1 protection et-surveillance_des_reseaux_de_transport_d_energie_electrique

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
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Avertissement:
Ce recueil de documents (voir table des matières) a été réalisé à partir d'une expérience
sur le réseau de transport d' Electricité de France; mais les principes exposés ont une portée
générale, et les particularités du réseau français ne sont mentionnées qu'à titre d'exemple.
Il n'a pas la prétention de fournir directement des solutions concrètes à tous les
problèmes de protection de réseau, mais seulement des méthodes d'approche de ces
problèmes. Il n'engage pas la responsabilité d'EDF.
Les solutions concrètes seront obtenues à partir de documents tels que:
- Normes du Comité Electrotechnique International (CEI)
- British standarts (BS)
- Deutsche Institute für Normung (DIN)
- American national standards Information (ANSI)
- Normes NF de l'Association Française des normes (AFNOR)
- Normes internes EDF (H et HN), publiées par la Direction des Etudes et Recherches
- Notices des constructeurs des différents équipements
- Directives internes à chaque compagnie. Ces directives comprennent, pour EDF:
. Notes de doctrines décrivant les plans de protection [49]
. Règles générales d'exploitation [7], [9]
. Directives de construction des lignes aériennes[106], postes [107], canalisations souterraines[108]
. Schémas normalisés de filerie [104]
. Guides de réglage des protections et des automates [57] ,[61]
. Programmes de calcul de court circuit [50], [99], [109]
. Répertoire des caractéristiques d'ouvrages [110]
Ce recueil pourra servir à analyser les normes et notices, et à élaborer les directives
internes. Il pourra être aussi utilisé par les non-spécialistes qui voudraient avoir une idée
qualitative des problèmes traités.
Parmi les équipements pris comme exemple, se trouvent aussi bien des matériels
anciens, voire même obsolescents, que des matériels nouveaux ou expérimentaux, de manière
à montrer l'évolution des principes et des technologies.

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AVANT PROPOS
IMPORTANCE DES PROTECTIONS ET AUTOMATISMES DU RESEAU DE
TRANSPORT DANS LA FOURNITURE D'ENERGIE
Dans une centrale de production, les protections ont pour but d'éviter la détérioration des
alternateurs ou transformateurs en cas de fonctionnement dans de mauvaises conditions, dues à des
défaillances internes, tels que défauts d'isolement ou panne de régulation. Sur des matériels bien
conçus, bien fabriqués, bien installés, bien entretenus et bien exploités elles n'ont à fonctionner
qu'exceptionnellement, et leur défaillance peut passer inaperçue. De plus, si une protection est
défaillante lors d'un incident, les dommages causés à l'alternateur ou au transformateur peuvent avoir
des conséquences financières importantes, mais qui restent internes à la compagnie de production
d'électricité: perte de production, qui doit être compensée par des moyens de production moins
économiques, et réparation de l'appareil endommagé.
Sur un réseau de transport, le problème se pose de manière totalement différente:
D'abord, une ligne aérienne, qui passe sur le domaine public, est périodiquement sujette à des
courts-circuits, dus aux coups de foudre, aux arbres mal élagués, grues et engins de grande hauteur
travaillant au voisinage, vent, pollution... Une bonne conception de la ligne peut les minimiser, mais
pas les éliminer. Sur le réseau de transport d'EDF, nous observons en moyenne 7 défauts par an et par
100 km.
Ensuite, une ligne qui chauffe s'allonge, et son point bas, en milieu de portée, s'abaisse. Elle
devient dangereuse pour les tiers. Les conséquences peuvent alors se chiffrer, non plus en millions de
francs, mais en nombre de vies humaines. Et c'est pourquoi les systèmes de protection comportent des
dispositifs de secours qui, en cas de mauvais fonctionnement des équipements devant intervenir pour
un défaut donné, assurent la mise hors tension de l'ouvrage défectueux, quelles qu'en soient les
conséquences pour l'alimentation électrique de la région.
Un fonctionnement défectueux d'une protection peut donc avoir pour conséquence la coupure d'un
ou plusieurs clients, voire même d'une ville entière, prioritaires compris. Or, lorsqu'un client industriel
de 10 MW est coupé pendant 6 minutes, par exemple, cela ne correspond pas seulement à 1 MWh
d'énergie non vendue pendant cette coupure, mais aussi à l'énergie non vendue pendant les quelques
heures que le client mettra à repartir. Mais cela correspond surtout à un client mécontent, qui aura
perdu plusieurs heures de sa production, et qui aura peut-être subi des détériorations de matériel. S'il
s'agit d'une ville entière, EDF devra rendre des comptes, en tant que service public, aux autorités
locales, voire même nationales.
Enfin, les protections contre les situations anormales de réseau jouent un rôle primordial dans la
prévention des effondrements de réseau, et c'est sur elles, autant que sur les régulations de groupes de
production et les téléréglages de ces groupes, qu'a porté tout l'effort des responsables de la conduite
des réseaux lorsque la leçon a été tirée de la panne du 19 Décembre 1978.
Ces différentes considérations montrent que l'activité "protections et automatismes" du réseau de
transport est, à EDF comme dans toute société de distribution d'électricité, une activité stratégique,
qui conditionne la légitimité de cette société vis-à-vis de la communauté, nation, région, ville, qu'elle
dessert.
(allocution que j'ai prononcée le 30 Octobre 1993, à l'intention de MM Ghislain Weisrock et Marcel
Bénard, qui avaient alors la responsabilité du Contrôle Electrique pour la région Est de la France.
J'avais alors tenter, vainement, de leur en faire comprendre l'utilité)

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TABLE DES MATIERES
VOLUME 1
Avertissement page 1
Avant propos 3
Table des matières 5
Bibliographie 13
Adresses 17
Index 19
PREMIERE PARTIE: GENERALITES 21
1 - Réseaux de transport d'énergie 23
2 - Généralité sur les protections et automates 29
3 - Equipements de mesure, comptage, et surveillance 30
DEUXIEME PARTIE: REDUCTEURS DE MESURE 31
1 - Réducteur de courant 33
2 - Réducteur de tension bobiné 47
3 - Réducteur de tension capacitif 49
4 - Problèmes de sécurité liés aux réducteurs de mesure 51
5 - Mise en service 53
6 - Réducteurs optiques 55
TROISIEME PARTIE: PROTECTION CONTRE LES COURTS-CIRCUITS 57
1 - Protection contre les courts-circuits des réseaux en antenne 59
1 - 1 - Notion de sélectivité 59
1 - 2 - Protection à maximum d'intensité 62
1 - 3 - Protection Buchholz 63
1 - 4 - Protection masse - cuve 64
1 - 5 - Protection d'antenne passive 65
1 - 6 - Protection masse - câble 67
1 - 7 - Protection des batteries de condensateur 68
1 - 8 - Protection contre les surtensions et la ferrorésonance 70
1 - 9 - Protection à dépassement de flux 73
1 - 10 Fonctionnement de l'ensemble 74
2 - Protection contre les courts-circuits des réseaux bouclés 77
2 - 1 - Protection de distance 77
211 - Principe 77
2111 - Cas du défaut triphasé 77
21111 - Détermination de la direction 77
21112 - Comparaison de réactance 78
21113 - Comparaison de résistance 79

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21114 - Discrimination entre défaut et pompage 84
21115 - Récapitulation 85
21116 - Mise en route par maximum de courant contrôlé par la tension 86
2112 - Cas du défaut déséquilibré 87
212 - Protections électromécaniques 92
2121 - Mise en route 92
2122 - Sélection de phase 93
2123 - Mesure de distance 94
2124 - Relais directionnel 96
2125 - Relais antipompage 96
2126 - Circuit mémoire - enclenchement sur défaut 97
2127 - Compensation de l'induction mutuelle homopolaire 97
2128 - Relais Mho 98
2129 - Avantages et inconvénients des relais électromécaniques 99
213 - Protections de distance statiques 100
2131 - Comparateur de phase, fonctionnement monophasé 100
2132 - Comparateur de phase, fonctionnement triphasé 106
2133 - Caractéristique mho, fonctionnement monophasé 110
2134 - Caractéristique mho, fonctionnement triphasé 112
2135 - Avantages et inconvénients des protections électroniques 113
214 - Protections de distance numériques 114
215 - Téléprotections 116
2151 - Principe des différents schémas 116
21511 - Interdéclenchement simple 116
21512 - Interdéclenchement contrôlé par la mise en route 116
21513 - Déclenchement conditionnel avec dépassement 117
21514 - Accélération de stade 117
21515 - Extension de zone 119
21516 - Schéma à blocage 119
21517 - Télédéclenchement inconditionnel 120
21518 - Mode écho et mode source faible 121
2152 - Application de ces systèmes aux lignes à trois extrémités 122
21521 - Ligne 225 kV, piquage passif court 122
21522 - Ligne 225 kV, piquage actif court 123
21523 - Ligne 225 kV, piquage dissymétrique long, actif ou passif 123
21524 - Ligne 63 kV ou 90 kV 124
2153 - Application aux lignes doubles 400 kV 125
2154 - Compatibilité entre protections 126
2155 - Fiabilité des téléactions 129
2156 - Supports de transmission 131
22 - Protection à comparaison de phases 134
23 - Protection différentielle 137
231 - Protection différentielle de ligne 138
232 - Protection différentielle de canalisation souterraine 140
233 - Protection différentielle de liaison courte 141
234 - Protection différentielle de barres 142

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2341 - Principe général 142
2342 - Protection à haute impédance et seuil fixe 145
2343 - Protection à moyenne impédance et à pourcentage 147
2344 - Protection à basse impédance sur réducteurs performants 149
2345 - Protection à basse impédance sur réducteurs saturables non spécialisés 150
2346 - Protection à moyenne impédance et faible consommation 151
2347 - Protection différentielle à combinaison linéaire de courant 151
2348 - Précautions particulières 152
2349 - Protections différentielles de barre numérique 153
24 - Protection homopolaire 153
QUATRIEME PARTIE:
PROTECTION CONTRE LES SITUATIONS ANORMALES DE RESEAU, ET AUTOMATES 157
1 - Protection de surcharge 159
2 - Protection contre les ruptures de synchronisme 165
3 - Protection de délestage 167
4 - Automate contre les défaillances de disjoncteur 169
5 - Réenclencheur 171
6 - Automate à manque de tension 177
7 - Automate de régulation de tension 183
8 - Automate de poste 189
CINQUIEME PARTIE: FONCTIONNEMENT DE L'ENSEMBLE 191
1 - Plans de protection contre les courts-circuits 193
11 - Contraintes 193
111 - Coordination des isolements 193
112 - Stabilité du réseau 194
113 - Tenue des matériels 194
114 - Temps d'îlotage des centrales 195
115 - Présence de câble de garde sur les lignes aériennes 195
116 - Qualité d'alimentation de la clientèle 196
12 - Principe d'élaboration 197
13 - Plan électromécanique 197
14 - Plan statique 198
2 - Plan de sauvegarde 203
3 - Plan de défense 205
4 - Plan de reconstitution du réseau 209
SIXIEME PARTIE: REGLAGES 211
1 - Calculs de réseau - principe 213
2 - Détermination des réglages, préliminaires 217
3 - Protection des lignes à deux extrémités 219
31 - Réglage des protections de distance 219
311 - Contraintes dues au réseau 219
312 - Contraintes dues à l'appareillage 222
313 - Contraintes dues à la protection 223

