Guide de protection et de relais : sélection, réglage et test des relais

Ce qu'un relais de protection protège réellement

Un relais de protection est le décideur : il mesure le courant/tension (et parfois la fréquence, la puissance, l'impédance, les harmoniques), applique la logique et déclenche un disjoncteur lorsque les conditions indiquent un risque de dommage ou un danger pour la sécurité. Grâce à la conception pratique de protection et de relais, vous protégez :

• Équipements : transformateurs, moteurs, générateurs, câbles, jeux de barres et départs.
• Stabilité du système : évite les déclenchements en cascade lors de défauts.
• Personnes et installations : limiter la durée des arcs électriques et les potentiels de contact dangereux.

Un modèle mental utile est celui des « zones de protection ». Chaque actif doit avoir une limite clairement définie et un schéma de relais principal, avec une protection de secours en amont. Le but est que le relais primaire se déclenche en premier ; le secours se déclenche uniquement en cas de défaillance de la protection primaire ou du disjoncteur.

Fonctions de relais de base que vous utiliserez le plus souvent

Les relais numériques modernes mettent en œuvre de nombreuses fonctions dans un seul appareil. Les éléments suivants sont des éléments de base courants dans les applications de protection et de relais, ainsi que leurs compétences :

Si vous avez besoin d'un point de départ pour de nombreux systèmes industriels et commerciaux, un ensemble combiné de défauts à la terre à maximum de courant avec des courbes de temps bien coordonnées constitue souvent la base de référence la plus rentable. Ajoutez ensuite des systèmes différentiels, de réduction des arcs électriques ou des systèmes assistés par communication lorsque le risque et la criticité le justifient.

Conception du schéma de protection : zones, sélectivité et sauvegarde

Une philosophie pratique de protection et de relais doit répondre à trois questions pour chaque type de défaut : « Qui déclenche en premier ? », « À quelle vitesse ? » et « Qui prend le relais en cas de panne ? » La hiérarchie classique est la suivante :

• Protection primaire : couvre la plus petite zone et se déclenche le plus rapidement.
• Sauvegarde locale : la logique de défaillance du disjoncteur déclenche les disjoncteurs en amont si le disjoncteur local ne se libère pas.
• Sauvegarde à distance : relais en amont surintensité/distance temporisée qui efface le défaut en cas d'échec des schémas locaux.

Marge de coordination à prévoir

Pour la coordination des surintensités échelonnées dans le temps, les ingénieurs ciblent généralement un intervalle de temps de coordination qui couvre la tolérance du temps de fonctionnement du relais, le temps de dégagement du disjoncteur et les effets transitoires du TC/relais. Dans de nombreux contextes de terrain, une plage de départ pratique est 0,2 à 0,4 seconde entre les appareils en aval et en amont sur le même niveau de courant de défaut (ajuster en fonction de la vitesse du disjoncteur et du type de relais).

Une vérification rapide des « limites de zone »

Avant de finaliser les paramètres, vérifiez que chaque limite de zone est physiquement significative : les emplacements des TC, les positions des disjoncteurs et les sectionneurs doivent être alignés. De nombreuses erreurs de fonctionnement se produisent lorsque les dessins montrent une limite mais que le câblage du TC ou la gamme de disjoncteurs en implémente une autre.

Transformateurs d'instrument et câblage : le point de défaillance caché

Les performances de la protection et des relais sont limitées par la chaîne de mesure. Si le relais ne « voit » jamais correctement le défaut, aucune finesse de réglage ne vous sauvera.

Transformateurs de courant (TC) : précision vs saturation

La saturation des TC peut retarder ou déformer le courant lors de défauts élevés, en particulier pour les éléments différentiels et à grande vitesse. Les mesures d’atténuation pratiques comprennent :

• Utilisez des classes de TC adaptées au service de protection et au courant de défaut anticipé (y compris le décalage CC).
• Maintenez la charge secondaire à un faible niveau : longueurs courtes, taille de conducteur correcte, terminaisons solides.
• Valider la polarité et le rapport sur chaque TC ; un seul TC inversé peut neutraliser la protection différentielle.

Transformateurs de tension (TT/PT) : logique de fusion et de perte de potentiel

Une défaillance du fusible VT peut imiter des défauts de sous-tension ou de distance. Utilisez la supervision par perte de potentiel lorsqu'elle est disponible et assurez-vous que les pratiques de fusion secondaire du VT correspondent aux attentes de votre système. Si votre relais utilise une polarisation de tension, confirmez son comportement en cas de perte VT afin de ne pas créer d'angle mort ou de condition de déclenchement intempestif.

