procédé de protection selon un mode de réalisation de l'invention. 25 30 2784 LPu 2969845 DESCRIPTION DETAILLEE D'UN MODE DE REALISATION PREFERE

Le dispositif de protection de terre restreinte 10 selon l'invention permet de déclencher un appareil de protection sur un réseau 1 conformément à l'art antérieur. En particulier, tel que 5 schématisé en figure 2, le dispositif 10 comprend des modules aptes à mettre en oeuvre un procédé préféré selon l'invention, dans lequel le déclenchement est réalisé par comparaison d'un courant stabilisé et d'un courant différentiel. L'élaboration des signaux nécessaires au déclenchement, qui prennent en compte l'évolutivité du défaut, sa nature,..., est réalisée à partir de mesures Inn des courants dédiés. 10 Ainsi, le dispositif 10 selon l'invention comprend un module 20 d'acquisition de signaux représentatifs des courants de phase et de neutre, un module 30 d'élaboration des paramètres souhaités, et un module de déclenchement 40. Avantageusement, le module de déclenchement 40 comprend des moyens 42 pour comparer les paramètres à une courbe de déclenchement similaire à celle représentée en figure 1C, dont l'abscisse correspond au rapport entre un courant stabilisé Iste et le courant nominal I' du réseau 1 et l'ordonnée correspond au rapport entre le courant différentiel Ido et le même courant nominal In, avec une droite de pente p appropriée délimitant deux zones, les points au dessus de la droite (zone hachurée) entraînant la génération d'un signal de déclenchement D qui est transmis à un appareil de coupure (non illustré). Avantageusement, un seuil de déclenchement Iso est choisi pour le courant différentiel Ido, seuil en dessous duquel le déclenchement n'a pas lieu. A cette fin, la courbe de déclenchement comprend un premier segment de droite horizontale, d'ordonnée correspondant au rapport entre ce seuil de déclenchement Iso et le courant nominal, notamment 0,05 < Iso/I' < 0,8, puis une deuxième partie au moment de l'intersection avec la droite de pente p, avantageusement 120 %.

Pour élaborer les paramètres utilisés dans le module de déclenchement 40, une première étape est l'obtention de signaux représentatifs des courants circulant dans le réseau 1. Le module d'acquisition 20 d'un dispositif selon l'invention permet d'obtenir, en fonction des courants de phase et de neutre mesurés Im;, des signaux représentatifs de leurs composantes symétriques (courants direct, homopolaire et inverse). De préférence, le module d'acquisition reçoit les mesures en provenance de capteurs 3;, qui peuvent faire partie 2784 LPu du dispositif 10 selon l'invention ou non, par exemple quatre tores de détection mis en place sur le réseau, un tore 31, 32, 33 sur chaque phase L1, I12, L3 et un tore 30 sur la ligne de terre partant du transformateur 2. Avantageusement, le module d'acquisition 20 du dispositif selon l'invention est apte à traiter les signaux de mesures Imi pour avoir une représentation vectorielle des courants mesurés, notamment et tel que schématisé en figure 3A, grâce à un filtre anti-repliement de spectre 21 et un échantillonneur-bloqueur 22, puis un convertisseur analogique/numérique 23 et un filtre passe-bas demi-bande 24 ; les signaux subissent ensuite une décimation par 3 par les moyens adaptés 25 avant de subir finalement un filtrage 26 constitué d'une transformée de Fourier à 50 Hz afin d'obtenir les parties réelle et imaginaire des vecteurs courants. Bien que préférés, certains de ces éléments peuvent couvrir plusieurs fonctions ou être remplacés par des équivalents et/ou supprimés, selon la précision requise et/ou le choix de la technologie d'acquisition. Ces différentes étapes permettent d'obtenir des signaux complexes représentatifs des courant de point neutre I*o et courants de phase I*i. Le module d'acquisition 20 selon l'invention comprend ensuite des moyens permettant l'obtention des composantes symétriques, et notamment des moyens 27 permettant une transformée de Fortescue et des moyens 28, 29 pour déterminer la norme ou la somme du résultat de ladite transformation matricielle. Id 1 a a2 I; Id 1 I; 1 a2 a I2 , et : Iin, = I: 3 1 1 1 l,, 13 IR = 3 - Ih Les quatre signaux ainsi obtenus par le module d'acquisition 20 sont transmis au module 30 d'élaboration des paramètres nécessaires à la protection selon l'invention et schématisé en figure 3B. En particulier, des moyens 31 sont prévus pour déterminer un courant différentiel Ido et un courant de retenue résiduel IRO en fonction des signaux entrés : Ido - IR - Io et I Ro = IR + Io / 2 . Le courant différentiel Ido est utilisé dans les moyens de comparaison 42 du module de déclenchement 40 ; avantageusement, outre le seuil I,0 présenté plus haut, le déclenchement selon l'invention est réalisé seulement si le courant différentiel Ido dépasse également une valeur seuil dépendant du courant assigné (ou courant nominal) In, par exemple proportionnelle à un pourcentage dudit courant. Dans un mode de réalisation particulier, le module d'élaboration 30 comprend ainsi des moyens 2784 LPu 32 pour déterminer un signal IdF correspondant à la mise en éveil de la protection de terre restreinte. Notamment, IdF = 1 Si Ido > 5 % du courant In assigné sur les moyens de mesure 3i des courants de phase ; si IdF = 1, alors le dispositif de protection 10 selon l'invention est activé, sinon, il peut rester en veille et le traitement du signal, notamment par le module d'élaboration 30, n'a pas lieu.