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314 - Contraintes dues aux autres protections 225
32 - Réglage des protections à comparaison de phase 227
33 - Réglage des protections différentielles de ligne 227
34 - Réglage des protections à puissance homopolaire 228
35 - Réglage des protections d'antenne passive 228
36 - Réglage des protections masse câble 229
37 - Réglage des protections différentielles de câble 230
38 - Réglage de l'automate contre la défaillance du disjoncteur 231
4 - Protection des lignes à trois extrémités 233
41 - Protections de distance des sorties de centrale 233
42 - Ligne 225 kV, piquage passif symétrique court 233
43 - Ligne 225 kV, piquage dissymétrique long, passif 234
44 - Schémas susceptibles de provoquer des défauts apparemment évolutifs 234
5 - Protection des barres 235
51 - Réglage d'une protection différentielle de barres à haute impédance 235
52 - Réglage d'une protection différentielle de barres à basse impédance 237
6 - Protection des couplages 239
61 - Postes 400 kV et 225 kV 239
62 - Postes 90 kV et 63 kV 239
7 - Protection des transformateurs 240
71 - Protection de la tranche primaire 240
72 - Protection de la tranche secondaire 241
73 - Protection de la tranche tertiaire 242
8 - Automates 243
SEPTIEME PARTIE:
EQUIPEMENTS DE MESURE, COMPTAGE ET SURVEILLANCE. 245
1- Capteurs. 247
2 - Compteurs 251
21 - Installations de comptage des clients les plus importants
251
22 - Alimentation des autres clients 254
23 - Liaisons internationales et groupes de production à participation étrangère 254
24 - Alimentation des sociétés de distribution n'appartenant pas à EDF 254
25 - Alimentation des centres de distribution EDF 254
3 - Consignateur d'états 255
4 - Téléperturbographe 257
5 - Localisateur de défaut 259
6 - Qualimètre 261
HUITIEME PARTIE: INSTALLATION ET EXPLOITATION 263
1 - Normalisation EDF, documentation contractuelle 265
2- Câblage, précautions contre les surtensions 266
3- Alimentation auxiliaire 268

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4- Organisation de la conduite et de la surveillance 272
5- Mise en service des tranches neuves 274
6- Maintenance préventive 277
7- Analyse d'incident. 278
8- Dépannage. 282
9- Retour d'expérience. 283
NEUVIEME PARTIE: QUALITE DE FOURNITURE D'ENERGIE 285
1 - Harmoniques 287
11 - Définition 287
12 - Origine des harmoniques 287
13 - Inconvénients dus aux distorsions harmoniques 290
14 - Comment limiter les tensions harmoniques? 292
2 - Papillotement 295
21 - Variation dans la bande de 0,5 à 25 Hz 295
22 - A-coups à plusieurs secondes d'intervalle 298
23 - Application: raccordement d'un four à arc sur un réseau 300
3 - Déséquilibre
305
4 - Creux de tension et coupures brèves 307
41 - Forme de la tension d'alimentation d'un client 307
42 - Comportement des installations d'un client 311
5 - Contractualisation de la fourniture d'énergie 319
VOLUME 2
Annexe 1 - Composantes symétriques

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Annexe 2 - Détermination de l'impédance apparente et des reports de charge au cours
des cycles de réenclenchement monophasés et triphasés.
Annexe 2-1 : Détermination du courant maximal de transit en cas de report de charge triphasé.
Annexe 2 - 2: Fonctionnement du réseau pendant un cycle monophasé
Annexe 3 - Caractéristiques électriques des lignes
Annexe 4 - Critères de choix des réducteurs de courant
Annexe 4 - 1 - Câblage entre TC et protections
Annexe 5 - Enclenchement d'un transformateur de puissance
Annexe 6 - Caractéristiques de quelques protections de distance statiques
Annexe 7 - Protection des générateurs thermiques
Annexe 8 - Présentation du programme Parapluie
Annexe 9 - Notice d'utilisation du programme Parapluie
Annexe 10 - Réglage des lignes à 3 extrémités
BIBLIOGRAPHIE
[1] Vocabulaire électrotechnique, et en particulier
CEI 50-321 Transformateurs de mesure - voir aussi NFC 01-321
CEI 50-421 Transformateurs de puissance et bobinés - voir aussi NFC 01-421.
CEI 50 441 Appareillage - voir aussi NFC 01-441
CEI 50 448 Protection des réseaux d'énergie - voir aussi NFC 01-448
CEI 50 601 Production, transport, et distribution de l'énergie électrique - voir aussi NFC 01-601
.
[2] Symboles, et en particulier
CEI 617-7 Appareillage et dispositif de commande pour protection - voir aussi NFC 03-207.
[3] Directives de construction des lignes, postes et canalisations souterraines - DEPT - EDF.
[4] CEI 185 Transformateurs de courant monophasés - voir aussi NFC 42-502
[5] CEI 186 Transformateurs de tension monophasés - voir aussi NFC 42-501
[6] Cahier des spécifications et conditions techniques des réducteurs de mesure - DEPT - EDF.
[7] Règles générales d'exploitation - DEPT - EDF
[8] UTE C 18 - 510 - AFNOR
[9] Carnet de prescription au personnel - SPS - EDF
[10] Combinés de capteurs optiques courant - tension - notice GEC-Alsthom.
[11] Non conventional current and voltage transformers, CIGRE CE/SE 34.
[12] Dispositif de protection par détection d'émission de gaz à deux contacts Buchholz - NFC 52-108.
[13] BS 142 - Electrical protective relay
[14] Relais de détection de gaz pour transformateur à bain d'huile - notice ABB.
[15] Les techniques de diagnostic et la maintenance - symposium CIGRE, BERLIN, Mai 93.
[16] Protection d'antenne passive - notice ICE.
[17] Protection masse - câble PMCS 1 - notice ICE
[18] NFC 54 - 100 - Condensateurs de puissance
[19] Protection interne de transformateur PTP 3 000 - GEC-Alsthom
[20] Etude des différentes causes d'erreur de mesure susceptibles d'apparaître dans les protections

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statiques type PDS 1 100 -Michel Lami - DEPT - EDF
[21] Généralité sur la protection des réseaux électriques - Marcel Pétard - Centre de formation des
Mureaux - EDF.
[22] La protection du réseau français - Marcel Pétard - Revue Générale d'électricité (RGE) n° 21,
Septembre 1961. Il existe une traduction en allemand.
[23] Protections et automatismes de réseau - René Sardin - CRTT Est - EDF.
[24] Protection de distance RXAP - notice Enertec.
[25] Protections de distance PD3A 6000 et PDS - notice Enertec.
[26] Protection de distance LZ 95 et RAZOA - notice ABB.
[27] Protections de distance PXLC et PXLP - notice GEC-Alsthom.
[28] Protection de distance numérique PXLN - notice Enertec.
[29] Protection de distance numérique 7SA 511 - notice Siemens.
[30] Protections de distance numériques REZ1, REL 100 et REL 316 - notice ABB.
[31] GEC measurement protective application guide.
[32] Téléactions haute et basse fréquence à grande sécurité - Système TGS - notices Techniphone.
[33] GEC P10 - notice GEC Alsthom.
[34] 7 SD 31 - notice Siemens.
[35] DIFL - notice GEC Alsthom.
[36] LFCB - notice GEC Alsthom.
[37] DL 323 - notice GEC Alsthom.
[38] PDLC 10 - notice ICE.
[39] RADSS - notice ABB / INX5 - notice ABB.
[40] DIFB - notice GEC Alsthom
[41] PMLS 345 - notice ICE.
[42] PMCT 10 - notice ICE.
[43] DRS 50 - notice ICE.
[44] BEF 301 - notice ICE.
[45] TADD- notice ICE.
[46] PADD 3000 - notice GEC Alsthom; TADD 1 - notice ICE.
[47] ATRS - notice ICE
[48] TART - notice ICE
[49] Les plans de protection du réseau de transport, Bernard Duchêne, DEPT, EDF
[50] Stabilité des grands sites de production à l'horizon 87 sur défaut 225 kV, P. Vergerio,
M. De Pasquale, M. Lami, DEPT, EDF
[51] Evolution des protections du réseau de transport, journée d'étude SEE (voir RGE) du 3/10/85.
[52] Circuits très haute tension et basse tension de liaison d'évacuation d'énergie des centrales
thermiques classiques et nucléaires, DEPT EDF, février 90, (dite brochure rouge)
[53] conduite en régime dégradé, note explicative associée à la règle 90-04, Service des mouvements
d'énergie, (SME), EDF.
[54] Maquette du plan de défense coordonné, Direction des Etudes et recherches EDF, Ph. Denis, J.C.
Bastide, M. Huchet, 20/3/92
[55] Cours de fonctionnement dynamique des réseaux, Direction des Etudes et Recherches EDF,
Service Etudes de réseau, Département Fonctionnement et Conduite des Réseaux.
[56] Protection contre les défauts extérieurs des centrales hydrauliques, notes de doctrines XEL 02 10
et XEL 02 11, Direction Production Transport (DEPT), Jacques Lecouturier, 06/92.
[57] Guide de réglage des protections - DEPT EDF, 1993.(régulièrement remis à jour)
et notamment: Etude du comportement des protections de distance sur les lignes à trois
extrémités D 633.91/BD/LB/n° 3002 de Bernard Duchêne.
[58] PSPT, notice GEC Alsthom.
[59] RAKZB notice ABB.