Une règle pratique : si vous constatez des fonctionnements inexpliqués, vérifiez le câblage du TC/TT, la charge, la polarité et la mise à la terre avant de modifier les paramètres. Dans de nombreuses enquêtes, la cause fondamentale est comportement du câblage ou du transformateur de mesure , pas l'élément de protection lui-même.

Un flux de travail pratique pour les paramètres de relais avec un exemple concret

Vous trouverez ci-dessous un flux de travail pratique que vous pouvez appliquer pour la protection contre les surintensités des lignes d'alimentation. Cela ne remplace pas une étude de coordination complète, mais cela évite les erreurs les plus courantes.

Flux de travail étape par étape

1. Collectez les données du système : une ligne, impédance du transformateur, tailles de conducteurs, types de disjoncteurs, rapports de TC et méthode de mise à la terre.
2. Calculez les attentes de charge et d'appel : demande maximale, démarrages de moteurs, mise sous tension du transformateur.
3. Calculez les niveaux de défaut sur les bus clés (minimum et maximum) : incluez les variations de la source et la contribution du moteur, le cas échéant.
4. Sélectionnez les éléments de protection : phase OC, défaut à la terre, instantanée, directionnelle si nécessaire.
5. Coordonner les courbes temporelles de l’aval vers l’amont avec une marge délibérée (ne pas fermer les intersections avec le « regard »).
6. Valider par rapport aux objectifs de protection : pas de déclenchement sur charge normale, déclenchement sur défauts dans le temps requis, fonctionnement de secours correct.
7. Documentez chaque hypothèse et chaque justification afin que les changements futurs restent cohérents.

Exemple travaillé (chiffres typiques)

Considérons un départ de 480 V avec un courant à pleine charge de 300 A et un rapport TC de 600:5. Une approche de départ courante est la suivante :

• Temps de détection de surintensité de phase proche 1,25× charge maximale attendue (pour éviter les déclenchements intempestifs), puis ajuster les démarrages des moteurs et la diversité.
• Élément instantané réglé au-dessus du défaut traversant maximum en aval (pour préserver la sélectivité), ou désactivé lorsque la sélectivité est critique.
• Détection des défauts à la terre choisie pour détecter les défauts à la terre de faible niveau tout en respectant le système de mise à la terre ; pour les systèmes mis à la terre par résistance, cela peut être considérablement inférieur à celui des capteurs de phase.

Dans de nombreuses installations, l'amélioration des performances en matière d'arc électrique repose moins sur l'abaissement des seuils de détection que sur l'utilisation d'une logique plus rapide pendant la maintenance (par exemple, une entrée en mode maintenance) tout en préservant la coordination normale. Le résultat défendable est : rapide lorsque les personnes sont exposées, sélectif lorsque l'usine est en marche .

Relais de protection modernes : logique, communications et CEI 61850

Les systèmes de protection et de relais utilisent de plus en plus des systèmes assistés par les communications pour améliorer la vitesse et la sélectivité. Les modèles courants incluent le déclenchement permissif, les schémas de blocage et le déclenchement par transfert. La norme CEI 61850 permet des modèles de données standardisés et une messagerie à haut débit (par exemple, GOOSE) qui peuvent remplacer les verrouillages câblés dans de nombreuses conceptions.

Là où les communications sont les plus utiles

• Protection de ligne : nettoyage plus rapide avec des schémas permissifs par rapport au classement temporel pur.
• Coordination des pannes de bus et de disjoncteurs : logique déterministe et reporting d'événements amélioré.
• Visibilité opérationnelle : l'oscillographie et les journaux d'événements réduisent le temps de dépannage après les déclenchements.

Contrôle de la cybersécurité et de la configuration (non facultatif)

Les relais modernes étant des points de terminaison programmables, le contrôle de la configuration fait partie de la fiabilité. Traitez les fichiers de configuration et les mappages de communication comme des artefacts contrôlés : conservez l'historique des versions, restreignez l'accès et validez les modifications via un processus de test. Une pratique opérationnelle solide consiste à exiger un examen par les pairs pour tout changement susceptible de modifier la logique de déclenchement.

