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Cette page est la traduction du document présenté au Cired de juin 2005 à Turin
METHODE INNOVANTE DE DETECTION SELECTIVE DES DEFAUTS A LA TERRE DANS LES RESEAUX DE DISTRIBUTION A NEUTRE IMPEDANT OU ISOLE
		Jan Berggren		Lars Hammarson
		ProTrol AB		Göteborg Energi Nät AB
		Suède		Suède
		jan.berggren@protrol.se		lars.hammarson@goteborgenergi.se
INTRODUCTION
Une détection simple et fiable des défauts phase-terre dans les réseaux à neutre impédant fait bénéficier le distributeur d'électricité d'avantages considérables pour la durée des ruptures de service et pour la sécurité des personnes. Ce rapport décrit une méthode entièrement nouvelle qui n'utilise que la mesure du courant tout en satisfaisant aux exigences de fiabilité et d'économie. En dépit de la simplicité apparente de l'approche, il est aussi démontré que c'est une excellente méthode pour détecter les défauts phase-terre dûs aux arcs intermittents à réallumages récurrents.
INDICATION DE DEFAUTS A LA TERRE
Le besoin existe d'améliorer les méthodes de détection de défauts phase-terre dans les réseaux souterrains moyenne tension mise à la terre par une impédance, et de la rendre plus fiable, sans accroître le coût d'investissement. Une localisation rapide et sûre du défaut apportera les avantages suivants :
	Sécurité	Un câble en défaut peut être mis hors service immédiatement sans mesure préalable.
	Rapidité	Le courant électrique peut être rétabli sans délai au profit des clients affectés en reconnectant les câbles sains.
	Sélectivité	L'amélioration de la protection du départ permet d'éviter le déclenchement non sélectif de transformateurs HT/MT dû à une tension de point neutre persistante.
RESEAUX MOYENNE TENSION DE DITRIBUTION URBAINE EN SUEDE
Les postes MT/BT urbains en Suède sont alimentés par des réseaux câblés souterrains en 12 ou 24 kV, mis à la terre par une résistance, souvent avec une bobine d'inductance. Le réseau est en général bouclé avec un point normalement ouvert dans un des postes MT/BT (configuration en artère coupée). En cas de défaut dans le réseau, le départ concerné est déclenché par le relais de protection situé dans le poste HT/MT, ce qui stoppe l'alimentation de tous les postes MT/BT de ce départ. La durée nécessaire au rétablissement de l'alimentation dépend de la rapidité à localiser le défaut. Jusqu'à présent, il n'existait pas de méthode économique et fiable pour détecter les défauts phase-terre passant par les postes MT/BT. La technique conventionnelle basée sur une technologie connue inclut la mesure du courant et de la tension pour chaque poste MT/BT. Des transformateurs de tension ne sont pas en général présents dans de tels postes et en installer impliquerait un coût considérable. Une détection basée uniquement sur la mesure de courants ouvre la possibilité d'équiper chaque poste MT/BT d'un réseau souterrain de câbles pour restaurer rapidement l'alimentation après un défaut. Par ailleurs, il est souhaitable d'y incorporer en une seule unité la fonction de communication pour l'intégrer à un système de supervision du réseau.