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[60] PTP, notice GEC Alsthom.
[61] Guide de réglage des automates, CRTT Est, EDF.
[62] Transducteurs de mesure électrique, notice GEC Alsthom.
[63] Dossier d'identification et de maintenance, CDM3 et transducteurs de mesure, Chauvin-Arnoux.
[64] TEGETEC, notice Schlumberger Industrie.
[65] FAN 1, notice Landis et Gyr.
[66] PAS 692, notice Techniphone.
[67] PAS-PCS 21, notice CETT.
[68] ECP 80, notice CETT.
[69] TPE 2000, notice GEC Alsthom.
[70] SOREL EPC, notice Arthus.
[71] DLD, notice GEC Alsthom
[72] Qualimètre Siemens.
[73] APR 8, notice ANPICO
[74] Norme HN 46 R 01, appelée communément "Dicot", norme EDF diffusée par la DER
[75] Traitement des signalisations nécessaires à la conduite et à la surveillance des installations, dite
Brochure violette, DEPT, EDF.
[76] Guides de mise en service, DEPT, EDF.
[77] Guides de maintenance, DEPT, EDF.
[78] Norme HN 33 S 34, DER.
[79] Directive H 115, DER.
[80] Perturbations électriques et électromagnétiques des circuits basse tension des postes et centrales,
Janvier 1980, diffusé par la division Instrumentation d'exploitation de la DER.
[81] Guide de l'ingénierie électrique, par Gérard Solignac, éditions Lavoisier.
[82] Contrat pour la fourniture d'énergie au tarif vert, dit contrat Emeraude, EDF, Service National.
[83] Les moyens d'action et les téléinformations nécessaires pour la conduite du système production -
transport - consommation, dite "brochure Saumon", DEPT, EDF.
[84] Perturbations électriques, comportement des installations industrielles, Claude Mongars,
CRTT Est, EDF.
[85] Guide des erreurs à ne pas commettre, Michel Lami, CRTT Est, EDF (projet)
[86] Exposé sur les réducteurs de mesure présenté lors des assises "plan de protection 225 kV"
organisées par la DEPT, D63/603 - Benjamin Gaillet - 29/5/1980.
[87] Les techniques de l'Ingénieur, D 135, mesures à très haute tension, Pascal Gayet et Jacques
Jouaire, 1979.
[88] Les techniques de l'Ingénieur, D 4805, protection des réseaux de transport et de répartition,
Claude Corroyer et Pierre Duveau, 1995.
[89] Les techniques de l'Ingénieur, D 69, réseaux électriques linéaires à constantes réparties,
Robert Bonnefille.
[90] Les techniques de l'ingénieur, D 4421, contraintes de conception des lignes aériennes,
Yves Porcheron.
[91] Protective relays, their theory and practice, Van Warrigton, Chapman and Hall, 1962
[92] Protective relay application guide, GEC, 1975
[93] Utilisation des protections contre les surtensions et la ferrorésonance dans les tranches des postes
400 kV en piquage existant sur une ligne double terne, EDF, DEPT, D 564/91-100 C du 9/8/94 -
Pierre Duveau
[94] Exploitation d'un poste en antenne, calcul des surtensions en cas d'ouverture d'un poste à la
source, EDF, DER, HM/15-1152 JcK/CB du 12/3/87
[95] Système de protection contre la ferrorésonance, notice ICE.
[96] 7 TUD 15, notice Siemens
[97] Capacitive voltage transformers: transient overreach concerns and solutions for distance relaying
Daqing Hou and Jeff Roberts, Schweitzer Engineering laboratories

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[98] EPAC 3900, notice GEC Alsthom.
[99] Manuel d'utilisation d'EGERIE pour Windows; USI Ile de France.
[100] Protection PSEL 3003, notice GEC Alsthom
[101] Protection 7 SN 21, notice Siemens
[102] Mémoire Contrôle Electrique de l'USI Est, n° 22
[103] Comportement des protections complémentaires dans les réseaux de répartition HT, Michael
Sommer, Université Paris XI, Orsay
[104] Schémathèque, Centre National d'ingénierie Réseau (CNIR), DEPT
[105] Réglage des protections différentielles de câble, Benoît Lys, EDF, Production Transport, SIRA
[106] Directive de construction des lignes aériennes, Centre National d'ingénierie Réseau, DEPT
[107] Directive de construction postes, Centre National d'ingénierie Réseau, DEPT
[108] Directive de construction des canalisations souterraines, CNIR, DEPT
[109] Programme Courcirc, DER, EDF
[110] Base Platine, DER, EDF
[111] Guide de mise en service de la tranche, Centre National d'ingénierie Réseau (CNIR), DEPT
[112] Note D 6120 / 09 / n° 69 - SCE / HC / MCD "fonctionnement du réseau pendant un cycle de
réenclenchement monophasé, dec 72, CNIR (département essais) - DEPT
[113] note 4002 / 54.FDQ 94 / JLL / n° 3045 " réglage des systèmes de protection des réseaux à 400
kV" , janvier 1996 - DEPT
[114] note 6100 - 06 - 80 - 1572 LB - BGR / CM " programme CELINE" du 11 janvier 1988 - DER
[115] règles générales d"'exploitation - DEPT
[116] notice Siemens 7 UM 511 generator protection relay (version V3)
[119] notice Siemens protection numérique de surintensité et de surcharge SIPROTEC 7SJ600
[120] notice Siemens 7 UT 512 / 513 differential protection relay (version V3) for transformers,
generators, motors ans short lines
[121] distance protective relay S 321 - 5, notice Schweitzer
[122] the influence of substation busbar and circuit breaker arrangement upon the substation control
equipment design and reliability - CIGRE WG 23-05, Bengt Andersson, ABB relays AB,
S 72171 Västerås (Sverige).
[123] Spécifications fonctionnelles et technologiques des protections et automates du réseau de
transport, DEPT, EDF.
[124] Code de travaux, Centre National d'ingénierie Réseau (CNIR), DEPT
[125] Marchés tarifs, Centre National d'ingénierie Réseau (CNIR), DEPT
[126] Dossiers de tranche normalisée, Centre National d'ingénierie Réseau (CNIR), DEPT
[127] Evolution des protections RXAP, D 5840-E / RXAP-JT / LH du 25-4-94, Jean Thomas, USI Est
[128] Mesures électriques, Maurice Gaillet, 1959 (centre de perfectionnement électrique de Nanterre)
ADRESSES
Normes CEI - 1, Rue de Varembé, Genève, Suisse.
Normes BS - 2, Park street, London W1A2BS.

12/ 320
Normes DIN - Deutsche Elektrotechnische Kommission im DIN und VDE, Burggrafenstrasse 4,Postfach 1107,
D1000 Berlin 30
Norme ANSI - American National Standards Institute, 1819L Street, NW, 6th FI. Washington DC 20036
Normes NF: AFNOR - Gestion des ventes, tour Europe, Cedex 7, 92 049 Paris la Défense.
Toutes les normes, françaises ou étrangères, peuvent être commandées à cette adresse.
CIGRE, 3 Rue de Metz, 75 010 Paris.
RGE, 48, Rue de la Procession, 75 015 Paris.
DEPT - EDF - Cedex 48, 92 068 Paris la Défense.
EDF, Service National et Service des Mouvements d'énergie (SME), Rue Louis Murat, 75 384 Paris Cedex 08.
EDF, CRTT Est (ou USI Est), 8, Rue de Versigny, 54 521 Villers lès Nancy.
EDF, Service Ingénierie Rhône Alpes (SIRA), 15, rue des Cuirassiers, BP 3074, 69399 Lyon Cedex 03
EDF, USI Ile de France, 32, avenue Pierre Grenier, BP 401, 92 103 Boulogne Billancourt Cedex
Direction des Etudes et Recherches (DER) - EDF - 1, Avenue du Général De Gaulle, 92 141 Clamart
Service Prévention Sécurité (SPS) - EDF - CEDEX 08, 75 382 Paris.
Les techniques de l'Ingénieur, 8, Place de l'Odéon, 75006 Paris
Constructeurs:
ALSTOM, alias GEC Alsthom, alias Enertec, alias Compagnie des Compteurs -
Lotissement du fond de la Banquière, 34 970 Lattes.
GEC Measurement: voir même adresse, et aussi Saint Leonard's work, Stafford ST 174 LX, England
ICE 41 Rue Crozatier, 75 012 Paris
Techniphone - 31 Rue de l'Union, 78 600 Maisons Laffitte.
ABB - S 72 171 Västerås, Sverige. ; CH 5401 Baden, Suisse; 6, Rue des Peupliers, 92 004 Nanterre
Siemens - Humboldstrasse 59, EVSV PO BOX 4806, 8500 Nürnberg, Deutschland.
Anpico - 82 Rue du Quesnoy, 59 236 Frelinghien - représenté par Ecodime, zone des entrepôts Juliette,
94 310 Orly.
Chauvin- Arnoux, 190 Rue Championnet, 75 018 Paris.
Schlumberger Industrie, BP 620 02, 50 Avenue Jean Jaurès, 92 542 Montrouge Cedex.
Landis et Gyr Energy, 30, Avenue Pré Auriol, 03 100 Montluçon.(adresse en France)
Techniphone, Boite Postale 22, 13 610 Le Puy Sainte Réparade.
CETT ( Compagnie Européenne de télétransmision), 3, Parc des Grillons,
Artus, 6, Rue du Docteur Schweitzer, 91 420 Morangis.
Schweitzer Engineering laboratories, 2350 NE Hopkins Court, Pullmann, WA 99163-5603, Washington, USA.

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INDEX
Accélération de stade 3éme partie, § 21514; 21531
Alternateur 1ére partie, § 22 / Annexe 1, § 1; 23
Amplificateur 2ème partie, § 6 / 3ème partie, § 213 / 8ème partie, § 5 / 9ème partie, § 231
Automates 1ère partie, § 23 / 3ème partie, § 2347 / 4ème partie, § 4;§ 5; §6; §8 /
5ème partie, § 141, § 142 / 6ème partie, § 8
Autocontrôle 3éme partie, § 214
Autotransformateurs 1ère partie, § 1 / 3ème partie, § 2332 / 5ème partie, § 14
Câble de garde 3ème partie, §21321; 21562
Câble pilote 3ème partie, § 2321
Canalisations souterraines 1ère partie, § 1 / 3ème partie, § 232 / 4ème partie, § 13
Capteur de télémesure 7ème partie, § 1
Caractéristiques géométriques des lignes Annexe 3
Coefficient de terre 3ème partie, § 2112 / Annexe 2
Comparateur 3ème partie, § 213; § 222
Compoundage 4ème partie, § 72
Compteur 1ère partie, § 32 / 2ème partie, § 1 / 7ème partie, § 2 / 9ème partie, § 139
Commutateur 7ème partie, § 1
Configurateur 7ème partie, § 32
Consignateur 7ème partie, § 3; § 4 / 8ème partie, § 32; § 7
Courant porteur ligne 3ème partie, § 21561
Défaut biphasé-terre 3ème partie, § 18; § 2112
Dépassement de flux 3ème partie, § 19
Dérivateur 3ème
partie, § 2135
Diagramme d'admittance 3ème partie, § 2128
Double défaut monophasé 3ème partie, § 2153; § 2131
Eclateur 3ème partie, § 14 / 3ème partie, § 2347
Faisceaux hertziens 3ème partie, § 21564; § 2132 / 5ème partie, § 312
Ferrorésonance 2ème partie, § 2, 3ème
partie, §18
Fibre optique 3ème partie, § 21563
Filerie 1ère partie, § 3 / 3ème partie, § 2343 / 6ème partie, § 511 / 8ème partie, § 2
Fluage 4ème partie, § 113
Force électromotrice 2ème partie, § 1 / 3ème partie, § 212; 24 / 4ème partie, § 21
Groupe de production 4ème partie, § 5212
Homopolaire 3ème partie, § 15; § 18; § 2112; § 2121; § 2127; § 21321; § 21521; § 21524; § 24
/ 4ème partie, § 52122 / 5ème partie, § 142 / 6ème partie, § 13 / 8ème partie,
§ 7 / 9ème partie, § 131; § 134; 3 / annexe 1, § 23 / annexe 2
Impédance 2ème partie, § 3 / 3ème partie, § 11; § 2111; § 2112; § 2123; § 2133; § 21516 /
5ème partie, § 111 / 6ème partie, § 13 / 9ème partie, § 121; § 22; § 231; § 234
/ annexe 2
Inductance 2ème partie, § 1; § 2;§ 3 / 3ème partie, § 2121; § 2123; § 2127 / annexe 1, § 11
Inductance mutuelle homopolaire 3ème partie, § 2127
Intégrateur 3ème partie, § 2135 / 7ème partie, § 12; § 15

