Protection de distance · Glossaire

La protection de distance est une méthode de protection des réseaux. Elle détecte les défauts sur les lignes électriques à partir de l'impédance mesurée par le dispositif de protection. Cette impédance décrit la résistance apparente en courant alternatif entre le point de mesure et le point de défaut. L'appareil reçoit le courant et la tension via des transformateurs de courant et de tension, en calcule une impédance et la compare à l'impédance de ligne réglée. Plus l'impédance mesurée est faible, plus le défaut est proche du point de vue de l'appareil. Dans le monde anglo-saxon, la fonction est souvent désignée par son numéro de dispositif ANSI, « 21 ».

La « distance » dans la protection de distance n'est donc pas une distance géographique. Deux lignes de même longueur peuvent paraître d'éloignement différent du point de vue de la protection si la section des conducteurs, le matériau, le niveau de tension ou le mode de construction diffèrent. Une ligne aérienne, un câble et une ligne à compensation série ont des caractéristiques électriques différentes. La protection de distance travaille avec ces paramètres de réseau et non avec un plan de situation.

La protection de distance est utilisée surtout dans les réseaux haute et très haute tension, c'est-à-dire dans le réseau de transport et dans les réseaux 110 kV. Les lignes y transportent de fortes puissances, les réseaux sont maillés et les défauts doivent être limités très rapidement. Des fonctions de protection de distance existent toutefois aussi dans des appareils pour câbles moyenne tension. En cas de court-circuit, de forts courants circulent, les tensions s'effondrent et les générateurs, convertisseurs et consommateurs réagissent à la perturbation. La protection doit alors déconnecter la section concernée en une fraction de seconde tout en retirant du réseau le moins possible d'équipements intacts.

L'impédance plutôt que les kilomètres

La grandeur de mesure centrale de la protection de distance est l'impédance. Elle est évaluée comme grandeur complexe, donc avec une partie active (résistance R) et une partie réactive (réactance X). Pour les lignes aériennes et les câbles du réseau haute tension, la partie réactive est essentiellement inductive. Une simple valeur de résistance ne suffit donc pas. Les dispositifs de protection représentent les valeurs mesurées dans le plan d'impédance R-X et vérifient si un point de mesure se situe à l'intérieur d'une caractéristique de déclenchement réglée. Les caractéristiques circulaires (Mho) et polygonales sont courantes. Avec les polygones, la portée peut être réglée séparément dans la direction R et dans la direction X. Les appareils numériques s'orientent pour la portée surtout sur la réactance, car une résistance d'arc augmente principalement la partie active.

Un exemple parlant est un court-circuit franc (métallique) sur une ligne. La tension au point de mesure chute alors, tandis que le courant augmente fortement. Il en résulte une faible impédance mesurée. Si le défaut est plus éloigné, la mesure englobe une plus grande partie de l'impédance de la ligne. Un exemple chiffré simplifié : si une ligne a une réactance totale de 10 ohms et que l'appareil mesure 4 ohms, le défaut se situe, dans des conditions idéales, à environ 40 pour cent de la longueur de la ligne. Avant de mesurer, l'appareil doit détecter un défaut. Ce démarrage, appelé excitation, s'effectue au moyen de critères de surintensité ou d'impédance. Il ne doit pas réagir à tort en cas de forte charge d'exploitation ni lors de manœuvres de commutation.

Cette estimation n'est jamais un simple exercice de calcul avec des valeurs idéales. Les défauts peuvent être monophasés, biphasés ou triphasés. Ils résultent par exemple d'arcs électriques, d'arbres, de dommages d'isolation ou de défauts dans le poste. En cas de défauts à la terre, le chemin de retour par la terre joue un rôle. L'appareil en tient compte au moyen d'un facteur d'adaptation de l'impédance de terre réglé. Les résistances de défaut, les injections provenant de plusieurs côtés (injection intermédiaire), les lignes parallèles à couplage magnétique et la compensation série peuvent fausser l'impédance mesurée. La protection mesure alors trop court (sous-portée) ou trop loin (surportée). La protection de distance est donc toujours aussi une question de paramétrage.