CONTEXTE ET THEORIE
Traditionnellement, les défauts phase-terre dans les réseaux à régime de neutre compensé sont détectés en mesurant le courant résiduel et la tension du point neutre. Il est ainsi possible d'obtenir le produit vectoriel U0I0 ou de calculer I0 en combinaison de φ = ∠I0/U0. La méthode, quelqu'elle soit, cherche à estimer la composante résistive du courant résiduel passant par la résistance du point neutre et dans le défaut, et qui n'existe principalement qu'entre ces deux points. Cette technique de mesure employée depuis longtemps donne un résultat satisfaisant quand le réseau est suffisamment bien accordé. Il n'est pas inhabituel qu'avec le temps et les modifications de réseau, l'inductance de la bobine ne corresponde plus à la capacité totale du réseau. De telles dérives entraînent une détérioration de la sensibilité aux défauts phase-terre très résistifs. Le présent rapport décrit une nouvelle méthode pour détecter les défauts phase-terre. Au lieu des composantes homopolaires ( U0 et I0 ), ce sont les courants de phase qui sont étudiés dans leurs changements spécifiques en cas de défaut phase-terre. Pour généraliser, on peut dire qu'entre le point de défaut et le point neutre, les courants se modifient différemment selon la phase concernée, alors que ces modifications sont les mêmes ou très similaires pour les phases des parties saines du réseau. Puisque des variations normales de charge modifient elles-aussi le courant de phase, il sera montré comment ces modifications se présentent en comparaison avec celles dues à un défaut phase-terre. Des modifications de charge dans un réseau de distribution connecté en Δ / Y provoquent soit une augmentation de la composante directe du courant soit des augmentations égales mais opposées des composantes directes et inverses. La compréhension de cette nouvelle méthode est facilitée par une approche triphasée, plutôt que l'utilisation traditionnelle des composantes symétriques. Que sépare un départ en défaut d'un autre sain ? La réponse est obtenue en étudiant le réseau simplifié suivant :
	Fig. 1 Réseau simplifié avec 2 départs (« feeder ») et un défaut phase-terre dans le départ 1, illustrant les modifications Thévenin de courant.
La figure 1 illustre que le courant de défaut provenant du point de défaut est distribué de sorte que le courant dans le conducteur de la phase en défaut contient tout le courant de défaut, alors que le courant dans les conducteurs des phases saines est déterminé par leur capacité à la terre. Le modèle de la figure 1 est très simplifié, mais il suffit à décrire le phénomène pour la nouvelle méthode de mesure. Un meilleur modèle inclurait d'autres aspects du réseau tels, par exemple, les variations de charge dans le temps. Afin de concevoir un détecteur utilisant ce phénomène, il faut pouvoir mesurer les variations de courant avec précision. Une façon de mesurer les variations de courant est de comparer le courant d'une période avec celui la précédant. Non seulement les défauts phase-terre mais aussi les charges vont entraîner des modifications de courant. Peut-on les distinguer les uns des autres ? Ci-dessous suit une démonstration de deux cas avec variation de charge simultanée à une faute phase-terre de résistivité élevée.
	Fig. 2 Modèle de réseau simulé en EMTDC¹. Réseau : U=10.7 kV, Xn=122 mH (162 A), Capacité/phase = 27.9 μF, Rn = 1.2 kΩ (5 A) et charges = 3.8 MVA. CF1 = 0.68 μF (4 A), CF2 = 2.26 μF (13 A), Xr=0.08 et Sn=50 MVA. ¹/ Logiciel de simulation, Manitoba HVDC Research Centre, Canada
Mais d'abord, étudions deux cas de défauts phase-terre sans changement de charge. La figure 3 ci-dessous illustre clairement que la modification de courant dans la phase en défaut du Départ 1 est considérable si comparée aux phases saines, alors que les variations de courant sont du même ordre de grandeur dans toutes les phases du Départ 2. Dans le départ sain, il y a normalement une différence mineure entre la phase en défaut et celles saines, car le courant de ces dernières doit passer par le transformateur.
	Départ 1, Rf = 100 Ω		Départ 2, Rf = 100 Ω
	Départ 1, Rf = 3 kΩ		Départ 2, Rf = 3 kΩ
	Fig. 3 Défauts simulés du modèle Fig. 2. A noter que CF2 est fixé à 2,26, 2,16 et 2,36 μF pour les phases a, b et c afin de pouvoir distinguer les phases individuelles du Départ 2. La tension de la phase en défaut est à 80° au moment du défaut.
La figure 4 montre comment une modification simultanée de charge peut affecter la mesure : accroissement de charge biphasée de 2 kW entre les phases b et c, et accroissement triphasé de 10 kW.