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Liaison spécialisée 3ème partie, § 21565
Lignes aérienne 1ère partie, § 1; § 2 / 3ème partie, § 16; § 21321; § 221; § 2321 /
4ème partie, § 11; § 511 /5ème partie, § 141
Ligne à constantes réparties annexe 1 / annexe 3
Matrice 6ème partie, § 1 / annexe 1 / annexe 3
Monostable 3ème partie, § 2131
Perturbographe 1ère partie, § 3 / 3ème partie, § 214 / 8ème partie, § 32; § 7
Pilote 3ème partie, § 213; § 232 / annexe 6
Pompage 3ème partie, § 21114 / 4ème partie, § 21
Pont à thyristors 9ème partie, § 424
Protection ampéremétrique 3ème partie, § 12, 8ème partie, § 75
Qualimètre 1ère partie, § 33 / 7ème partie, § 6 / 9ème
partie, § 54
Radiobalise 3ème partie, § 222
Réactance 3ème partie, § 21111; § 2112; § 21311 / 5ème partie, § 111 /
6ème partie, § 31; § 42; § 71; §73 / 9ème partie, § 23
Réducteur 2ème partie / 3ème partie, § 2135; § 222; § 2332; § 23423 / 6ème partie, § 73 /
7ème partie, § 14 / annexe 4
Régulateur 4ème partie, § 31 / 8ème partie, § 32
Relais antipompage 3ème partie, § 21113; § 2125; § 21326 / annexe 6
Relais bistables 3ème partie, § 2341
Relais directionnel 3ème partie, § 2124; 21313
Relais mho 3ème partie, § 2128; § 2133; § 2134
Rupture fusible 3ème partie, § 21123
Sectionneurs 1ère partie, § 1 / 3ème partie, § 234 / 8ème partie, § 2
Sélectivité 3ème partie, § 11
Synchrocoupleur 4ème partie, § 524
Téléaction 3ème partie,§ 215 / 4ème partie, § 523; 8 / 5ème partie, § 141 /
6ème partie, § 2 / 8ème partie, § 32 / 9ème partie, § 53
Téléconduite 4ème partie, § 8 / 7ème partie, § 1 / 8ème partie, 32; § 4
Télédéclenchement 3ème partie, § 15; § 21517; § 21522; § 2155
Téléprotection 3ème partie, § 215
Télétransmission 3ème partie, § 215
Temporisation 3ème partie, § 12; § 2123; 2133; § 21541; § 21543 / 4ème partie, § 82 / 5ème
partie, ,§ 4 / 6ème partie, § 38; § 61; § 823
Tension crête 4ème partie, § 22
Topologie 3ème partie, § 2341
Transducteur magnétique 3ème partie, § 2121
Transformateurs de puissance 1ère partie, § 1; § 23 / 2ème partie, § 1; § 2 /
3ème partie, § 11; § 12; § 14; § 18; 2129 / 6ème partie, § 3112 ; § 511 /
9ème partie, § 112; § 12; § 13; § 14; § 234 / annexe 5
Tranche 1ère partie, § 1 / 8ème partie, § 5; § 6
Verrouillage 3ème partie, § 21516; § 21541

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PREMIERE PARTIE
(en cliquant ci-dessus, tu retournes à la table des matières générale)
GENERALITES
1 - RESEAUX DE TRANSPORT D'ENERGIE
2 - GENERALITES SUR LES PROTECTIONS
3- EQUIPEMENTS DE MESURE, COMPTAGE, ET SURVEILLANCE

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1 - RESEAUX DE TRANSPORT D'ENERGIE
Ils sont constitués d'ouvrages triphasés, à savoir: des lignes aériennes, des canalisations
souterraines, des transformateurs de puissance, et des jeux de barre, agencés suivant le schéma ci-
dessous:(les tensions et puissances indiquées sont celles utilisées couramment sur le réseau français)
Production Alternateur de Alternateur de
centrale hydarulique centrale nucléaire
ou thermique de essentiellement, de
puissance ≤ 250 MW puissance comprise
entre 600 et 1400
MW
Un ≤ 12 kV Un = 20 à 24 kV
Un ≤ 225 kV Un = 400 kV
Jeu de barres 400 kV
Ligne 400 kV
Transport Autotransformateur
400 / 225 kV
de 300 à 600 MVA
Ligne 225 kV
Ligne 225 kV Transformateur
Répartition 225 kV / 90 kV*
de 70 à 170 MVA
Jeu de barres 90 kV
Ligne 90 kV* Ligne 90 kV*
Jeu de barres 90 kV
Distribution
Transformateur
Ligne 20 kV 90 kV* / 20 kV
20 ou 36 MVA
* ou 63 kV, suivant les régions

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Il existe aussi des transformateurs de puissance permettant la transformation directe du 400 KV en
90 KV ou 63 KV, ou du 225 KV en 20 KV, ainsi que quelques autotransformateurs 90 / 63 KV.
En ce qui concerne les intensités on définit deux niveaux de référence:
- les intensités nominales, qui sont des intensités permanentes, et auxquelles on se réfère pour
déterminer les échauffements des ouvrages.
- les intensités de court-circuit, qui ne durent généralement que quelques centaines de
millisecondes, et auxquelles on se réfère pour la tenue des ouvrages aux efforts électrodynamiques.
Les valeurs normalisées sont:
en 400 KV In = 2000 A ou 3150 A Icc = 40 000 A ou 63 000 A
en 225 KV In = 1250 A ou 2000 A Icc = 31 500 A
en 90 KV In = 1000 A ou 2000 A Icc = 20 000 A ou 31 500 A entre phases
8 000 A ou 10 000 A entre phase et terre
en 63 KV In = 1000 A ou 2000 A Icc = 20 000 A ou 31 500 A entre phases
8 000 A ou 10 000 A entre phase et terre
Chaque ouvrage peut être
- connecté au reste du réseau, et déconnecté, en charge ou en court-circuit, par un disjoncteur.
- séparé du reste du réseau, hors charge par des organes à coupure visible: les sectionneurs
- protégé par des équipements de protection et des automates qui détectent les courts-circuits et les
situations anormales du réseau à partir des courants circulant dans les ouvrages, et les tensions sous
lesquels ils se trouvent. Ces équipements actionnent ensuite les disjoncteurs.
Les protections et les automates n'utilisent pas les tensions et les courants du réseau, mais des
grandeurs beaucoup plus faibles qui leur sont proportionnelles. La transformation se fait par des
réducteurs de mesure.
Les différents appareils haute tension d'un poste sont regroupés en cellules, chacune d'elles
comprenant un disjoncteur. L'ensemble des équipements basse tension d'une cellule est appelé
tranche.
Les schémas les plus courants des cellules haute tension sont les suivants:

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DEPART LIGNE
Barres d'un poste Barre 1
d'interconnexion
Barre 2
Sectionneurs d'aiguillage
X Disjoncteur
Réducteur de courant Relais de protection
Et d'automatisme
Sectionneur de Sectionneur tête de ligne
mise à la terre
Réducteur de tension capacitif
Circuit bouchon
Ligne aérienne
Circuits haute tension
Circuits mesure
Circuit commande

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DEPART TRANSFORMATEUR
Barre 1
Jeux de barres
du poste primaire Barre 2
autres
départs Sectionneurs d'aiguillage
Protection différentielle
de barres du poste X Disjoncteur primaire (djp)
Réducteur de courant primaire
TRANSFORMATEUR DE PUISSANCE
Protection masse - cuve Réducteur de courant secondaire
Réducteur de tension bobiné
Vers djp vers djs
Protections et
automates
au poste secondaire
Protection différentielle
de la liaison
Réducteur de courant au poste
secondaire
X
Vers djp Disjoncteur secondaire (djs)
Sectionneur d'aiguillage
Jeux de barres Barre 1
du poste secondaire
Barre 2

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COUPLAGE ENTRE JEUX DE BARRES
Sectionneurs de couplage
Barre 2
X Disjoncteur
de couplage Réducteur de tension
capacitif (sur une
seule phase)
Réducteur de
courant
Barre 1
Protections
et automates
Réducteur de tension capacitif
(sur les trois phases)
Nota: les protections peuvent être utilisées soit comme protection de couplage, soit comme protection
de ligne. Dans ce dernier cas, une barre est affectée à une seule ligne, dont le disjoncteur est ponté ou
condamné fermé, et les protections hors service. On dit alors que le couplage est utilisé en transfert.

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TRONÇONNEMENT
Les postes importants peuvent comporter quatre jeux de barres
Barre A1 T1 Barre B1
X
X X
C1 C2
Barre A2 Barre B2
X
T2
C1 et C2 sont des couplages traités comme ci-dessus
T1 et T2 sont des tronçonnements. Ils ne peuvent pas être utilisés en transfert.
Nota 1: notion de nœud électrique
C'est un ensemble de jeux de barres pouvant être isolé du réseau par des disjoncteurs, mais ne
pouvant pas être lui-même coupé en deux par un disjoncteur. Par exemple le poste de la figure 5
comporte quatre nœuds électriques. Pendant une manœuvre de changement de barres, les barres A1 et
A2, par exemple, peuvent se trouver reliées entre elles lorsque les deux sectionneurs d'aiguillage d'un
départ sont simultanément fermés.
Dans certains postes, les jeu de barres sont disposés comme sur la figure 5, mais en T1 et T2 il n'y
a que des sectionneurs. Le poste ne comporte que deux nœuds électriques.
Nous verrons que cette notion est importante pour la mise en œuvre des protections différentielles
de barres.
Nota 2:
il existe d'autres schémas de postes à l'étranger: postes en anneau, postes à un disjoncteur et demi,
postes à barre de transfert. Chacun a ses avantages et ses inconvénients, mais il importe de ne pas
mélanger les types de poste dans un même réseau.