Tests et mise en service : à quoi ressemble le « bon » sur le terrain

Un système de protection et de relais ne vaut que par sa mise en service. Les relais numériques fournissent des diagnostics riches, mais vous devez toujours prouver le chemin de déclenchement de bout en bout : détection → logique → contacts de sortie → bobine de déclenchement du disjoncteur → dégagement du disjoncteur.

Check-list de mise en service (pratique)

• Vérification de la polarité, du rapport et de la mise en phase du TC ; mise à la terre secondaire vérifiée et documentée.
• Polarité VT et cartographie phase-phase/phase-neutre correcte ; logique de perte de potentiel vérifiée.
• Vérification du circuit de déclenchement : continuité de la bobine de déclenchement, alimentation CC, alarmes de supervision et mappage correct des contacts de sortie.
• Tests d'injection secondaire : reprises, courbes de temps et comportement directionnel validés par rapport aux réglages.
• Tests de bout en bout pour les déplacements assistés par communication, le cas échéant (y compris le comportement de sécurité en cas de perte de communication).
• Capture des enregistrements d'événements vérifiée : enregistrements de perturbographie, synchronisation temporelle et dénomination correcte des stations.

Un critère d'acceptation pratique est que le temps de déclenchement mesuré (dégagement du disjoncteur de sortie de fonctionnement du relais) est cohérent avec les hypothèses de conception. Pour de nombreuses applications, une opération de protection « instantanée » devrait être de l’ordre de quelques cycles à fréquence industrielle pour la décision du relais et l'effacement du disjoncteur, mais la cible exacte doit correspondre au plan du disjoncteur et de la coordination.

Dépannage des erreurs de fonctionnement : isolation rapide des causes profondes

Lorsqu'un relais se déclenche de manière inattendue, le moyen le plus rapide d'isoler la cause première consiste à utiliser une séquence disciplinée qui sépare « ce que le relais a mesuré » de « ce que le système a vécu ». Utilisez d'abord les rapports d'événements de relais et l'oscillographie ; elles sont souvent plus fiables que les hypothèses formulées après coup.

Questions à haut rendement auxquelles répondre

• Quel élément a été affirmé (par exemple, temps OC, instantané, différentiel, sous-tension) ?
• Les formes d'onde montrent-elles une véritable signature de défaut (amplitude du courant, déphasage, séquence inverse, courant résiduel) ?
• Le relais était-il correctement polarisé (VT présent, mappage de phase correct) au moment du fonctionnement ?
• La saturation du TC ou une erreur de câblage pourraient-elles expliquer les mesures (courant à sommet plat, courants de phase non adaptés) ?
• Le disjoncteur s'est-il réellement ouvert ou avez-vous rencontré un scénario de défaillance du disjoncteur ?

Un exemple courant : le différentiel se déclenche à la mise sous tension du transformateur lorsque la retenue d'appel est désactivée ou mal configurée. Un autre problème fréquent est le « broutage » de défaut à la terre causé par un câblage résiduel incorrect ou une connexion secondaire du TC desserrée. Dans les deux cas, les modifications des paramètres à elles seules sont risquées, à moins que vous ne confirmiez que la chaîne de mesure est correcte.

Choisir le bon relais pour le travail

La sélection d'un relais de protection doit être fonction des types de défauts, de la criticité et de la maintenabilité, et pas seulement du nombre de fonctionnalités. Utilisez les critères ci-dessous pour éviter de suracheter ou, pire encore, de sous-protéger.

Des critères de sélection qui comptent dans la pratique

• Fonctions de protection requises : incluent les extensions futures (alimentations supplémentaires, DG, disjoncteurs de liaison).
• Entrées/sorties : bobines de déclenchement, état du disjoncteur, verrouillages, mode maintenance, alarmes.
• Communications : prise en charge du protocole SCADA, besoins IEC 61850, méthode de synchronisation temporelle.
• Enregistrements d'événements : profondeur de capture de forme d'onde, déclencheurs et facilité de récupération.
• Maintenabilité opérationnelle : définition de la disponibilité des logiciels, prise en charge des modèles et empreinte de formation.

Un énoncé de résultat pratique pour la plupart des projets est le suivant : standardiser les familles de relais et les modèles de configuration dans la mesure du possible . La standardisation réduit le temps d'ingénierie, simplifie les pièces de rechange et améliore la réponse aux incidents, car les techniciens reconnaissent les modèles dans les rapports d'événements et la logique.