Zones, plan d'échelonnement et sélectivité

Les dispositifs de protection de distance travaillent avec des zones échelonnées, regroupées dans un plan d'échelonnement. La première zone déclenche sans temporisation intentionnelle, donc en temps rapide. Elle ne couvre toutefois pas toute la ligne propre. La raison en est les imprécisions des données de ligne, des transformateurs de mesure et de la mesure. Si la zone s'étendait jusqu'à l'extrémité de la ligne, l'appareil pourrait empiéter sur la ligne voisine et éliminer en temps rapide un défaut situé juste derrière le poste suivant (surportée). Une portée de la première zone d'environ 80 à 90 pour cent de l'impédance de la ligne est typique. Une règle de réglage courante utilise un facteur d'échelonnement de 0,85. Le guide de la branche suisse indique 0,85 sans communication et 0,8 avec communication pour les lignes du réseau de transport. En direction d'un transformateur, 0,7 est indiqué.

La deuxième zone s'étend au-delà de l'extrémité de la ligne. Elle couvre ainsi de façon sûre le tronçon restant de la ligne et agit avec temporisation. D'autres zones servent de secours pour les parties de réseau adjacentes, au cas où un dispositif de protection ou un disjoncteur y défaillirait. Il existe souvent en plus une zone orientée vers l'arrière. Le retard entre deux échelons s'appelle temps d'échelonnement. Pour les appareils numériques, on retient souvent environ 0,3 seconde, soit par exemple 0 s, 0,3 s et 0,6 s. Pour les relais électromécaniques, on compte environ 0,4 seconde. La pratique suisse indique une plage de 0,25 à 0,5 seconde. Ces valeurs sont des ordres de grandeur issus de la littérature spécialisée et de guides. Les prescriptions respectives du gestionnaire de réseau sont déterminantes.

Un principe fondamental de la protection des réseaux devient ainsi visible : la sélectivité. Dans la mesure du possible, seul l'équipement défaillant doit être déconnecté, tandis que le reste de l'exploitation du réseau est maintenu. Un réglage trop court peut conduire à ce qu'un défaut ne soit pas éliminé ou le soit trop tard. Un réglage trop large ou trop rapide peut déconnecter des lignes saines et aggraver une perturbation.

Sans communication, les défauts situés dans le dernier tronçon de la ligne ne sont éliminés que dans la deuxième zone temporisée. C'est pourquoi, dans le réseau de transport, on couple souvent les dispositifs de protection de distance aux deux extrémités de la ligne par une comparaison de signaux. Un exemple est la méthode POTT (permissive overreach transfer trip). Les deux côtés s'y signalent mutuellement qu'ils voient un défaut dans le sens aval. Toute la ligne peut ainsi être protégée en temps rapide.

C'est en cela que la protection de distance se distingue de la simple protection à maximum de courant. Celle-ci réagit au dépassement d'une valeur de courant, le cas échéant avec échelonnement temporel. Cela peut suffire dans les réseaux de distribution radiaux, mais est souvent trop grossier dans les réseaux maillés. Le courant de court-circuit y dépend non seulement du lieu du défaut, mais aussi de la configuration du réseau, des injections et du nombre de producteurs raccordés. La protection de distance évalue en outre la tension et obtient ainsi une information de localisation largement indépendante du courant de court-circuit.

Distinction avec d'autres méthodes de protection

La protection de distance n'est pas la même chose que la protection de ligne au sens général. La protection de ligne est le terme générique désignant toutes les méthodes qui protègent les lignes contre les défauts. Elle comprend, outre la protection de distance, la protection différentielle, la protection à maximum de courant, la protection contre les défauts à la terre et d'autres fonctions. La protection de distance est une méthode déterminée au sein de cette technique de protection.