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2 - GENERALITES SUR LES PROTECTIONS ET LES AUTOMATES
Ce document traite de l'ensemble des protection et automates installés sur le réseau de transport. Un
aperçu est aussi donné de protections des groupes de production en annexe 7
On distingue:
2 - 1 - LES PROTECTIONS CONTRE LES COURTS CIRCUITS
Lorsque un court-circuit apparaît sur un ouvrage, les protections provoquent le déclenchement
des disjoncteurs encadrant cet ouvrage. Si cette fonction est correctement exécutée, les disjoncteurs
des autres ouvrages ne doivent pas être déclenchés. Dans le cas contraire, les disjoncteurs d'autres
ouvrages doivent être déclenchés, pour assurer l'élimination du défaut, mais en nombre aussi réduit
que possible.
2 - 2 - LES PROTECTIONS CONTRE LES SITUATIONS ANORMALES DE RESEAU
Elles comprennent:
- les protections de surcharge, qui mettent hors tension les ouvrages parcourus par des intensités
trop élevées, susceptibles de les détériorer ou de les rendre dangereux.
- les protections contre les ruptures de synchronisme, destinées à éviter le déclenchement des
alternateurs des centrales lorsque l'un d'eux, ou plusieurs d'entre eux, tournent à une vitesse différente
de l'ensemble des autres alternateurs débitant sur le même réseau
- les protections de délestage, destinées à rétablir l'équilibre production - consommation, et ainsi
à éviter une chute de fréquence susceptible de conduire à un effondrement général des moyens de
production.
2 - 3 - LES AUTOMATES
La plupart des défauts créés par la foudre sur les ouvrages aériens disparaissent
spontanément au bout de quelques dixièmes de secondes après mise hors tension de l'ouvrage. Après
certains contrôles il est alors possible de remettre l'ouvrage sous tension. Des automates sont chargés
de ces contrôles.
D'autres automates permettent, lorsque plusieurs ouvrages se trouvent hors tension, de
remettre rapidement en service ceux qui sont sains.
D'autres permettent d'éviter les déclenchements par surcharge par des manœuvres
préventives sur d'autres départs.
D'autres, enfin, sont utilisés pour maintenir une tension correcte sur le réseau, par action sur
les régleurs des transformateurs

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3- GENERALITE SUR LES EQUIPEMENTS DE MESURE, COMPTAGE ET SURVEILLANCE
3 - 1 - MESURE
Les grandeurs, tension et courant, présents sur le réseau, ne sont pas directement utilisables, et
on passe, là aussi, par des réducteurs de mesure. Au secondaire de ces réducteurs se trouvent connectés
des capteurs qui élaborent les grandeurs nécessaires à la conduite du réseau, à savoir la puissance
active et la puissance réactive sur les ouvrages, et la tension efficace sur les barres, et les transmettent
aux équipements de téléconduite sous forme de courants continus proportionnels à ces grandeurs.
3 - 2 - COMPTAGE
Utilisant les mêmes circuits secondaires, on trouve des compteurs d'énergie, mais seulement sur les
départs suivants:
. les centrales de production
. les clients industriels
. les compagnies de distribution non nationalisées
.les points de livraison aux centres EGS (centres de distribution EDF -GDF)
Ils sont à haute précision et doublés uniquement lorsqu'ils intéressent des sociétés extérieures à
EDF: centrales à participation étrangère, clients industriels, distributeurs non nationalisés.
3 - 3 - SURVEILLANCE LOCALE
On trouve, dans chaque poste:
. un tableau synoptique, ou une console de conduite, permettant la conduite locale du poste en
cas de panne de téléconduite
.un consignateur d'état, où sont imprimées les manœuvres et signalisations issues des appareils
haute tension et équipements basse tension de chaque départ
.des oscilloperturbographes, où sont restituées des grandeurs électriques lors d'un défaut
.éventuellement des localisateurs de défaut, calculant la distance d'un défaut sur une ligne
.des qualimètres, sur les départs client, et permettant de mesurer les perturbations qu'il a subies.
3 - 4 - SURVEILLANCE AU PUPITRE DE COMMANDE GROUPE ( PCG )
Les PCG sont situés dans des postes où se trouve du personnel en permanence aux heures
ouvrables. Le personnel attaché à un PCG exploite, outre le poste qui l'héberge, un ensemble de
postes appelés postes satellites. Par exploitation, on entend essentiellement l'entretien du matériel, et
en situation exceptionnelle la conduite du réseau.
3 - 5 - SURVEILLANCE AU CENTRE REGIONAL DE CONDUITE ( CRC )
C'est de ce point que se fait la conduite du réseau en situation normale. Seules les informations
nécessaires à cette conduite y sont envoyées. Les informations concernant la surveillance du matériel
restent au PCG

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DEUXIEME PARTIE
REDUCTEURS DE MESURE
1 - REDUCTEURS DE COURANT
2 - REDUCTEURS DE TENSION BOBINES
3 - REDUCTEURS CAPACITIFS DE TENSION
4 - PROBLEMES DE SECURITE
5 - MISES EN SERVICE
6 - REDUCTEURS OPTIQUES

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1 - REDUCTEUR DE COURANT
Cet appareil est destiné à alimenter les protections et les équipements de mesure et de comptage.
Les performances requises sont très différentes, suivant qu'il s'agit d'alimenter une protection contre
les courts-circuits ou un autre équipement: la première doit recevoir une image correcte d'un courant
dont la valeur peut être très élevée, et qui peut comporter une composante transitoire, alors que les
autres doivent recevoir une image précise d'un courant permanent inférieur ou égal au courant
nominal. C'est pourquoi le réducteur de courant comprend au minimum deux enroulements, sur deux
noyaux distincts. Dans ce qui suit, nous étudierons uniquement l'enroulement "protection".
Le réducteur de courant est un système à contre réaction totale, et son étude complète est assez
complexe, surtout si on veut tenir compte de phénomènes non linéaires, tels que la saturation et
l'hystérésis. Nous donnerons ici une suite d'études simplifiées, de manière à faire apparaître l'origine
des contraintes présentes dans leurs spécifications, des erreurs inhérentes à leur fonctionnement, et de
leurs limites d'utilisation.
1-1- Présentation
Un transformateur de courant est un transformateur élévateur dont l'enroulement secondaire se
trouve pratiquement en court-circuit.
i1 i2
Charge secondaire
enroulement primaire enroulement secondaire (protections
ou comptage)
Coté primaire, le nombre de spires est faible. Dans le cas des réducteurs de type tore, il n'y a même
pas, à proprement parler, de spire, puisque le conducteur primaire traverse en ligne droite le circuit
magnétique de forme torique, autour duquel est bobiné le circuit secondaire. Dans les autres
réducteurs, il peut y avoir une ou deux spires.
Dans un transformateur parfait, le courant secondaire instantané est lié au courant primaire
par
n1
i'2 = - * i1 (1)
n2
tandis que la tension aux bornes de l'enroulement secondaire est liée à la chute de tension aux
bornes de l'enroulement primaire par le rapport inverse.
n1 et n2 sont respectivement les nombres de spires primaires et secondaires.
nota: Dans les réducteurs de type tore, on démontre que la traversée du conducteur primaire
en ligne droite est équivalente à une spire.
Dans la pratique, les valeurs nominales de courant primaire vont de 100 A à 3000 A, et le
courant nominal secondaire vaut 1 A ou 5 A.

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1 - 2 - Première approche
Nous supposons que le courant secondaire est l'image exacte du courant primaire, quelle que
soit l'impédance de charge du circuit secondaire.
En particulier, lorsque le circuit secondaire est ouvert, la tension secondaire devient infinie.
Une telle approche est bien entendu aberrante, mais elle montre qualitativement qu'en cas
d'ouverture intempestive du circuit secondaire, la tension prend une valeur très élevée (voir § 4 de ce
chapitre).
1 - 3 - Deuxième approche
Nous supposons que le courant secondaire est l'image exacte du courant primaire lorsque
l'impédance du circuit secondaire est faible par rapport à l'inductance magnétisante du réducteur.
Nous étudions alors le comportement du réducteur lors d'un court circuit sur le réseau primaire.
1 - 3 - 1 - Forme du courant primaire
Lorsque un court circuit apparaît sur une ligne, le courant circulant dans cette ligne a
approximativement la forme que l'on peut trouver lorsqu'on enclenche une bobine de réactance.
R1 L1
u1
La tension instantanée fournie par la source est donnée par:
u1 = U1 * sin (ωt + ϕ), avec: U1 = tension crête
ω = pulsation, soit 2p fois la fréquence
ϕ = paramètre déterminant la valeur de u1 quand t= 0
A l'instant t = 0 on ferme l'interrupteur. Le système est alors décrit par l'équation:
u1 = R1 * i1 + L1 * di1 / dt
R1 et L1 étant la résistance et l'inductance du circuit, et i1 étant le courant instantané.
Après résolution, la solution s'écrit:
- t / τ
i1 = I1 * [ -sin (ϕ - α) * e + sin ( ωt + ϕ - α)] (2)
composante composante

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apériodique sinusoïdale
avec
U1
I1 =
R1² + L1² * ω²
τ1 = L1 / R1 : constante de temps du réseau haute tension alimentant le court circuit
tg α = t1 * ω
la condition initiale étant: i1 = 0 pour t = 0, l'asymétrie est maximale pour ϕ - α = - π / 2
Par exemple, si la constante de temps du réseau vaut 60 ms, α = 87°, et l'asymétrie maximale
est obtenue pour ϕ = - 3°, c'est à dire lorsque la tension au moment de l'apparition du défaut est
pratiquement nulle.
D'où les courbes suivantes, obtenues pour I1 = 1 et U1 = 1, le temps étant indiqué en ms.
Statistiquement parlant, les défauts apparaissent plutôt lorsque la tension est proche du maximum.
Cependant la situation décrite ici peut se reproduire, surtout lors d'un enclenchement sur défaut.
0 , 0 0 0 5 0 , 1 5 7 0 7 9 5 0 , 1 5 6 4 3 4 3 3
0 , 0 0 1 0 , 3 1 4 1 5 9 0 , 3 0 9 0 1 6 7 4
0 , 0 0 1 5 0 , 4 7 1 2 3 8 5 0 , 4 5 3 9 9 0 1 5
0 , 0 0 2 0 , 6 2 8 3 1 8 0 , 5 8 7 7 8 4 8 2
0 , 0 0 2 5 0 , 7 8 5 3 9 7 5 0 , 7 0 7 1 0 6 3 1
0 , 0 0 3 0 , 9 4 2 4 7 7 0 , 8 0 9 0 1 6 5 3
0 , 0 0 3 5 1 , 0 9 9 5 5 6 5 0 , 8 9 1 0 0 6 1
0 , 0 0 4 1 , 2 5 6 6 3 6 0 , 9 5 1 0 5 6 1 9
0 , 0 0 4 5 1 , 4 1 3 7 1 5 5 0 , 9 8 7 6 8 8 1 5
0 , 0 0 5 1 , 5 7 0 7 9 5 1
0 , 0 0 5 5 1 , 7 2 7 8 7 4 5 0 , 9 8 7 6 8 8 5 7
0 , 0 0 6 1 , 8 8 4 9 5 4 0 , 9 5 1 0 5 7 0 1
0 , 0 0 6 5 2 , 0 4 2 0 3 3 5 0 , 8 9 1 0 0 7 3 1
0 , 0 0 7 2 , 1 9 9 1 1 3 0 , 8 0 9 0 1 8 0 9
0 , 0 0 7 5 2 , 3 5 6 1 9 2 5 0 , 7 0 7 1 0 8 1 9
0 , 0 0 8 2 , 5 1 3 2 7 2 0 , 5 8 7 7 8 6 9 7
0 , 0 0 8 5 2 , 6 7 0 3 5 1 5 0 , 4 5 3 9 9 2 5 1
0 , 0 0 9 2 , 8 2 7 4 3 1 0 , 3 0 9 0 1 9 2 7
0 , 0 0 9 5 2 , 9 8 4 5 1 0 5 0 , 1 5 6 4 3 6 9 5
0 , 0 1 3 , 1 4 1 5 9 2 , 6 5 3 6 E - 0 6
0 , 0 1 0 5 3 , 2 9 8 6 6 9 5 - 0 , 1 5 6 4 3 1 7 1
0 , 0 1 1 3 , 4 5 5 7 4 9 - 0 , 3 0 9 0 1 4 2 2
0 , 0 1 1 5 3 , 6 1 2 8 2 8 5 - 0 , 4 5 3 9 8 7 7 8
0 , 0 1 2 3 , 7 6 9 9 0 8 - 0 , 5 8 7 7 8 2 6 8
0 , 0 1 2 5 3 , 9 2 6 9 8 7 5 - 0 , 7 0 7 1 0 4 4 4
0 , 0 1 3 4 , 0 8 4 0 6 7 - 0 , 8 0 9 0 1 4 9 7
0 , 0 1 3 5 4 , 2 4 1 1 4 6 5 - 0 , 8 9 1 0 0 4 9
0 , 0 1 4 4 , 3 9 8 2 2 6 - 0 , 9 5 1 0 5 5 3 7
0 , 0 1 4 5 4 , 5 5 5 3 0 5 5 - 0 , 9 8 7 6 8 7 7 4
0 , 0 1 5 4 , 7 1 2 3 8 5 - 1
0 , 0 1 5 5 4 , 8 6 9 4 6 4 5 - 0 , 9 8 7 6 8 8 9 8
0 , 0 1 6 5 , 0 2 6 5 4 4 - 0 , 9 5 1 0 5 7 8 3
0 , 0 1 6 5 5 , 1 8 3 6 2 3 5 - 0 , 8 9 1 0 0 8 5 1
0 , 0 1 7 5 , 3 4 0 7 0 3 - 0 , 8 0 9 0 1 9 6 5
0 , 0 1 7 5 5 , 4 9 7 7 8 2 5 - 0 , 7 0 7 1 1 0 0 6
0 , 0 1 8 5 , 6 5 4 8 6 2 - 0 , 5 8 7 7 8 9 1 2
0 , 0 1 8 5 5 , 8 1 1 9 4 1 5 - 0 , 4 5 3 9 9 4 8 7
0 , 0 1 9 5 , 9 6 9 0 2 1 - 0 , 3 0 9 0 2 1 7 9
0 , 0 1 9 5 6 , 1 2 6 1 0 0 5 - 0 , 1 5 6 4 3 9 5 8
0 , 0 2 6 , 2 8 3 1 8 - 5 , 3 0 7 2 E - 0 6
- 1 , 5
- 1
- 0 , 5
0
0 , 5
1
1 , 5
2
1 4 7 1 0 1 3 1 6 1 9 2 2 2 5 2 8 3 1 3 4 3 7 4 0

