Elements constitutifs du_plan_de_protection_hta

Lambert.michelp@wanadoo.fr Extrait « la pratique des régimes de neutre »
1
1 Eléments constitutifs du plan de protection HTA.........................................................................2
2 Les protections de ligne équipant les départs HTA.......................................................................3
2.1 L’insertion dans le poste.....................................................................................................3
2.1.1 Les circuits de mesure....................................................................................................4
2.2 Le réglage des protections homopolaires de ligne. ..............................................................5
2.2.1 La problématique...........................................................................................................5
2.2.2 Les réglages...................................................................................................................5
2.2.2.1 La sélectivité transversale, le « déclenchement par sympathie » .............................5
2.2.2.2 Le réglage d’une protection à maximum d’intensité à temps indépendant. ...........5
2.2.2.3 Impact du réglage sur la sensibilité de la protection................................................6
3 Les protections installées en amont..............................................................................................7
3.1 Constitution .......................................................................................................................7
3.2 L’organisation des protections............................................................................................7
3.2.1 Cas d’une seule attache HTA .........................................................................................7
3.3 La détection des défauts résistants ......................................................................................9
3.4 Etude de la protection complémentaire « PARCS » ..........................................................10
3.4.1 Description du relais. ...................................................................................................10
3.5 La détection amont des défauts résistants..........................................................................12
3.5.1 L’insertion ...................................................................................................................12
3.5.2 Le réglage du détecteur ................................................................................................13
4 Annexe .....................................................................................................................................14
4.1 La sensibilité des protections homopolaires ......................................................................14
4.2 Conditions auxquelles doit satisfaire une protection..........................................................15
4.3 Sensibilités comparées des PWH et des protections à max Io............................................16
4.4 Conditions de changement du critère de détection.............................................................17
5 Le coefficient .........................................................................................................................17

2
1 Eléments constitutifs du plan de protection HTA
Un plan de protection doit assurer la détection des défauts susceptibles de mettre en danger les biens et les
personnes. Il est constitué de dispositifs permettant la détection et l’élimination des défauts à la terre dans une
gamme de résistance très large.
Les protections homopolaires équipant les réseaux d’énergie appartiennent généralement à deux familles:
 Les protections de ligne.
Les protections de ligne doivent respecter les principes de sélectivité et de sensibilité (1)
.
Installées dans l’environnement du transformateur HTB/HTA, dans les cellules HTA des postes HTB/HTA ou
HTA/HTA, elles assurent le déclenchement du disjoncteur en amont du défaut. Elles sont associées aux
automatismes de reprise de service.
 Les protections internes à l’appareillage.
Elles assurent la détection des amorçages internes à l’appareillage entre les parties actives et la masse. On les
installe sur les appareils essentiels et coûteux du réseau tels que les transformateurs HTB/HTA et les cellules
protégées ou blindées HTA des postes sources.
Elles doivent fonctionner instantanément dés que le seuil de fonctionnement est atteint. Elles respectent donc les
principes de sensibilité. Leur fonctionnement provoque la mise hors tension de l’appareil en avarie.
L’architecture d’un tel plan de protection essentiellement constitué de relais à maximum d’intensité résiduelle est
représentée par le schéma ci-dessous.
Transformateur HTB/HTA
 Protection des masses du
transformateur.
Arrivée HTA
 Protection à maximum
d’intensité résiduelle à temps
indépendant.
Départ HTA
indépendant.
dépendant.
 Détection des défauts à la terre
sur le réseau HTA.
Jeu de barres protégé HTA
 Protection des masses du jeux
de barres HTA.
Poste divisionnaire HTA/HTA
indépendant.
dépendant.
1
Ces principes sont étudiés dans les chapitres suivants