	2 kW charge biphasée entre les phases b et c.		10 kW charge triphasée
	Fig. 4 Défaut phase-terre avec Rf=3kΩ et accroissement simultané de charge bi- et triphasée au départ 2.
Les figures ci-dessus illustrent que la modification de courant dans la phase en défaut est significative aussi pour des défauts phase-terre à forte résistivité. Les courbes du départ 2 en cas de changement de charge sont identiques aux courbes de la figure 3. La méthode de mesure est basée sur l'asymétrie des changements de courant dans les 3 phases ainsi qu'illustrée dans les figures ci-dessus. L'asymétrie est considérable pour les défauts phase-terre de faible résistivité mais décroît avec l'augmentation de résistance dans le défaut. Le niveau de sensibilité est donc limité par d'éventuelles modifications « en continu » des charges et par la précision de la mesure. Il faut aussi signaler que la méthode inclut à la fois des mesures transitoires et statiques. La méthode n'est pas directionnelle, mais est sensible au passage du courant, ce qui entraîne qu'elle s'adapte à la configuration du réseau. Puisque la méthode est basée sur l'asymétrie de courant durant une fenêtre de temps, elle est insensible aux erreurs angulaires des transformateurs de courant ou à l'accord de la bobine de point neutre.
ESSAIS EN RESEAU
Des essais ont été effectués sur le réseau Göteborg Energi. Tension 10,5 kV, bobine réglée à Xn=«158A» et Rn=«45A» Le départ sain a un courant capacitif total à la terre de 13,1 + 5,5 A et le départ en défaut 3,07 + 1,77 + 11,2 A
	Fig. 5 Réseau d'essai à Göteborg Energi. M1 et M2 sont les points de mesure.
Des détecteurs ont été placés dans divers postes MT/BT. Ici ne sont représentés que les mesures aux postes M1 et M2. Les courbes de mesure viennent de l'Enregistreur de Défauts Transitoires intégré au Détecteur.
	M1		ΔM1
	oc = détection de surintensité (Over Current)
	ef = détection de défaut phase-terre (Earth Fault)
	M2		ΔM2
	Fig. 6 Enregistrements du défaut par le détecteur à M1 et M2, où Rf = 133 Ω. La courbe de gauche montre le courant et celle de droite sa modification.
Les courbes de droite de la figure 6 ci-dessus montrent le phénomène avec le courant total de défaut dans la phase en défaut à M1 et des modifications de courant des 3 phases approximativement les mêmes à M2. Des courbes on peut estimer la modification maximale à M2 : Ia+ Ib+ Ic ≈ 8 A sur 2 périodes, donc 5,7 Aeff. Le courant résiduel calculé en théorie à 6,5 Aeff pour un réseau pleinement compensé correspond bien à la mesure de référence 5,8 Aeff. La puissance totale passant à M2 était 3,4 MVA.
	Fig. 7 Enregistrement du défaut montrant les changements de courant ΔM1 au point de mesure M1, avec Rf = 2460 Ω. A noter la barre turquoise horizontale, qui montre que l'asymétrie a été reconnue à 40 ms par la protection de défaut phase-terre
La figure 7 montre une amplitude Ia = 3,4A, donc 2,4 A eff.. Une estimation théorique du courant résiduel donne 10500/2593 = 2,4 Aeff. pour un réseau pleinement compensé. Il faut noter que les erreurs de mesure et les changements de charge sont plus significatifs pour les défauts très résistants. Pourtant, la modification de courant de la phase en défaut reste bien visible. La charge passant M1 était environ 1,4 MVA au moment du défaut.
	Photo 1 Installation ProTrol de contrôleur intégré IPC4010 au poste M1.
DEFAUTS A ARCS INTERMITTENTS
La difficile tâche de fournir une détection de défaut phase-terre à arcs intermittents peut être résolue en constatant que les courants triphasés contiennent plus d'informations que le seul courant résiduel. Environ 50 essais ont été effectués avec de bons résultats sans équivoque. Ci-dessous un exemple de défaut lors d'essais effectués dans le poste HT/MT de Fortum.