35 / 320
1 - 3 - 2 - Flux dans le circuit magnétique du réducteur
Soient R2 et L2 la résistance et l'inductance du circuit secondaire du réducteur.
La tension aux bornes du circuit secondaire vaut:
di'2
u2 = R2 * i'2 + L2 * L2
dt
R2
Le flux dans le circuit magnétique du réducteur est donné par:
φ = u2 * dt = L2 * i'2 + R2 * i'2 * dt
soit, en remplaçant i par sa valeur exprimée dans l'équation n° 3:
I'2 - t / τ1 - t / τ1
φ = * { R2 * [ τ1 * ω (1 - e ) - sin ω * t] + L2 * ω * (e - cos ω*t)} (4)
ω
Nous voyons que l'expression du flux comporte un terme périodique, et un terme apériodique.
Dans ce dernier, la partie due à l'inductance tend vers zéro lorsque le temps augmente, tandis que la
partie due à la résistance tend vers I'2 * R2 * τ1 .
Dans les cas usuels, c'est cette dernière partie qui crée l'essentiel du flux.
Nous supposerons par la suite que la charge est purement résistive, car c'est le cas le plus
contraignant. L'équation (4) s'écrit alors:
- t / τ1
φ = φo * [τ1 * ω * (1 - e ) - sin ω * t] en posant:
I'2
φo = * R2
ω

36 / 320
et le flux a l'allure suivante:
Variation de φ/φο avec le temps à l'apparition d'un défaut, avec asymétrie maximale et τ1 = 120 ms
t (ms)
1 - 3 - 3 - Saturation
L'induction présente dans le noyau du réducteur est proportionnelle au flux. Lorsqu'elle
dépasse une valeur Bmax, de l'ordre de 2 Tesla, elle ne peut pratiquement plus augmenter. Le circuit
magnétique est saturé. Le courant secondaire est pratiquement nul. Les équipements utilisant ce
courant comme grandeur d'entrée ne peuvent plus fonctionner correctement.
Le calcul précédent montre, de manière sommaire, que si nous ne voulons pas dépasser Bmax
lorsque le courant atteint sa valeur nominale de court circuit, qu'il comporte une composante
apériodique, et que l'asymétrie est maximale, l'induction ne doit pas dépasser Bmax / (t1*w) lorsque le
courant de court circuit atteint sa valeur nominale, mais qu'il n'y a pas d'asymétrie.
Au § suivant, nous ne supposons plus que le courant secondaire est l'image exacte du courant
primaire, mais nous représentons le réducteur par un modèle simple, et nous écrivons les équations
décrivant le fonctionnement de ce modèle dans le réseau.
- 5
0
5
1 0
1 5
2 0
2 5
1 1 7 3 3 4 9 6 5 8 1 9 7 1 1 3 1 2 9 1 4 5 1 6 1 1 7 7 1 9 3 2 0 9 2 2 5 2 4 1 2 5 7 2 7 3 2 8 9 3 0 5 3 2 1 3 3 7 3 5 3 3 6 9 3 8 5 4 0 1

37 / 320
1 - 4 - Troisième approche
Nous cherchons un modèle simple pour représenter le réducteur lorsqu'il n'est pas saturé et
qu'il n'a pas d' hystérésis. De plus nous négligeons les flux de fuite.
Soit l l'inductance propre d'une spire. Un courant i circulant dans cette spire crée un flux
φe = λ * i
Le courant i1 circulant dans le circuit primaire crée alors un flux f1= n1* l * i1 , n1 étant le
nombre de spires primaires
Le courant i2 circulant dans le circuit secondaire crée un flux φ2 = n2* l * i2 , n2 étant le
nombre de spires secondaires
Aux bornes de la bobine secondaire apparaît une force électromotrice e = - n2* d (φ1 + φ2) / dt
Si la charge est nulle, la force électromotrice est nulle: φ1 = - φ2
D'où: - i1 / i2 = n2 / n1 = n, qui est le rapport de transformation
Mais la charge n'est jamais nulle. Nous la supposerons purement résistive (voir § précédent). Soit R2
cette charge, comprenant la résistance de la bobine secondaire, de la filerie et des équipements
récepteurs. L'équation de la boucle secondaire est:
e = - n2 * dφ / dt = R2 * i2 , avec φ = φ1 + φ2
D'où l'équation différentielle liant le courant primaire au courant secondaire:
(n1 * n2 * di1 / dt + n2² * di2 / dt) * λ = -R2 * i2 (1)
i1 étant donné par l'équation n° 3 du § 131.
Nous pouvons aussi l'écrire: n2² * λ * ( di'2 / dt - di2 / dt) = R2 * i2
i'2 étant le courant secondaire du transformateur parfait,
ou encore: iµ + t2 * diµ / dt = i'2 (2)
avec : Lµ = inductance magnétisante = n2² * λ
t2 = constante de temps secondaire = Lµ / R2
iµ = courant magnétisant = courant d'erreur = i'2 - i2
Nous pouvons alors représenter le réducteur par le modèle suivant:
i'1 i'2
Lµ iµ R2

38 / 320
1 - 4 - 1 - Asymétrie maximale sur le courant primaire
Dans l'équation n° 2 nous remplaçons i'2 par sa valeur trouvée dans l'équation n° 3 du § 131,
qui correspond à l'asymétrie maximale:
-t / τ1
iµ + τ2 * diµ / dt = I'2 * ( e - cos ω * t) (3)
La résolution de cette équation donne le courant d'erreur, que nous appelons iµ1 :
τ1 - t/τ1 1 τ1 1 -t/τ2
iµ1 = I'2* [ * e - * (cos ω*t + ω*τ2 *sin ω*t) - ( - ) * e ]
τ1 - τ2 1 + ω² * τ2² τ1 - τ2 1+ω² *τ2²
(4)
Le flux dans le circuit magnétique est proportionnel au courant d'erreur:
φ = Lµ * iµ soit φ / φο = iµ * t2 * ω / i'2
Cas particulier (pour mémoire): τ1 = τ2
t -t / τ1 1 -t / τ1
iµ = I'2 * [ * e - * (cos ω*t + ω*τ1 *sin ω*t - e ) ] (5)
τ1 1 + ω²*τ1²
D'où les courbes ci-dessous
Courbe donnant φ / φo pour τ1 = 120 ms, τ2 = 1 s, I'2= 20* 2 A, soit φ / φo = 11,2 * Iµ
temps en ms
0
5
1 0
1 5
2 0
2 5
3 0
3 5
1 1 3 2 5 3 7 4 9 6 1 7 3 8 5 9 7 1 0 9 1 2 1 1 3 3 1 4 5 1 5 7 1 6 9 1 8 1 1 9 3 2 0 5 2 1 7 2 2 9 2 4 1 2 5 3 2 6 5 2 7 7 2 8 9 3 0 1 3 1 3 3 2 5 3 3 7 3 4 9 3 6 1 3 7 3 3 8 5 3 9 7

39 / 320
Courbe donnant φ / φo pour τ1 = 120 ms, τ2 = 5 s, I'2= 20 * 2 A, soit φ / φo = 56 * Iµ
temps en ms
1 - 4 - 2 - Courant primaire symétrique
C'est le cas où ϕ = 87°(voir § 131). La tension à l'instant t=0 est alors proche du maximum.
Dans ce cas, l'équation différentielle n° 3 du § 141 s'écrit:
iµ + t2 * diµ / dt = I'2 * sin ω * t
(6)
La résolution de cette équation donne le courant d'erreur, que nous appelons iµ2:
I'2 - t / τ2
iµ2 = * (sin ω*t - ω*t2 * cos ω*t + ω*τ2 * e ) (7)
1 + ω²*t2²
0
5
10
15
20
25
30
35
40
1 38 75 112 149 186 223 260 297 334 371 408 445 482 519 556 593 630 667 704 741 778 815 852 889 926 963 1000