3
2 Les protections de ligne équipant les départs HTA
Un départ HTA dispose d’un
équipement de contrôle commande
intégrant les protections capables de
détecter la grande majorité des courts-
circuits. La détection des défauts à la
terre est constituée d’une protection
principale assurant la détection des
défauts de faible résistance et d’une
protection complémentaire plus
sensible.
Rack VIGIPA Merlin Gérin
2.1 L’insertion dans le poste
La protection principale est souvent intégrée dans un équipement appelé « Max
de I » qui comprend:
Un relais auxiliaire temporisé assurant la sélectivité longitudinale de la protection.
Deux relais à maximum d’intensité, alimentés chacun par un des TC de la cellule.
chargés de la détection des défauts polyphasés.
Le relais à maximum d’intensité résiduelle (appelé « relais homopolaire ») dont le
circuit de mesure est généralement constitué des trois transformateurs de courant
appartenant à la cellule.
Si un relais de puissance homopolaire équipe le départ, il assure la fonction de
protection homopolaire principale. Le relais à max de I est alors chargé de
compléter le dispositif pour la détection des doubles défauts monophasés (2)
.
EPAMI Merlin Gérin
La protection complémentaire est constituée du relais à maximum d’intensité
résiduel à temps dépendant. Elle est chargée de compléter le dispositif afin de
détecter les défauts plus résistants. Le relais dispose de son propre circuit de
mesure et de son propre contrôle commande. Ce relais sera appelé « PARCS(3)
»
dans la suite du document.
La photo ci-contre représente un ensemble comprenant un « PARCS » et un relais
de puissance homopolaire .
EPDT Merlin Gérin
2
Chapitre 2.5 du Livre 1
3
« Protection Ampèremétrique Résiduelle Complémentaire et Sélective »
Protections

4
2.1.1 Les circuits de mesure
Le circuit de mesure de la protection « Max de I »
comprend:
 la protection,
 la boite d’essai,
 les transformateurs de courant
(TC) et le câblage du secondaire.
Le circuit de mesure du « PARCS »
 le relais sensible,
 le transformateur de courant de
type tore et le câblage du secondaire
(Le tore est généralement monté en
sortie de caisson du départ HTA)

5
2.2 Le réglage des protections homopolaires de ligne.
2.2.1 La problématique
Etudier un plan de protection constitué de relais à maximum d’intensité revient à chercher le meilleur
compromis entre la sensibilité et la sélectivité.
On définit la sensibilité d'une protection comme étant la valeur maximale de la résistance d’un défaut
qui peut être détectée par le dispositif.
Elle dépend du réglage des relais, de la valeur du capacitif homopolaire du réseau et du dispositif de
mise à la terre du neutre.
Sur un réseau 20 kV, dont le neutre est mis à la terre par une résistance de 40 , une protection à
maximum d’intensité résiduelle, réglée à 100 A, présente une sensibilité de 80  Un défaut à la terre
de 100  ne pourra donc pas être détecté par cette protection.
La sélectivité a pour objet de garantir la meilleure qualité de service au plus grand nombre d’usagers
lorsqu’un défaut affecte un élément du réseau.
Elle peut être naturelle si le courant homopolaire est maximal au point de mesure le plus proche du
défaut.
La sélectivité est obtenue par le réglage du seuil de fonctionnement du relais. On peut alors utiliser des
protections dont la temporisation est dépendante de la valeur du courant. L’écart entre les points de
mesure doit cependant être significatif afin d’éviter les erreurs provoquées par la dispersion des
caractéristiques des relais et des capteurs(4)
. On peut considérer que la sélectivité est naturelle est
obtenue si l’écart minimal est de 20%.
La sélectivité chronométrique est assurée par un dispositif auxiliaire de temporisation. Le réglage
du seuil est alors moins déterminant pour l’obtention d’une sélectivité. On utilise alors des relais dont
la temporisation est indépendante de la valeur du courant.
2.2.2 Les réglages.
Le cahier des charges du plan de protection étant défini, les réglages sont déterminés à partir des valeurs de
capacitif résiduel des départs HTA.
2.2.2.1 La sélectivité transversale, le « déclenchement par sympathie »
On appelle « déclenchement par sympathie » le déclenchement injustifié d’un départ sain provoqué par un défaut
affectant un départ adjacent.
Un tel événement ne doit pas être confondu avec le déclenchement simultané de deux départs HTA provoqué par
un double défaut monophasé (5
). Un « déclenchement par sympathie » est le résultat d’une défaillance de la
sélectivité transversale. Le défaut double est la conséquence d’un mauvais entretien des lignes HTA ou d’un
isolement en mode commun momentanément insuffisant6
.
2.2.2.2 Le réglage d’une protection à maximum d’intensité à temps indépendant.
La sélectivité transversale est assurée si la valeur du courant de capacité homopolaire d’une ligne est, à tout
moment, inférieure au réglage de la protection installée en amont.
La valeur du réglage du relais de courant homopolaire doit être supérieure à la valeur maximale du courant de
capacité résiduel du départ affecté d’un coefficient de sécurité(7)
.
4
Les capteurs servent à transmettre les courants et les tensions vers les relais et les appareils de mesure. Ce sont
généralement des transformateurs de courant et des transformateurs de tension. Ils sont étudiés dans le Livre 4.
5
On se reportera au tome 1 pour l’étude de ce type de défaut.
6
Période de givre par exemple.
7
Généralement on retient + 20%