Elle se distingue fondamentalement de la protection différentielle. Une protection différentielle de ligne compare les courants aux deux extrémités de la ligne. Si davantage de courant entre dans la ligne qu'il n'en sort, le défaut se situe à l'intérieur de la section protégée. Cette méthode est très sélective, mais nécessite une liaison de communication fiable entre les extrémités de la ligne. La protection de distance peut en principe fonctionner avec les valeurs de mesure d'une seule extrémité. Avec comparaison de signaux, elle devient plus rapide, mais ne nécessite pas d'échange permanent de valeurs de mesure. C'est pourquoi elle sert souvent de protection principale ou de protection de secours, par exemple lorsque la communication pour la protection différentielle est défaillante. Dans les réseaux de transport modernes, les deux méthodes sont souvent combinées.

La protection de distance ne doit pas non plus être assimilée à la sécurité d'approvisionnement. Elle est un moyen technique de limitation des défauts, et non la sécurité d'approvisionnement elle-même. La sécurité d'approvisionnement résulte de nombreux éléments : des options de production et de flexibilité suffisantes, des réseaux robustes, la conduite d'exploitation, la technique de protection, la maintenance, les règles de marché et la préparation aux crises. La protection de distance y agit à un niveau très concret. En cas de défaut, elle décide quelle ligne est déconnectée et à quelle vitesse.

Importance pour l'exploitation du réseau

Dans un réseau maillé, un défaut sur une ligne peut reporter des courants sur d'autres lignes. Si la section défectueuse est correctement déconnectée, le flux de puissance se répartit à nouveau. Si trop est déconnecté, la perturbation peut s'étendre. Si trop peu ou trop tard est déconnecté, des courants de court-circuit subsistent. Les équipements sont alors sollicités thermiquement et mécaniquement, et le niveau de tension se dégrade. En cas de défauts, les dispositifs de protection, disjoncteurs, réenclenchement automatique, systèmes de conduite et consignes d'exploitation doivent être cohérents. Un appareil qui mesure correctement mais dont les zones sont mal réglées peut être tout aussi problématique qu'un appareil défectueux.

Les zones de secours à longue portée sont particulièrement délicates. En cas de très forte charge de la ligne ou d'oscillations de puissance après des perturbations, l'impédance de service mesurée peut devenir si faible qu'elle entre dans une zone de déclenchement alors qu'il n'y a pas de court-circuit. On parle d'empiètement de charge (load encroachment). De tels déclenchements indésirables sont discutés dans la littérature spécialisée comme cause contributive de pannes en cascade de grande ampleur. Les contre-mesures sont des formes de caractéristiques adaptées, des blocages de charge (load blinder) et un blocage sur oscillations de puissance (power swing blocking). Le blocage sur oscillations de puissance bloque le déclenchement en cas d'oscillations stables, sans manquer de véritables défauts.

Les réglages ne naissent pas isolément. Les gestionnaires de réseau tiennent compte des données de ligne, des puissances de court-circuit, des états de commutation, de la protection des sections voisines, des transformateurs, des jeux de barres et des concepts de secours. Des modifications du réseau peuvent changer les calculs de protection, par exemple de nouvelles lignes, des postes de transformation, des états de commutation modifiés ou de nouvelles installations de production. La technique de protection n'est donc pas un accessoire installé une fois pour toutes, mais une partie de la planification continue du réseau et de la conduite d'exploitation. Des outils de simulation servent aujourd'hui à la vérification.

Interprétations erronées fréquentes

Un malentendu répandu consiste à voir dans la protection de distance un télémètre électrique qui détermine sans ambiguïté le lieu du défaut. En réalité, elle fournit une décision de protection fondée sur des grandeurs électriques mesurées. Une localisation de défaut peut être déduite des mêmes données ou de données complémentaires, mais c'est une fonction à part, entachée d'incertitudes en raison des résistances de défaut et des injections. Pour le dépannage, il est utile de savoir si un défaut se trouve à 17 ou à 43 kilomètres. Pour la fonction de protection, ce qui compte d'abord est de savoir s'il se situe dans la zone à déclencher.

Un deuxième malentendu concerne la vitesse. Une déconnexion rapide est nécessaire en cas de court-circuit, mais la vitesse seule n'est pas un critère de qualité. Une protection qui déclenche très rapidement à tort met en danger l'exploitation du réseau. Une protection qui attend alors que le défaut se situe clairement dans sa propre zone met en danger les équipements et la stabilité. La tâche consiste à accorder entre eux sensibilité, sélectivité, échelonnement temporel et protection de secours.