40 / 320
Courbe donnant φ / φο, pour t2 = 5 secondes, I'A = 20 * 2 A, soit φ / φo = 56 * Iµ
temps en ms
1 - 4 - 3 - Enclenchement avec ϕ − α = πϕ − α = πϕ − α = πϕ − α = π / 4
L'équation différentielle devient:
iµ + t2 * diµ / dt = I'2 * (- sin (π / 4) + cos (ω * t + π / 4)
La solution s'écrit, en reprenant les équations (4) et (7):
iµ3 = (iµ1 + iµ2) / 2 (7bis)
1 - 4 - 4 - Notions sur le calcul du noyau du réducteur
Les réducteurs sont généralement spécifiés 5 P 20, ce qui signifie que l'erreur sur l'image du
courant qu'ils délivrent doit être inférieure à 5% lorsque le courant primaire est égal à 20 * In. Cette
erreur maximale peut être garantie en régime permanent, pour les réducteurs de qualité standard, et en
régime transitoire pour une constante de temps donnée pour les réducteurs de haute qualité. D'autre
part, il est spécifié pour chaque type de réducteur sa puissance de précision, c'est à dire la puissance
délivrée au circuit secondaire sous In, au-delà de laquelle la précision n'est plus garantie.
Nous étudions comme exemple un réducteur de rapport 2000 / 1, et de puissance de précision
15 VA. Ceci signifie que la résistance de son circuit secondaire R2, qui est la somme des résistances
d'entrée des différents équipements utilisateurs et de la filerie, est au maximum de 15 Ω.
Nous supposons que le noyau du réducteur est de forme torique.
1 - 4 - 4 - 1 - Approximations
Lorsque cette précision est tenue, la constante de temps τ2 est toujours très supérieure à τ1 ,
qui est elle même très supérieure à 1 / ω. D'où les approximations suivantes:
- 0 , 5
0
0 , 5
1
1 , 5
2
2 , 5
1 1 3 2 5 3 7 4 9 6 1 7 3 8 5 9 7 1 0 9 1 2 1 1 3 3 1 4 5 1 5 7 1 6 9 1 8 1 1 9 3 2 0 5 2 1 7 2 2 9 2 4 1 2 5 3 2 6 5 2 7 7 2 8 9 3 0 1 3 1 3 3 2 5 3 3 7 3 4 9 3 6 1 3 7 3 3 8 5 3 9 7

41 / 320
a) régime asymétrique (voir formule (4) du § 141)
l'erreur passe par un maximum égal à:
iµ τ1 1
= +
I'2 τ2 ω ∗ τ2 (8)
à l'instant t = τ1 * Ln (τ2 / τ1) (9)
puis tend vers zéro
b) régime symétrique
l'erreur passe par un maximum égal à:
iµ / I'2 = 2 / (ω * τ2) (10)
puis tend vers 1 / (ω * τ2)
1 - 4 - 4 - 2 - Rayon du tore
Il existe deux types de réducteurs:
- les réducteurs sans entrefer.
Ils sont sensibles aux phénomènes non linéaires inhérents aux circuits magnétiques, tels que la
non - linéarité de la courbe d'aimantation et l'hystérésis. En revanche leur inductance magnétisante est
très élevée, et l'erreur due au courant magnétisant est très faible. Ils sont généralement utilisés
lorsqu'on ne cherche pas à passer correctement la composante asymétrique,
- les réducteurs avec entrefer
Tant qu'ils ne sont pas saturés, leur réponse est linéaire, c'est à dire que le courant secondaire
est lié au courant primaire par l'équation différentielle linéaire (2) du § 14. En revanche leur constante
de temps est plus faible que celle des précédents, ce qui introduit une erreur systématique connue,
mais importante. Ils sont utilisés lorsqu'on cherche à passer correctement la composante asymétrique.
Pour chacun d'eux nous allons chercher le rayon minimal du tore permettant d'éviter la
saturation, en régime symétrique et en régime asymétrique. Pour cela nous allons nous fixer la valeur
de constante de temps secondaire τ2 permettant de ne pas dépasser une erreur de 5%:
- régime asymétrique: la formule 8 nous donne approximativement: τ2 > 0,120 / 0,05 = 2,4 s
- régime symétrique: la formule 10 nous donne: τ2 > 2 / (ω * 0,05) = 0,12 s
Nous retiendrons la valeur de 2,4 s dans les deux cas.

42 / 320
a) réducteurs sans entrefer
Nous cherchons quel est le courant magnétisant maximal possible
r
ρ
L'induction élémentaire moyenne créée par une spire est:
µo * µr * iµ
Be = (11)
2 * π ∗ ρ
avec µ r = perméabilité magnétique du noyau
ρ = rayon moyen du tore
L'induction totale vaut:
B = n2 * Be
Elle atteint la valeur de saturation Bs = 2 Tesla pour:
Bs * 2 * π ∗ ρ
iµ = (12)
µo * µr * n2
Or le courant maximal i'2 vaut 20 * 2 A, d'où
- si le réducteur ne doit pas se saturer en régime asymétrique
iµ < i'2 * τ1 / τ2 = 1,4 A
Si nous prenons µr = 10000, nous trouvons, avec la formule (12), un rayon minimal de 2,8 m.
- s'il ne doit pas se saturer seulement en régime symétrique
i µ = 2 * i'2 / (ω ∗ τ2) = 0,07 A
et, d'après la formule 12:
ρ = 0,14 m
La précision devient alors 0,07 / (20 * 2) = 0,25 %

43 / 320
On peut même diminuer le rayon ρ en utilisant des réducteurs de courant nominal secondaire
5 A, ce qui conduit à un rapport n2 cinq fois plus petit, mais à une charge secondaire plus
importante.
b) réducteur avec entrefer
Les noyaux de ces réducteurs ont des entrefers de quelques dixièmes de millimètre chacun,
répartis sur le tore. Nous supposons que la réluctance de leur circuit magnétique est entièrement due à
ces entrefers, et nous cherchons quelle doit être leur valeur minimale pour que l'induction ne dépasse
pas 2 Tesla lorsque le courant primaire est maximal et l'erreur maximale.
L'induction élémentaire créée par une spire est:
Be = µo * iµ / e e étant la longueur totale des entrefers.
L'induction totale vaut B = n2 * Be = n2 * µo * iµ / e
Elle doit être inférieure à 2 Tesla, d'où: e > n2 * µo * iµ / 2
- si le réducteur ne doit pas se saturer en régime asymétrique, e = 1,8 mm
- sinon e = 0,09 mm
Le rayon minimal du tore est ensuite fixé par le rayon minimal r de sa section.
L'inductance magnétisante vaut, dans tous les cas:
Lµ = τ2 * R2 = 2,4 * 15 = 36 Henry
1 - 4 - 4 - 3 - Calcul du rayon r de la section du tore
a) réducteur sans entrefer
Le flux élémentaire créé par une spire vaut (formule 11 du § 1431):
µo * µr * iµ * π * r²
φe = Be * π r² =
2 * π * ρ
Le flux total auto - induit par les spires secondaires vaut:
φ = n2² * φe = Lµ * iµ
D'où, en remplaçant φe par sa valeur:
2 * π ∗ ρ * Lµ 1 2 * ρ * Lµ
r = = *
n2² * µr * µo * π n2 µr * µo

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ce qui, dans l'application numérique, donne:
- si le réducteur doit passer les régimes asymétriques: r = 64 mm
- sinon: r = 15 mm
Le flux élémentaire créé par une spire vaut:
φe = Be * π * r² = π * r² * µo * i / e
Le flux total auto - induit par les spires secondaires vaut:
φ = n2² * φe = Lµ * iµ
d'où: Lµ = n2² * π * r² * µo / e
1 Lµ * e
et: r = * (11)
n2 π * µo
- si le réducteur doit passer les régimes asymétriques: r = 64 mm
sinon: r = 15 mm
Nous voyons ainsi que si nous voulons que les réducteurs ne se saturent pas sur régime
apériodique, ses dimensions s'accroissent fortement.
Nous voyons d'autre part que, dans l'exemple pris ici, la présence d'un entrefer a permis de
diminuer la longueur du circuit magnétique, mais pas sa section.
1 - 4 - 5 - Tension de coude
C'est la valeur efficace de la tension sinusoïdale qui, appliquée au secondaire du réducteur,
lorsque le primaire est ouvert, provoque la saturation du circuit magnétique. De manière plus précise,
c'est la valeur à partir de laquelle il suffit de l'augmenter de moins de 10 % pour que le courant
circulant dans le circuit secondaire augmente de 50%. Dans le cas étudié, elle vaut au minimum:
a) réducteur sans entrefer:
V coude = Lµ * ω * Iµ = 36 * 314 * 0,0018 *20 = 405 V
V coude = Lµ * ω * Iµ = 36 * 314 * 0,05 *20 = 11,3 k V
Nous voyons que la présence d'un entrefer accroît la tension de coude.
Lorsque le courant circule au primaire du réducteur et que le secondaire est ouvert, la tension
maximale pouvant apparaître à ses bornes est approximativement la même que la tension de coude.
Ceci montre que les réducteurs à entrefer doivent être impérativement protégés par des parafoudres,
généralement réglés à 2 kV (voir § 4-1).

45 / 320
1-5- Types usuels de réducteurs de courant
Il existe sur le réseau EDF 3 types de réducteur:
-réducteur dit "classe PS", (dénomination EDF), dont l'induction est à la limite de sa valeur de
saturation en régime symétrique, pour le courant de court-circuit maximal spécifié. Ce type d'appareil
est conforme à la norme CEI 185. Son courant nominal secondaire est 5 A. Il ne comporte pas
d'entrefer.
Lorsqu'il est saturé, une alternance sur deux est correcte. Il ne peut être utilisé qu'avec des
protections capables de ne pas émettre d'ordre intempestif dans ces conditions. Nous verrons plus loin
qu'il s'agit alors des anciens modèles de protection, ou de modèles comportant un système
d'insensibilisation à la saturation.
-réducteur dit "ME 21", dont l'induction ne dépasse pas la moitié de l'induction de saturation
en régime symétrique, pour le courant de court circuit maximal spécifié. Son courant nominal
secondaire est 5 A. Il comporte un petit entrefer. Sa tension de coude est de 600 V
Lors d'un réenclenchement sur défaut, si son circuit magnétique a gardé une induction
rémanente, son induction ne dépasse pas, en régime périodique, l'induction de saturation, et l'intensité
secondaire reste correcte pour une alternance sur deux. Cet appareil est, en principe, lui aussi réservé
aux protections insensibles à la saturation. En fait, des essais ont montré que les autres protections
peuvent elles aussi être utilisées dans certaines conditions de réseau, à déterminer pour chacune
d'elles. Nous verrons, dans la sixième partie et l'annexe 4, comment déterminer si ce type de réducteur
convient ou pas pour une protection donnée, dans un environnement donné.
-réducteur dit "MA 102" (400 et 225 KV) et "MA 103" (90 et 63 KV), qui est spécifié pour
donner une réponse correcte même en cas de régime transitoire asymétrique, y compris avec
réenclenchement. Son courant nominal secondaire est 1 A. Il est conforme à la norme CEI 44-6, type
TPY. Sa tension de coude est de 6 kV.
Le comportement de ce réducteur aux régimes apériodiques a été spécifiée comme suit:
Ils ne doivent pas se saturer lorsqu'ils sont soumis au courant de court circuit maximal, avec la
composante apériodique maximale, pendant un temps t', puis à un courant nul pendant un temps tfr,
puis de nouveau parcourus par le courant de court circuit maximal pendant un temps t''
* 400 KV: la constante de temps est 120 ms, avec t' = 155 ms, tfr = 1505 ms, t" = 200 ms
* 225 KV: la constante de temps est 120 ms, avec t' = 155 ms, tfr = 1005 ms, t" = 60 ms
* 90 KV et 63 KV, au secondaire des transformateurs: la constante de temps est de 180 ms,
avec t' = 175 ms, tfr = 1505 ms, t" = 395 ms
* 90 KV et 63 kV pour les départs ligne: la constante de temps est de 40 ms,
avec t' = 175 ms, tfr = 1505 ms, t" = 395 ms
Ces appareils sont appelés familièrement "Réducteurs de courant grosse tête"
Bibliographie [4],[6], [86]