6
Un départ 20 kV constitué de 10 km de câble 150² alu présente un courant de capacité résiduel maximal de 30A
(8)
. On règle le seuil de la protection à une valeur au moins égale 36A.. Au secondaire d’un TC de rapport 400
/5, le relais est ainsi réglé à 0,45 A..
Si la mesure du courant résiduel est la somme des courants secondaires de 3 TC(9)
, il peut être nécessaire de
désensibiliser la protection afin de compenser les dispersions éventuelles des caractéristiques pour les fortes
charges. Aujourd’hui encore, il est recommandé de régler le relais résiduel pour une valeur supérieure à 6 % du
calibre primaire des TC.
Si le départ est équipé de Transformateurs de courant 400A/5A, le réglage minimal ramené en haute tension doit
être alors supérieur à 24 A.
Pour la même raison, on peut recommander l’utilisation de TC de classe protection10
.
2.2.2.3 Impact du réglage sur la sensibilité de la protection
La détermination du courant de capacité homopolaire d’un départ ne suffit pas à elle seule pour déterminer le
réglage du relais.
Il est en effet impératif de vérifier que cette valeur est compatible avec les engagements contractuels et les
obligations réglementaires.
Il faut garder à l’esprit que l’augmentation des seuils entraîne la désensibilisation de la protection.
Lorsque le neutre d’un réseau 20 kV est relié à la terre par une résistance de 80 , un relais réglé à 36 A peut
détecter un défaut à la terre de 250 . Un défaut de 260  est alors être traité comme un défaut résistant.
Un réglage de 72 A (3 Ico = 60 A pour 20 km de câble) offre, dans les mêmes conditions, une sensibilité de
80. Sachant que sur les terrains à forte résistivité, la résistance du contact d’une ligne tombée au sol peut
dépasser 100, un tel réglage ne permet pas d’assurer dans de bonnes conditions, l’élimination du défaut à la
terre.
Il arrive forcément un moment où un tel plan de protection, n’est plus adapté à la situation. Il est donc nécessaire
de le faire évoluer11
.
8
Cette valeur est très souvent appelée « capacitif de la ligne » ou à tort, « courant de capacité homopolaire ».
9
Voir le Livre 1 et le Livre 4 concernant les capteurs.
10
Ces TC sont moins sensibles aux surcharges que les TC de classe mesure
11
On utilise alors des relais de puissance homopolaire ou des relais directionnels à maximum d‘intensité.