L'idée que les dispositifs de protection seraient épargnés par la transition énergétique est également trompeuse. Avec davantage d'installations couplées par convertisseurs, les contributions de court-circuit et les réactions dynamiques changent. Cela inclut les parcs éoliens et photovoltaïques, les stockages par batteries et les liaisons à courant continu haute tension. Les générateurs synchrones fournissent en cas de défaut des courants élevés, déterminés physiquement. Les convertisseurs limitent généralement leur courant à des valeurs proches de leur courant assigné et le régulent rapidement selon les exigences des règles de raccordement au réseau. Dans certains cas, ils ne fournissent pas de courant homopolaire. Des rapports techniques montrent que l'excitation, la décision de direction et la mesure d'impédance des dispositifs de protection de distance peuvent en être affectées. Cela ne concerne pas toutes les protections de distance de la même manière, mais accroît le besoin d'études de protection soigneuses et de réglages adaptés.

Importance institutionnelle et économique

La protection de distance apparaît d'abord comme une fonction purement électrotechnique. En pratique, elle touche aux compétences, aux investissements et aux règles. Les gestionnaires de réseau sont responsables de l'exploitation sûre de leurs réseaux. Ils définissent les concepts de protection, paramètrent les appareils, vérifient les chaînes de protection et se concertent avec les gestionnaires de réseau voisins. Les fabricants fournissent les appareils et les fonctions, mais l'intégration dans le réseau concret relève de la responsabilité de l'exploitant.

Sur le plan économique, la protection de distance agit par les dommages évités et les conséquences limitées des perturbations. Une zone de réseau déconnectée à tort peut entraîner un redispatching, des interruptions d'approvisionnement, des arrêts industriels ou des charges supplémentaires pour le réseau. Un défaut non éliminé peut endommager des lignes, des installations de commutation et des transformateurs. Une bonne technique de protection coûte donc non seulement des appareils, des transformateurs de mesure et des disjoncteurs, mais aussi de l'ingénierie, des essais, de la maintenance des données et de la coordination. Ce travail continu est moins visible que la construction d'une ligne, mais indispensable à son utilisabilité.

Les réseaux ne se composent en effet pas seulement de cuivre, d'aluminium, d'acier et de transformateurs, mais aussi de mesure, de protection, de régulation, de communication et de règles d'exploitation. Une ligne peut exister physiquement et ne pouvoir être exploitée en sécurité que si son concept de protection s'accorde avec le reste du réseau. Avec un taux de charge plus élevé, des flux de charge modifiés et davantage de production dépendante de la météo, ce niveau gagne en importance. La protection de distance désigne ainsi une fonction de protection qui traduit des grandeurs de mesure électriques en une décision de déconnexion rapide : mesurée localement, évaluée selon les paramètres du réseau, échelonnée dans le temps et orientée vers le maintien du reste de l'exploitation du réseau.

Sources

Reichweiten und Staffelzeiten – Grundsätze — Netzschutz-Magazin (Walter Schossig); 2017-09-18. Einleitung Leitungsschutz, Abschnitte Anregung und Staffelzeit
Leitfaden zum Einsatz von Schutzsystemen in elektrischen Netzen — Verband Schweizerischer Elektrizitätsunternehmen (VSE); 2011-11. Abschnitte 8.2.2 Staffelzeiten und 8.2.3 Zonenreichweiten
Application of Overreaching Distance Relays — IEEE PES Power System Relaying and Control Committee; unbekannt. Abschnitte zu Zone 3, Load Encroachment und Power Swing Blocking
Impact of Inverter Based Resources on Utility Transmission System Protection — IEEE PES Power System Relaying and Control Committee; unbekannt. Abschnitt 3.1 Distance Relay
Considerations and Benefits of Using Five Zones for Distance Protection — Schweitzer Engineering Laboratories; unbekannt. Einleitung zum Stufendistanzschutz

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Edited by eCMS on 11.11.2026 19:26