Selon l'invention, le courant utilisé pour la comparaison dans le module de protection 40 est stabilisé. En particulier, le courant stabilisé Istab est défini dans un module approprié 33 en fonction d'un courant de retenue à l'aide d'une mémoire dont la constante de temps a est fonction de la nature et la direction du défaut. Notamment, le coefficient a multiplie le courant stabilisé Istab pris à l'instant tn_1 du cycle de traitement Tay de la protection : cette formulation permet de combler les trous du signal de courant Ini qui peuvent survenir en raison de la saturation des transformateurs de courants 3i sur les défauts polyphasés externes à la zone protégée.

Par ailleurs, avantageusement, le courant stabilisé Istab n'est pas directement calculé en fonction de a et du courant de retenue IR, mais à partir d'un courant traversant It, résultat d'un traitement 34 du signal dudit courant de retenue IR. En particulier, le courant traversant It permet de différencier les défauts polyphasés externes et les défauts polyphasés internes à la zone protégée ; il correspond au maximum entre le courant de retenue résiduelle IRO et un signal dépendant directement du courant de retenue polyphasé IRI, dont le signe permet en outre d'identifier si le défaut est interne (signe positif) ou externe (signe négatif) :IRI = 1 Idir 1 - 1 différence entre les normes des courants direct Idir et inverse. En particulier, dans le cas où le défaut est externe, le courant de retenue polyphasé n'est pas pris en compte pour le courant traversant : It = max [IR09 R . (I Idir - lino l)]-