7
3 Les protections installées en amont.
3.1 Constitution
En ce qui concerne les défauts à la terre, la protection Liaison détecte les défauts francs en aval du
point de mise à la terre du neutre. Elle est constituée d’un relais à maximum de courant résiduel
alimenté par un transformateur « Tn » placé dans le circuit de mise à la terre du neutre. Cette
protection est rendue sélective avec les protections installées en aval par une temporisation.
Si la mise à la terre du neutre est effectuée au voisinage immédiat du transformateur HTB/HTA, la protection
doit être sélective avec la protection de la cellule Arrivée.
Si la mise à la terre du neutre est réalisée sur le jeu de barres HTA12
, Il n’y a pas de protection homopolaire
sur la Liaison. La protection n’est alors sélective qu’avec les départs HTA. En cas de déclenchement de
l’Arrivée, le transformateur maintenu sous tension par la HTB fonctionne alors avec un régime de neutre isolé.
La détection des défauts à la terre doit être complétée par un relais à maximum de tension homopolaire alimenté
par des transformateurs de tension raccordées aux bornes HTA du transformateur de puissance.
Le jeu de barre HTA est normalement protégé par une protection à maximum d’intensité installée dans
la cellule Arrivée du jeu de barres HTA. Comme la protection liaison, cette protection est chargée de
détecter les défauts francs affectant le réseau aval. Elle doit donc être sélective avec les protections
installées sur les départs HTA.
Elle peut, sous certaines conditions, assurer le secours d’une protection de départ défaillante.
3.2 L’organisation des protections
3.2.1 Cas d’une seule attache HTA
Considérons un transformateur HTB/HTA alimentant un jeu de barre HTA, le neutre est mis à la terre
au voisinage du transformateur.
Rappelons que le réglage d’un relais de courant homopolaire doit offrir la meilleure sensibilité tout en
garantissant une bonne sélectivité avec les autres protections. Il faut en effet que ces protections
puissent détecter et éliminer les courants résiduels pouvant mettre en danger le dispositif de mise à la
terre13
sans pour autant fonctionner pour des défauts devant être éliminés par une protection installée
en aval.
Dans la mesure où la distance du transformateur au jeu de barres HTA n’excède pas quelques
centaines de mètres, on peut considérer que tout défaut à la terre en aval de la cellule arrivée, sera vu
d’une même manière par la protection Liaison et la protection Arrivée. On peut alors admettre de
n’installer que la protection Liaison assurant d’une part la protection masse câble de la liaison et
d’autre part, la protection du jeu de barres HTA.
On réalise ainsi une protection à deux stades.
Dans un premier stade, la protection liaison déclenche la cellule Arrivée.
Dans un deuxième stade, la protection liaison déclenche le transformateur.
Le réglage d’une telle protection doit obéir aux règles de sensibilité et de sélectivité.
La protection liaison doit être moins sensible que les protections des départs HTA. Il faut donc tenir
compte du réglage le plus élevé des départs, lui affecter un coefficient de sécurité (généralement 20%)
corrigé du coefficient .
Exemple: Dans un poste HTB/20kV, le neutre 20 kV est mis à la terre par une résistance de 80 les
réglages des relais homopolaires des départs sont respectivement: 24 A, 48 A, 40 A , 60 A, 72 A et 36
A. Le capacitif homopolaire global du jeu de barre est de l’ordre de 200 A.
Pour un capacitif global de 200 A et pour une impédance de neutre de 80 , le coefficient vaut
environ1,6.On réglera le relais homopolaire de la protection liaison à une valeur voisine de :
IrL=
72 1 2
1 6
x ,
,
= 54 A
12
On se reportera au livre 3 « Les dispositifs de mise à la terre»
13
Idem

8
Un défaut sur le jeu de barre sera éliminé en 1er stade par la protection Liaison à l’issu d’une
temporisation t2 = t1+0,7s où t1 est la temporisation la plus élevée des protections installée en aval et
0,7s est l’échelonnement des temporisations prenant en compte la possibilité de défauts multiples sur
les départs HTA14
.
Dans le cas où le disjoncteur de la cellule Arrivée refuse de s’ouvrir, le défaut serait éliminé en 2eme
stade à l’issu d’un temps minimal t3= t1+0,7s+0,3s.
14
Un défaut à la terre affectant un départ, peut, en provoquant le fonctionnement du disjoncteur shunt, générer
un défaut double sur le réseau HTA et entraîner un cumul de temps pouvant entrainer le fonctionnement de la
protection amont.

