Chapitre 3 : Exigences d'interconnexion de la MSDG (Partie 2)
3.6 Exigences de protection (suite)
3.6.2 Schéma de protection d’interconnexion
Le schéma de protection d’interconnexion doit assurer la protection contre les courts-circuits, les défauts à la terre et les surcharges. Ce schéma comprend les fonctions de protection suivantes :
- Multi steps instantaneous/time delayed and IDMT overcurrent (50/51)
- Multi steps instantaneous/time delayed and IDMT earth fault (50N/51N)
- Neutral Voltage Displacement (59N)
Le relais de protection du CB1 (voir Annexe 7) doit comporter plusieurs niveaux pour la surintensité et le défaut à la terre :
- Les éléments I>/Io> (seuil bas pour surintensité et défaut à la terre) doivent offrir une sélection de courbes IDMT ou être réglables sur un temps de retard fixe (défini).
- Les éléments I>>/Io>> (seuil haut pour surintensité et défaut à la terre) doivent offrir des fonctions temporisées et instantanées.
Les caractéristiques de ces fonctions de protection sont détaillées à l’Annexe 7 (section 7.7 de ce Code réseau). Les protections 50/51 et 50N/51N agissent sur le disjoncteur d’interconnexion des installations d’interconnexion CEB (disjoncteur MSDG du CEB (CB1)) et la protection 59N agit sur tous les disjoncteurs de départ côté client des installations d’interconnexion.
Les réglages des fonctions de protection 50/51 et 50N/51N doivent être déterminés par le demandeur au moyen d’une étude de protection adéquate et soumis au CEB pour information.
Le réglage du déplacement de tension du neutre est calculé comme suit :
Tableau 4 : Réglages de déclenchement NVD
| Paramètre | Symbole | Seuil de déclenchement | Temps de coupure |
|---|---|---|---|
| Déplacement de tension du neutre (59N) | NVD | Sous réserve du temps de coupure, un signal de déclenchement est émis lorsque le déplacement de tension du point neutre côté 22 kV dépasse 10 % de 22 kV/√3 (1 270 V). | 5.5 s |
Le CEB se réserve le droit d’actualiser les réglages du relais NVD en fonction des paramètres du réseau.
En configuration normale, le relais NVD est alimenté par des TT côté client de l’appareillage MT.
Exceptionnellement, lorsque l’installation de TT côté client n’est pas possible, le relais NVD (côté client) peut être alimenté par le noyau de protection du TT (côté CEB), via un bornier de test (TTB) côté CEB de l’appareillage.
Les réglages de protection doivent être ajustés de sorte que les protections les plus proches du défaut agissent en premier et que les protections de second niveau n’agissent que si le court-circuit persiste. Les temps de réglage doivent donc être ajustés en coordination avec le CEB et à sa satisfaction.
Remarque : la protection requise pour le transformateur élévateur doit être déterminée par le demandeur.
Dans certaines circonstances, si la sélectivité des réglages n’est pas obtenue et pour les installations MSDG comportant des machines synchrones et/ou asynchrones, le CEB se réserve le droit de demander au client d’installer des relais directionnels agissant sur CB1.
Relais directionnel de surintensité et de défaut à la terre
Le relais doit être de type numérique avec les entrées de courant et de tension appropriées pour assurer une protection directionnelle.
Le relais doit offrir au moins trois étages indépendants pour la surintensité (I>, I>>, I>>>) et le défaut à la terre (Io>, Io>>, Io>>>).
Les caractéristiques temps/courant associées aux étages bas (I> et Io>) doivent proposer des courbes IDMT et un temps défini (DT).
Les seuils élevés (I>>, I>>>, Io>> et Io>>>) doivent être réglables en temps défini et en instantané.
Le contrôle directionnel doit être défini par le principe de polarisation en tension pour la surintensité et le défaut à la terre, et réglable pour les directions avant et arrière du défaut.
3.6.3 Protection anti-îlotage
La MSDG ne doit pas alimenter le réseau du CEB lors des coupures du système. Elle doit cesser d’alimenter le réseau du CEB dans les 0,5 seconde suivant la formation d’un îlot. Les fonctions et réglages suivants sont requis :
- Sur- et sous-fréquence (fonctions 81O et 81U)
- Sous-tension et surtension triphasées (fonctions 27 et 59)
- Protection de perte de réseau : taux de variation de fréquence (ROCOF) et/ou décalage du vecteur de tension (VVS)
Tableau 5 : Réglages de déclenchement de la protection anti-îlotage
| Paramètre | Symbole | Seuil de déclenchement* | Temps de coupure |
|---|---|---|---|
| Surtension (27) | U>> | Vφ-φ + 9% | 0.2 s |
| Surtension (27) | U> | Vφ-φ + 6.0% | 1.5 s |
| Sous-tension (59) | U< | Vφ-φ – 10% | 3.0 s |
| Sur-fréquence (81O) | f> | 52 Hz | 0.5 s |
| Sous-fréquence (81U) | f< | 47 Hz | 3 s |
| Perte de réseau | LoM | 2.5 Hz/s (ROCOF) 10 degrees (Vector Shift) |
0.5 s 0.5 s |
NB : Vφ-φ est la tension nominale entre phases aux bornes du générateur.
* Les seuils de déclenchement ci-dessus sont indicatifs et peuvent être modifiés à la demande du CEB pour une interconnexion sûre au réseau.
La protection anti-îlotage agit sur CB4 (disjoncteur MSDG) comme illustré dans le schéma type d’appareillage et de protection à l’Annexe 8 (section 7.8 de ce Code réseau).