De préférence, pour prendre en outre en compte la nature du défaut, le coefficient [3 est fonction de ladite nature et sert à discriminer un défaut terre d'un défaut polyphasé. En particulier, si le courant différentiel Ido est inférieur à 5 % du courant nominal In, alors le courant de retenue polyphasé IRI n'est pas pris en compte dans l'élaboration du courant traversant It, ce qui est réalisé en forçant par exemple arbitrairement le coefficient [3 à zéro. 2784 LPu De même, si le courant direct Iaip est inférieur à 1,5 fois le courant nominal Ib du transformateur 2 et s'il s'agit d'un défaut monophasé, c'est-à-dire que le courant inverse Ii,w est inférieur au quart du courant direct Idir, même si le courant différentiel Ido dépasse le seuil précédent, on force (3 à zéro pour ne considérer que IRo dans la formulation de It. Dans les autres cas, le coefficient 13 est égal au maximum entre la valeur 2 et le rapport entre le I courant direct et le courant du transformateur Icip/Ib, avec (3 = max 2, d'r : voir bloc 35. 1b i Avantageusement, le coefficient [3 est utilisé pour la détermination 36 de la constante de temps a. En effet, lorsque le courant différentiel Ido ou la retenue [3 - IRI sont inférieurs à un seuil fixe, notamment à 5 %, du courant assigné I' des moyens de mesure 3i des courants de phase, on prend a = 1/2 : la constante de temps de la mémoire temporelle est environ de 1,5 temps de cycle. Dans le cas contraire, la constante de repos est d'environ 7,5 temps de cycle et a = 7/8.

Le module d'élaboration 30 permet ainsi l'obtention des paramètres Istab et Ido, dépendant de la nature du défaut, de sa localisation et stabilisés dans le temps, afin d'analyser l'opportunité de générer un signal de déclenchement par le dernier module 40 du dispositif selon l'invention schématisé en figure 3C. La comparaison entre courant différentiel Ido et seuil Iso ainsi que p fois courant de stabilisation Istab est réalisée dans le module 42.

Avantageusement, le résultat de cette comparaison est en outre utilisé dans un module adapté 44 afin de prendre en compte d'autres éléments avant éventuel déclenchement. Notamment, outre le paramètre IE participant à l'activation ou non dudit module 40 uniquement s'il n'est pas nul, et afin de détecter les défauts de forte impédance, est prise également en compte la variation du courant de point neutre 8I0 c'est-à-dire la valeur absolue de la différence entre le module du courant de point neutre pendant le défaut (Ido > 5 % In) et le module du courant de point neutre pris un temps cycle Tey avant l'apparition du défaut. Notamment, 8I0 doit être supérieur au minimum entre le courant minimal du transformateur de courant point neutre (c'est-à-dire classiquement 5 % de I' o) et le quart du seuil de réglage Iso. Cette option permet d'envisager des applications en basse tension. A cette fin, le module 40 comprend un bloc mémoire 46 permettant de conserver 2784 LPu les mesures avant le défaut Io avt defaut de défauts évolutifs. pendant toute la durée du défaut, y compris dans le cas Ainsi, le procédé selon un mode de réalisation avantageux de l'invention peut se résumer à l'algorithme selon la figure 4.

De fait, une analyse comparative a été réalisée, en se basant sur deux cas : 1) défaut interne biphasé / terre sur un réseau alimenté par deux transformateurs, dont les neutres sont directement à la terre (réseau typiquement anglais) 2) défaut externe évolutif monophasé vers triphasé / terre. Il apparaît que les solutions existantes fournissent toutes un résultat erroné au moins dans l'un ou l'autre des cas, alors que la solution selon l'invention donne un résultat correct dans les deux situations.

Le nouveau principe et le nouvel algorithme permettent donc de gérer efficacement l'évolutivité des défauts en analysant et prenant en compte leur direction (interne/externe) et leur nature (monophasé/polyphasé), et introduit ainsi le concept innovant de courant de retenue directionnel et stabilisé sur les défauts terre et polyphasé. Ce résultat est possible grâce à l'utilisation de seulement quatre capteurs et d'une constante de temps adaptative et : l'utilisation d'un courant traversant It, qui réagit comme le carré du courant direct ; un coefficient (3 relatif à la nature du défaut ; un paramètre a de stabilisation de la mesure, servant à vérifier l'évolution du défaut, qui couvre notamment une fenêtre de temps due à la saturation des transformateurs de courant 3i ; un paramètre IdF de mise en éveil de la fonction de protection 64REF qui permet de n'activer le système que dans le cas d'un courant suffisamment important ; l'utilisation de minima pour les seuils pour le déclenchement de Io qui permet de ne pas déclencher lors de défauts très résistifs, et permet ainsi de différencier les défauts externes.