9
3.3 La détection des défauts résistants
Un défaut est considéré comme résistant s’il génère un courant résiduel inférieur au réglage de la protection
du départ en défaut.
Au poste source, le Détecteur de Terre Résistante (DTR) est inséré au
point de mise à la terre du neutre HTA.
Sur les départs HTA comportant des lignes aériennes, la Protection
Ampèremétrique Résiduelle, Complémentaire et sélective (PARCS)
complète le dispositif de détection des défauts à la terre.
Au poste divisionnaire, le dispositif de protection comporte également
une « PARCS ».
Le dispositif DTR+PARCS doit respecter les règles suivantes:
 La priorité doit être laissée au traitement des défauts francs.
 Ils doivent être sélectifs.
 Il doit assurer la détection et l’élimination des défauts à la terre même très résistants15
.
 L’élimination des défauts doit être rapide afin de garantir la sécurité des personnes et des biens.
 La durée de vie des défauts ne doit pas excéder la tenue thermique de l’impédance de mise à la
terre du neutre HTA.
Le plan de protection ainsi obtenu est représenté dans le schéma ci-dessous.
 Protection MAX DE I détectant les défauts francs.
 Protection DTR détectant les défauts résistants.
Arrivée HTA
 Protection MAX DE I détectant les défauts francs.
Départ HTA
 Protection MAX de I détectant les défauts francs.
 Protection PARCS détectant les défauts résistants.
Poste divisionnaire
 Protection MAX de I détectant les défauts francs.
 Protection PARCS détectant les défauts résistants.
15
Nous verrons que la sensibilité des relais est limitée en réalité par la technologie employée et par l’existence
d’un bruit de réseau.

10
L’automatisme de recherche de terre est déposé, l’utilisation de PARCS est généralisée.
Le fonctionnement du "PARCS" est rendu prioritaire par le jeu des temporisations. Le DTR intervient
en secours.
Les caractéristiques des PARCS équipant les départs HTA et les postes divisionnaires sont décalées.
En régime spécial d’exploitation (RSE A), les temporisations du "PARCS" et de la "Max de I" du
départ sont rendues instantanées. Le DTR intervient en secours en 1,5s.
En Régime B, la "Max de I" comme le "PARCS" des départs en RSE sont mis hors services. Le DTR
intervient instantanément en cas de défaut à la terre sur le réseau HTA.
3.4 Etude de la protection complémentaire « PARCS »
3.4.1 Description du relais.
I >
Afin d’obtenir la meilleure sensibilité, chaque relais est
raccordé à un transformateur de courant présentant un
niveau de précision satisfaisant dans la gamme de
fonctionnement.
E.D.F utilise par exemple des dispositifs16
capable de
fonctionner dans une gamme comprise entre 0,7 et 1000
A en HTA. Le rapport de transformation du TC est alors
1000/1A. Les relais doivent bien évidemment être
capables de fonctionner pour un courant de 0,001A et
supporter 1A durant un temps supérieur au temps
d’élimination du défaut.
La forte sensibilité du relais nécessite qu’il dispose
d’une bonne compatibilité électromagnétique BF et
HF17
. Comme tous les relais de courant homopolaire, il
doit être filtré aux harmoniques 3 et multiples de 3.
Le relais est composé d’un étage de mesure associé à une temporisation dépendant de la valeur du
courant. Cette particularité offre l’avantage de coller à la caractéristique thermique du dispositif de
mise à la terre du neutre HTA et de garantir la sélectivité transversale comme nous le verrons plus
loin.
16
Ces « PARCS » sont appelée « EPATR » (ensemble de protection ampèremétrique pour terre résistante).
Elles sont complémentaires aux protections « EPAMI » (ensemble de protection ampèremétrique à maximum
d’intensité)
17
Voir annexe