	(a) Courants de phase dans le départ en défaut à vide de charge (Départ 1)
	(b) Courants de phase dans le départ sain (Départ 2)
	(c) Changement des courants de phase (ΔI) dans le départ sain (Départ 2)
	(d) Courant résiduel dans le départ sain (Départ 2)
	Fig. 8 Défaut phase-terre à arc intermittent enregistré au poste HT/MT de Fortum. Réseau : Xn= « 100A », XC= « 90A », Rn= « 4A ». Le câble en défaut était un court morceau de câble 12kV sans charge, à isolation endommagée, et posé sur le sol du poste. Le réseau est mixte avec départs aériens et souterrains.
A noter aussi que les modifications de courant dans le départ sain sont fondamentalement les mêmes, alors que les pointes de courant venant de l'arc de contournement du départ 2 sont très élevées et asymétriques. Les courants dans les figures sont filtrés à bande passante basse, de sorte que les pointes réelles de courant sont 0,5 - 1 kA, puisqu'elles ne sont en général limitées que par la résistance de mise à la terre du réseau.
La figure 8 montre aussi que le courant résiduel est significatif aussi dans les départs sains. La forme des courbes peut facilement être mal interprétée par une protection mesurant en régime établi.
COMPOSANTES SYMETRIQUES
Pour analyser des défauts phase-terre, les composantes symétriques sont normalement utilisées. Les observations concernant les changements de courant en cas de défauts phase-terre sont confirmées par la figure 9 ci-dessous.
	Fig. 9 Réseau équivalent pour un défaut phase-terre décrit par les composantes symétriques.
La figure 9 montre que les modifications de courant dans le départ 2 sain ont lieu essentiellement dans le seul réseau homopolaire, c'est-à-dire I12 ≈ 0 et I22 ≈ 0. Les équations (1 à 3) ci-dessous révèlent les mêmes résultats que le raisonnement triphasé.
IA = I0 + I1 + I2
IB = I0 + a²I1 + aI2
IC = I0 + aI1 + a²I2
avec a=∠120° et a²=∠240° (1)
Avec l'approximation que I01 ≈ I11 ≈ I21 ≈ If / 3, les équations pour le départ 1 donnent les résultats suivants :
IA1 = I01 + I11 + I21 ≈ If
IB = I0 + a²I1 + aI2
IC = I0 + aI1 + a²I2 (2)
Et pour le départ 2 :
IA2 ≈ I02
IB2 ≈ I02
IC2 ≈ I02 (3)
L'équation (2) démontre que le changement de courant de phase correspond essentiellement à la totalité du courant de défaut, et l'équation (3) illustre que toutes les modifications de courants sont approximativement identiques et qu'elles sont déterminées par la capacité à la terre du départ.
RESUME
Cette nouvelle méthode pour la détection sélective des défauts phase-terre apporte de nouvelles possibilités. Chaque poste MT/BT peut être muni d'équipement qui mesure correctement et indique quels postes MT/BT ont été parcourus par le courant de défaut. Puisque le Détecteur est basé sur la seule mesure de courants, il est aisé de compléter les postes standards de boucle ouverte sans avoir à installer des transformateurs de tension. La nouvelle méthode va aussi améliorer la confiance en la fiabilité de la protection contre les défauts phase-terre dans les postes HT/MT. Les protections de défaut phase-terre à arcs intermittents ne sont pas suffisamment fiables pour les réseaux souterrains. Il s'ensuit qu'un câble en défaut n'est pas déclenché à temps. La protection voltmétrique homopolaire de point neutre déconnecte alors le transformateur HT/MT. En conséquence, un nombre additionnel d'abonnés est déconnecté. La distribution suédoise d'électricité fait face à une demande de disponibilité croissante du réseau alors qu'en même temps, les autorités et les clients réclament des prix bas. Cela limite ses possibilités d'investissement dans le réseau et il lui faut chercher des solutions habiles pour satisfaire à ces nouvelles exigences.