2784 LPu

Claims

REVENDICATIONS, 1. Dispositif de protection de terre restreinte comprenant : des moyens (20) pour recevoir des signaux relatifs aux courants de phase (Iml, Im2, Im3) et au courant de neutre (I,no) d'un réseau triphasé (1) au niveau d'un enroulement (2) ; des moyens (30) pour calculer un courant différentiel (Ido) et un courant de retenue directionnel et stabilisé (Istab) à partir des signaux obtenus (I,,,;), ledit courant de retenue étant calculé par l'intermédiaire d'une constante de temps (a) déterminée en fonction de la nature et de la direction du défaut ; des moyens pour comparer le courant de retenue (Istab) et le courant différentiel (Ido) calculés afin de générer un signal indicateur (D) d'un défaut d'isolement dans l'enroulement (2).
2. Dispositif selon la revendication 1 dans lequel les moyens pour calculer le courant de retenue stabilisé comprennent des moyens pour déterminer un courant traversant Ut) en fonction d'un courant de retenue (IR) directement dépendant des courants mesurés (Im;) permettant de différencier les défauts externes et internes.
3. Dispositif selon la revendication 2 dans lequel les moyens (20) pour recevoir les signaux comprennent des moyens permettant de déterminer les composantes symétriques (Id;r, Lw) et le courant de retenue (IR) à partir des signaux reçus (Imt).
4. Dispositif selon la revendication 3 dans lequel le courant traversant (It) répond à la formulation : It = max [t (IR + Io), R (I Idir I - I Iinv I)], R étant un paramètre fonction de la nature du défaut, avec IR et Io courants résiduels et de neutre, Idir et composantes symétriques directe et inverse du courant de phase mesuré.
5. Dispositif selon la revendication 4 dans lequel le paramètre (3 est égal à zéro lorsque le signal de courant différentiel (Ido) est inférieur à 5 % du courant nominal (In) du réseau (1), ou quand le courant direct (Id;r) est inférieur à 1,5 fois le courant nominal (Ib) du transformateur (2) lorsqu'il s'agit d'un défaut monophasé. 10 2784 LPu
6. Dispositif selon la revendication 4 ou 5 dans lequel 13 est égal au maximum entre deux et le rapport entre le courant direct (Idir) et le courant nominal (Ib) du transformateur (2).
7. Système de protection comprenant un dispositif selon l'une des revendications 1 à 6 et en outre un appareil de coupure permettant d'isoler l'enroulement (2), ledit appareil pouvant être déclenché par le signal indicateur (D) du dispositif de protection (10). 10
8. Procédé de détermination d'un paramètre de déclenchement pour assurer la protection des transformateurs et des générateurs contre les défauts d'isolement dans un enroulement par rapport à la terre comprenant les étapes de : mesure des courants de phase et de neutre autour de l'enroulement (2) ; 15 détermination des composantes symétriques (Idir, Ii,,,,, IR) à partir des courants de phase et du courant différentiel (Ido) à partir du courant de neutre (Io) ; détermination d'un courant stabilisé (Istab) à partir des composantes symétriques ; comparaison entre le courant stabilisé (Istab) et le courant différentiel (Ido) pour déterminer le paramètre de déclenchement (D). 20
9. Procédé selon la revendication 8 dans lequel le courant stabilisé (Istab) correspond à au maximum d'un signal de courant traversant (It) pris entre deux instants du cycle de traitement multiplié par un coefficient de constante de temps (a). 25
10. Procédé selon la revendication 9 dans lequel le signal de courant traversant correspond à It = max [th - (IR + Io), 13 - (Idir- Ii,,,,)], avec IR et Io courants résiduels et de neutre, Idir et Iin,, composantes symétriques directe et inverse du courant de phase mesuré, et [3 paramètre dépendant de la nature du défaut. 2784 LPu