11
Exemple de caractéristique d’un « PARCS »
En abscisse, les valeurs correspondent au courant
résiduel HTA du départ. La caractéristique est
entourée d’une zone d’incertitude de +/- 10%.
La sensibilité maximale est obtenue pour un
réglage de 0,7 A. Pour une telle valeur de courant,
la temporisation est comprise entre 135 s et 165 S.
Pour respecter une telle caractéristique, la
puissance du TC est adaptée à la consommation
du relais.
Le relais peut être associé avec le réenclencheur
pour des valeurs de courant excédant une valeur 18
fixée par l’exploitant du réseau (On retiendra par
exemple la valeur retenue pour l’automatisme du
disjoncteur shunt).
Le choix d’un tel relais repose sur la nécessité de
respecter la tenue thermique du dispositif de mise
à la terre du neutre HTA et par le fait que le plus
fort courant homopolaire appartient au départ en
défaut. Le départ en défaut doit donc déclencher
en premier. Nous verrons plus loin que cela n’est
pas forcement vrai.
Dans un même poste, afin d’assurer la meilleure sélectivité transversale, l’équipement des départs
aérien doit être homogène.
Considérons le schéma équivalent simplifié d’un défaut à la terre. Le réseau HTA étudié est constitué
de trois départs équipés des protections décrites précédemment. Le défaut affecte le départ D1.
Capacitif de D1 : 22 A
La mise à la terre du neutre est
réalisée par une résistance de
40.
Le plus fort courant résiduel transite par le départ en défaut D1.
Si par exemple les relais sont réglés pour un seuil de 1A, les protections D1, D2 et D3 démarrent leur
temporisation pour des temps tD1 tD2 tD3. L’élimination du défaut par le déclenchement du
disjoncteur D1 (en 20 s environ) fera retomber les trois relais.
Le courant résiduel transitant par l’Arrivée étant du même ordre de grandeur que celui du départ D1
(= 1,03), les conditions d’une bonne sélectivité naturelle longitudinale ne sont pas réunies. On ne
peut donc pas équiper la protection amont d’un « PARCS ».
18
Les vrais défauts résistants ne présentent pas, en effet, de caractères fugitifs.

12
3.5 La détection amont des défauts résistants
Compte tenu de ce qui a été écrit précédemment, la protection amont est constituée essentiellement
d’un relais à maximum d’intensité à temps constant appelé communément « détecteur de terres
résistantes » (DTR).
3.5.1 L’insertion
Le détecteur de terres résistantes (DTR) est alimenté par un transformateur spécialisé (TCH) raccordé
en sortie du dispositif de mise à la terre du neutre HTA installé le plus souvent dans l’environnement
du transformateur19
.
:
DTR
Protection liaison
Tn
TcH
Le TCH étant raccordé directement à la terre, sa
tenue diélectrique est celle d’un matériel basse
tension.
Tout en offrant une grande sensibilité, la
caractéristique de transfert courant/tension protège
le relais contre les fortes surcharges.
L’ensemble TCH-DTR dispose d’un domaine de
fonctionnement compris entre quelques dixièmes
et plusieurs centaines d’Ampères. La sensibilité
d’un détecteur de terre résistante peut atteindre
12000 Elle est limitée par la valeur du courant
homopolaire permanent (bruit) et par celle du
courant de capacité homopolaire du réseau.
La sélectivité longitudinale est assurée par une
temporisation à temps constant.
19
On se reportera au livret concernant les matériels de mise à la terre des neutres

13
3.5.2 Le réglage du détecteur
Principe: Pour un capacitif homopolaire donné, il doit garantir une sensibilité optimale interdisant
tout fonctionnement indésirable pour un bruit de réseau maximal identifié.
Examinons le cas d’un réseau 20 kV présentant un capacitif résiduel maximal de 200 A. Le schéma
équivalent simplifié d’un défaut monophasé de 12000 est le suivant. Le bruit du réseau est
représenté dans le schéma par un générateur de courant.
En l’absence de défaut, le bruit du réseau ne doit pas solliciter le détecteur. Lors d’un défaut, le
courant dans le neutre est constitué du courant de court-circuit et du bruit de réseau.
Dans notre exemple, une sensibilité de 12000  est obtenue pour un réglage de 0,84A. Il est cependant
nécessaire de vérifier qu’une telle valeur ne peut être atteinte, à aucun moment de la journée, par le
bruit du réseau en schéma normal comme en schéma de secours.