Si des onduleurs sont utilisés, leur protection anti-îlotage peut être acceptée si les onduleurs respectent les normes exigées par le CEB et définies dans le Code réseau.
Pour les installations MSDG d’une capacité supérieure ou égale à 1 MW, un dispositif d’inter-déclenchement utilisant des câbles à fibre optique ou une communication sans fil est requis. Voir section 3.6.4.
3.6.4 Protection d’inter-déclenchement pour les MSDG d’une capacité supérieure ou égale à 1 MW
Le schéma d’inter-déclenchement doit être conçu et pré-câblé de sorte que le déclenchement du disjoncteur du départ d’interconnexion au poste 22 kV du CEB entraîne le déclenchement de CB1 (voir Annexe 8, section 7.8 de ce Code réseau). Le déclenchement du disjoncteur 22 kV du CEB doit résulter d’une action de relais de protection au niveau du poste 22 kV du CEB. L’ouverture manuelle et le déclenchement par relais de protection de CB1 ne doivent pas entraîner le déclenchement du disjoncteur correspondant au poste 22 kV du CEB. Toutefois, le schéma doit être câblé mais initialement désactivé.
Afin d’harmoniser les installations MSDG avec les fermes solaires existantes, le schéma de déclenchement indicatif suivant doit être appliqué pour les installations MSDG utilisant des systèmes solaires PV :
- De jour : lors du déclenchement du disjoncteur 22 kV au poste CEB concerné sur défaut, l’opérateur du centre de conduite du CEB ouvre CB1 à distance. CB1 inter-déclenche CB2 (cf. schéma type en Annexe 8). Lors du rétablissement de l’alimentation, l’opérateur referme CB1 à distance et coordonne avec le contact sur site MSDG pour refermer CB2 localement.
- De nuit : lors du déclenchement du disjoncteur 22 kV au poste CEB concerné sur défaut, l’opérateur n’ouvre pas CB1 car il n’y a pas de production PV la nuit et donc pas de contribution de défaut due à l’installation PV.
- En cas de configuration anormale (MSDG transférée sur un autre départ), le centre de conduite du CEB applique la même philosophie.
Pour les MSDG utilisant des technologies ENR autres que le solaire PV, la production a lieu jour et nuit. Ainsi, lors du déclenchement du disjoncteur 22 kV au poste CEB concerné sur défaut, l’opérateur du centre de conduite du CEB ouvre CB1 à distance, quelle que soit l’heure de survenue du défaut.
Le CEB se réserve le droit de modifier la procédure indicative ci-dessus en fonction des contraintes opérationnelles et des technologies ENR employées.
Une communication fiable est requise entre le centre de conduite du CEB et le site MSDG.
Le schéma de communication doit être défini conformément à la section 3.11.
3.6.5 Protection contre le dysfonctionnement du relais
La fonction de surveillance (watchdog) du relais de protection doit émettre une alarme et déclencher le disjoncteur sur lequel il agit normalement en cas de dysfonctionnement.
Pour les MSDG d’une capacité supérieure ou égale à 200 kW, ce signal d’alarme, si requis par le CEB, doit être transmis au poste d’interconnexion du CEB via le canal fibre optique ou une communication sans fil.
3.6.6 Réglages de protection : sélectivité et discrimination
Pour les MSDG d’une capacité supérieure à 200 kW, le demandeur doit soumettre au CEB des réglages appropriés pour la sélectivité et la discrimination de la protection d’interconnexion (disjoncteur 22 kV, côté CEB) avec la protection du poste CEB amont.
Le demandeur doit également soumettre au CEB la contribution aux défauts (monophasés à la terre et triphasés) côté 22 kV provenant de l’installation de production.
3.7 Exigences supplémentaires de protection et de sécurité
Les exigences de protection définies dans les sections précédentes sont obligatoires pour toutes les MSDG, quelle que soit la technologie de production. En plus des interverrouillages de sécurité obligatoires selon l’IEC 62271‑200 pour les appareillages MT sous enveloppe métallique, un mécanisme d’interverrouillage approprié doit être intégré entre les disjoncteurs côté CEB et côté client pour protéger contre une séquence de manœuvres incorrecte du personnel. Ce mécanisme doit empêcher la fermeture mécanique de CB1 sur un jeu de barres sous tension côté client via un interverrouillage mécanique entre CB1 et CB2. Le CEB peut toutefois demander des interverrouillages et protections supplémentaires pour des raisons de sécurité.
Le propriétaire de la MSDG doit démontrer l’intégration du mécanisme de sécurité ci-dessus aux phases de conception et de mise en œuvre/commissioning.
Si la MSDG comporte des machines synchrones et/ou asynchrones, les mesures supplémentaires ci-dessous sont requises :
- Un relais de contrôle de synchronisme bus mort/lignes sous tension doit empêcher la fermeture à distance/électrique de CB1 tant que le jeu de barres 22 kV côté MSDG est sous tension.
- Le contrôle de synchronisme doit être prévu sur tous les disjoncteurs des générateurs et tout autre disjoncteur (y compris BT), sauf interverrouillage, pouvant raccorder l’installation MSDG au réseau du CEB.
3.8 Reconnexion
Après un déclenchement initié par une protection, la MSDG doit rester déconnectée du réseau jusqu’à ce que la tension et la fréquence aux bornes d’alimentation soient restées dans les limites nominales pendant au moins 3 minutes. La reconnexion automatique n’est autorisée que si la déconnexion est due à des paramètres de fonctionnement en dehors de la plage normale indiquée au Tableau 1, et non si la déconnexion résulte d’un dysfonctionnement d’un appareil de l’installation MSDG.