14
4 Annexe
4.1 La sensibilité des protections homopolaires
La sensibilité d’une protection est la résistance d’un défaut pouvant être détectée par celle-ci.
Elle dépend:
- de la tension du réseau
- de l’impédance du dispositif de mise à la terre du neutre,
- du réglage de la protection
- de la valeur du capacitif homopolaire du réseau HTA
Sur un réseau 20 kV, un détecteur de terre résistante offre une sensibilité proche de 12000 , celle
d’une protection sélective équipant un départ HTA n’excède pas 2000 On rencontre
malheureusement des réglages offrant une sensibilité inférieure à 200 
L’augmentation de l’impédance du neutre HTA provoque la désensibilisation les protections à
maximum d’intensité homopolaire. Elle augmente également, toutes choses étant égales par ailleurs,
les courants de capacité homopolaires et les risques de « déclenchement par sympathie »20
.
Examinons ce qui se passe lorsque l’on augmente l’impédance de mise à la terre du neutre HTA.
Considérons un défaut de résistance 60  en 20 kV
Neutre HTA Vo 3 ICo  %/ RPN 40
RPN 40  4250 V 69 A
RPN 80  5650 V 91 A 33%
BPN 40 +RPN 40  6439 V 104 A 51%
Pour un même défaut de résistance non négligeable, le passage au neutre 40  + j40  est susceptible
d’augmenter de 50% le capacitif du réseau.
L’évolution du régime de neutre associée au développement du câble sur les réseaux HTA a induit une
désensibilisation des protections qui n’a pas été perçue par les exploitants. Des défauts qui auraient dû
être traités en défaut franc on donc été éliminés comme des défauts résistants entraînant parfois la
destruction du dispositif de mise à la terre du neutre.
20
Pour une résistance de défaut non négligeable, l’augmentation de l’impédance homopolaire entraîne une
augmentation de la tension homopolaire et donc des courants de capacité homopolaire.

15
4.2 Conditions auxquelles doit satisfaire une protection
Une protection doit détecter et éliminer les défauts d’isolement pouvant mettre en danger la sécurité
des personnes et des biens.
Elle doit en outre être sélective afin de garantir la continuité de la fourniture d’électricité pour les
usagers qui ne sont pas raccordés à la portion de réseau en défaut.
Ces deux conditions peuvent aboutir à des résultats contradictoires.
Considérons le réseau comprenant un départ sain et un départ en défaut et protégé par des
protections à maximum de courant homopolaire.
Il est évident que seul le départ en défaut doit être mis hors tension.
1) La protection de ce départ doit pouvoir détecter les défauts francs.
Le problème est de savoir ce qu’est un défaut franc: Rm = 0 ; 10 ; 30 ; 100 ; 200 .....?
2) La protection ne doit pas fonctionner pour un défaut affectant un autre départ.
Il faut alors régler la protection ampèremétrique homopolaire au-delà de la valeur du capacitif
résiduel ( Irc )du départ en prenant en compte éventuellement les schéma de secours.
On retient souvent la valeur de réglage tel que I réglage = 1,2 Irc du départ.
Examinons le cas d’un départ dont le capacitif homopolaire (Irc) est de 65 A; le neutre du réseau 20
kV est mis à la terre par une RPN 40 . Le capacitif global du réseau HTA alimenté par le même
transformateur est de 210 A.
La protection ampèremétrique homopolaire du départ sera réglé à Ir = 1,2 x 65 = 78 A
Un tel réglage offre une sensibilité de 100  environ. Au-delà, les défauts seront traités comme des
défauts résistants.
On désire réduire la valeur des courants de défaut à la terre en remplaçant la RPN 40  par une
RPN 80 .
La sensibilité de la protection ampèremétrique passe alors à 70 .
Cet exemple montre qu’une telle pratique réglant le problème de la sélectivité transversale, dégrade
la sensibilité de la protection à maximum d’intensité homopolaire.

16
Sensibilité d'une protection à max de Io pour un capacitif
global de 210 A
0
100
200
300
400
500
24 36 48 60 72 84 96 120
Réglage de la protection
Résistancemaximaledu
défautdétectée
RPN40
RPN80
BPN40+RPN40
Lorsque l’évolution du régime de neutre dégrade la sensibilité, il est raisonnable
d’envisager le remplacement de ce type de protection par des dispositifs utilisant d’autre
critères. On utilisera par exemple une protection de puissance homopolaire dont l’angle
interne sera coordonné avec le dispositif de mise à la terre du neutre.
4.3 Sensibilités comparées des PWH21
et des protections à max Io.
100 150 200 250 300
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
rdenohms
CapacitiftotalenAsous12kV
Reseau20kV Rn=40ohms
sw=8kW
sw=12kW
sw=20kW
sw=40kW
amperemetriquea80Apouruncapacitifdudépartde65A
100 150 200 250 300
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
rdenohms
CapacitiftotalenAsous12kV
Reseau20kV Rn=80ohms
amperemetriquea80Apouruncapacitifdudépartde65A
sw=40kW
sw=20kW
sw=12kW
sw=8kW
Une protection wattmétrique homopolaire réglée à 8000 W (0,4 W avec un tore 100/1A)
offrira quant à elle une sensibilité de 1300  environ. Une telle sensibilité couvre la quasi-
totalité des défauts à la terre.
21
Protection de puissance active homopolaire. Cette protection sera étudiée dans un autre chapitre

17
4.4 Conditions de changement du critère de détection.
Quelle politique faut-il mettre en œuvre?
Le coût d’installation d’une protection de puissance homopolaire sur un départ HTA peut
varier de 5000 € à 8000 € suivant le nombre d’appareils à installer dans le poste et
l’importance de la modification du contrôle commande.
Afin de maîtriser les couts, il est nécessaire d’évaluer le besoin. Il faut également étudier la
répartition statistique des réglages des protections à maximum d’intensité résiduelle.
Répartition des réglages
0
5
10
15
20
25
Réglages 36 60 80 120
Réglage en A
répartitionen%
On détermine ensuite la sensibilité correspondante
Sur un réseau 20 kV dont le capacitif global est 210A la valeur de la sensibilité en
fonction de l’intensité de réglage sera:
Neutre HTA 24 A 36 A 48 A 60 A 72 A 80 A 96A 120 A
RPN 40  430  280  200  150  120  100  80  55 
RPN 80  420  260  180  132  98  75 58  30 
BPN40+RPN40 390  235  155  110  80  59  44  23 
Si l’exploitant souhaite disposer d’une sensibilité minimum de 100, il devra installer des
protections de puissance homopolaire sur les départs dont le réglage est supérieur à 60 A.
5 Le coefficient 
Il est utilisé pour déterminer le réglage de la cellule Arrivée tel que
Réglage de l’Arrivée= 

2,1
Réglage départ le plus grand
Il dépend de la valeur du capacitif total du réseau et du dispositif de mise à la terre du neutre.

18
0,00
0,50
1,00
1,50
2,00
2,50
3,00
3,50
4,00
180
189
200
212
225
240
257
277
300
327
360
400
450
514
600
80+8j
40+8j
40+40j
12j
40j
Courant de Capacité résiduel des départs sains (A)
Valeur du rapport =
Io départ en défaut
Io Arrivée

3Ico
1,20
Sélectivité logitudinale assurée
Absence de Sélectivité logitudinale
Lorsque le capacitif du réseau est nul, le rapport «  » est égal à 1 quel que soit la valeur de
l’impédance de mise à la terre du neutre.
Nous pouvons utiliser le graphique =f(3Ico) pour identifier les solutions de mises à la terre du neutre
en cohérence avec l’exploitation des relais à maximum d’intensité.
Seule une résistance de neutre de 80 permet de garantir une sélectivité naturelle longitudinale pour
un capacitif supérieur à 150 A.
Une RPN de 40  permet d’assurer une sélectivité naturelle longitudinale pour un capacitif supérieur
à 280 A.
Le même résultat est obtenu par une impédance de neutre 40+ 40j pour un capacitif excédant 360 A.
Sur un réseau dont le neutre est relié à la terre par une impédance, il est difficile d’exploiter la
sélectivité naturelle longitudinale pour réaliser un plan de protection indépendant du schéma
d’exploitation. On privilégie donc des solutions constituées de protections dont le temps de
fonctionnement est indépendant de la valeur du courant homopolaire.

19
En conclusion : Les relais à maximum d’intensité résiduelle sont bien adaptés à la protection des
réseaux aériens. Lorsque la structure du réseau évolue vers plus de câbles, l’exploitant doit être
attentif au choix du dispositif de mise à la terre du neutre associé au plan de protection. Il choisit alors
un dispositif présentant une caractéristique essentiellement résistive.

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