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2 - REDUCTEUR DE TENSION BOBINE
C'est un véritable transformateur, dont le primaire reçoit la tension du réseau, et le secondaire
restitue une tension image égale à 100 V entre phases lorsque la tension primaire est égale à la
tension nominale.
C'est le même enroulement qui fournit la tension aux protections et aux autres équipements.
Les difficultés rencontrées pour la réalisation de cet appareil sont:
- fourniture d'une tension secondaire avec la précision requise lorsque la tension primaire est
faible. En effet, dans ce cas, les phénomènes d'hystérésis sont particulièrement sensibles. Pour les
appareils de précision on est conduit à utiliser des circuits magnétiques avec entrefer.
- charges "piégées" lors de cycles de déclenchement et réenclenchement. En effet, après
ouverture des disjoncteurs d'une phase saine, la phase reste chargée. Un régime oscillatoire amorti
apparaît, créé par la capacité de la ligne et l'inductance de l'appareil. Elle peut être à très basse
fréquence, ce qui provoque la saturation de son circuit magnétique. Au réenclenchement il fournit
alors une tension très faible, ce qui peut entraîner un fonctionnement incorrect des protections. Là
aussi, pour se prémunir de ce phénomène, il faut fonctionner avec une induction nominale faible, en
utilisant un entrefer. Mais ceci conduit à une puissance de précision faible.
- Ferrorésonance:
on appelle ferrorésonance l'ensemble des phénomènes de relaxation à très basse fréquence, c'est à dire
à 50 HZ ou à une fréquence sous harmonique, généralement 3 ou 5, apparaissant lorsqu'une bobine
saturable, ici le transformateur, est liée à un élément sous tension par un condensateur. La tension
primaire peut alors atteindre une valeur dangereuse pour le matériel. Ce cas se rencontre, entre autres,
pour les réducteurs de tension bobinés placés sur les barres des postes (voir 3ème partie, § 18).
Condensateur C1
Réducteur bobiné
X
Condensateur C2 bobine charge
additionnelle
C1 est le condensateur interne au disjoncteur de puissance
C2 représente la capacité du jeu de barres par rapport au sol
Pour éviter ce phénomène, on place en parallèle avec la charge une bobine additionnelle se saturant
lorsque la tension dépasse largement la tension nominale - par exemple 110 V- mais d'inductance
suffisamment élevée pour ne pas dégrader, en régime établi, le courant circulant dans la charge. De
plus, cette bobine possède une résistance suffisante pour amortir les phénomènes oscillatoires qu'elle
pourrait engendrer.
Bibliographie [5], [6], [20]
3 - REDUCTEUR DE TENSION CAPACITIF

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C'est un appareil hybride, comportant un diviseur capacitif, formé par les condensateurs C1 et
C2, et un transformateur T. On ajoute une bobine L pour accorder les deux systèmes.
C'est le même enroulement qui fournit la tension aux protections et aux autres équipements.
Le schéma de principe est le suivant:
400 kV ou 225 kV
C1 L
A B
S1
T charge
C2 secondaire
S2
transformateur de couplage
pour transmission à
courant porteur ligne
L'inductance doit être choisie de telle manière que, du point B, la tension V1 soit celle qu'on
obtiendrait en A avec une impédance de charge infinie.
V1 = V* C1 / ( C1 + C2 )
Nous supposerons que la charge ramenée en B est purement résistive. Elle a pour valeur :
R = R charge * n² n étant le rapport de transformation.
Ceci nous conduit, après calcul, à la condition:
L*ω * ( C 1 + C 2 ) = 1
Cette condition n'est vraie que si la fréquence est bien la fréquence nominale du réseau. Pour les
fréquences différentes, ou pour les régimes transitoires, l'image de la tension fournie est entachée
d'erreur. C'est pourquoi ces appareils ne peuvent pas être employés pour des protections qui ne filtrent
pas les régimes transitoires.
Cependant, plus l'impédance de charge est élevée (charge faible), plus la précision reste bonne
à des fréquences différentes de la fréquence nominale.
Ferrorésonance:

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ce phénomène n'a pas, jusqu'à ce jour, été observé sur les réducteurs de tension capacitifs
utilisés sur le réseau EDF.
Il semble toutefois que ce problème soit apparu sur d'autres réseaux, ce qui a conduit à
développer des circuits de suppression de la ferrorésonance:
charge
circuit actif
On interpose un circuit résonant à 50 Hz entre le réducteur et une résistance additionnelle.
Lorsque la fréquence est différente de 50 Hz, la résistance du circuit secondaire augmente rapidement,
ce qui "casse" le phénomène.
charge
Rf Lf R
Circuit passif
Un éclateur s'amorce en cas de surtension due à la ferrorésonance. La résistance R se trouve
alors introduite dans le circuit. Si la ferrorésonance se maintient, la réactance Lf se sature et court-
circuite Rf, ce qui modifie l'impédance du circuit.

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4 - PROBLEMES DE SECURITE LIES AUX REDUCTEURS DE MESURE
4 - 1 - Réducteurs de courant.
En fonctionnement normal, le flux créé par le courant primaire est presque intégralement
compensé par le flux créé par le courant secondaire. Mais si le secondaire est ouvert, la tension au
secondaire est proportionnelle à la dérivée du flux primaire et peut atteindre des valeurs très
importantes; plusieurs milliers de volts pour les réducteurs classe PS ou ME 21 qui se saturent
rapidement, et plusieurs dizaines de milliers de volts pour les réducteurs type MA 102 ou MA 103,
qui ne se saturent pas. C'est pourquoi:
Toute intervention sur un circuit courant se fait en court-circuitant au préalable le circuit
secondaire par un organe de sécurité appelé court circuiteur d'intensité.
De plus, les différentes connexions sont réalisées avec des connecteurs spéciaux, type
SECURA ou ENTRELEC. Enfin, pour les réducteurs type MA 102 et MA 103, un dispositif limiteur
de tension est installé.
Lorsqu'un réducteur possède plusieurs noyaux, le circuit secondaire associé à chacun de ces
noyaux est protégé par un seul court - circuiteur d'intensité.
4 - 2 - Réducteurs de tension
Quand des personnes, travaillant sur les équipements basse tension d'un départ, injectent au
secondaire d'un de ces appareils une tension alternative de quelques dizaines de volts, une tension de
plusieurs dizaines de milliers de volts apparaît au primaire. Si d'autres personnes travaillent sur des
conducteurs raccordés à ce primaire, elles peuvent être électrocutées.
Il est impératif, avant de travailler sur le primaire d'un réducteur de tension, de séparer son
circuit secondaire des équipements basse tension qu'il alimente par un organe de sécurité.
Un réducteur de tension possède un seul circuit secondaire, qui est ensuite scindé en plusieurs
parties, trois généralement, pour alimenter les différents équipements utilisateurs. Schématiquement,
la répartition est la suivante:
- automates et capteurs
- protection principale
- protection de secours
Chaque circuit est protégé individuellement, soit par des fusibles, soit par un disjoncteur. Le
choix de la protection peut imposer le type de protection (voir "rupture fusible", §21123)
5 - MISE EN SERVICE

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5 - 1 - Problèmes de repérage
Pour les réducteurs de courant, la norme NFC 42-502 indique que la borne P1 est isolée du
capot métallique entourant la tête, et P2 au potentiel de cette tête. Les bornes P1 et S1 sont à des
potentiels de même sens.
Sur les schémas normalisés EDF, la borne P2 est côté ligne. La recommandation CEI en
référence ne donne pas d'indication sur ce sujet et de nombreux pays utilisent la convention inverse.
Pour les réducteurs de tension, la norme NFC 42-501 spécifie que la borne P1 est au potentiel
de la ligne, et que la borne P2 est reliée à la terre. Les bornes P1 et S1 sont à des potentiels de même
sens. Mais la recommandation CEI donne des indications différentes.
Il importe donc, pour chaque pays, de se renseigner sur les conventions qu'il utilise.
5 - 2 - Essais de mise en service
A EDF, nous faisons très peu d'essais de mise en service, les certificats d'essai de réception
des constructeurs faisant foi. Nous vérifions
- que la borne P2 est bien du côté des barres,
- que le limiteur de tension des réducteurs de courant à entrefer fonctionne correctement.
Pour cela, nous déconnectons ce limiteur de l'équipement, et l'alimentons avec une tension
croissante. Il doit devenir passant pour une tension supérieure à 550 V. Nous faisons ensuite décroître
le courant jusqu'à ce qu'il redevienne non passant, et notons la valeur du courant juste avant qu'il ne se
coupe.
Bibliographie [4], [5], [6], [76]

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6 - REDUCTEURS OPTIQUES
Ces appareils sont encore expérimentaux. Ils utilisent l'effet des champs électriques et
magnétiques sur le plan de polarisation de la lumière:
- les réducteurs de tension utilisent l'effet POKKELS.
On fait circuler un rayon laser polarisé à l'intérieur d'une fibre optique réalisée avec un verre
de qualité particulière, flint lourd, et enroulée dans un champ électrique crée par la tension. Le plan de
polarisation de la lumière tourne d'un angle proportionnel à ce champ. Un analyseur et un
amplificateur placés à l'extrémité de la fibre permettent d'obtenir un signal électrique image de la
tension primaire.
- les réducteurs de courant utilisent l'effet FARADAY.
On fait de même circuler un rayon laser polarisé à l'intérieur d'une fibre optique enroulée dans
un champ magnétique crée par le courant primaire. Le plan de polarisation de la lumière tourne d'un
angle proportionnel au champ magnétique. Le traitement est ensuite identique au précédent.
Ces appareils, outre les améliorations escomptées sur la précision, l'encombrement et le prix,
ont l'avantage de s'affranchir totalement des problèmes de saturation. De plus les contraintes de
sécurité inhérentes aux réducteurs classiques sont supprimées. Cependant ils ne sont compatibles
qu'avec des protections à faible niveau d'entrée. De plus, il n'existe pas, actuellement, de protocole de
dialogue normalisé entre les réducteurs et les équipements utilisateurs: protections, automates. Ceci
impose de confier au même constructeur l'ensemble réducteurs - protections, ce que les utilisateurs
n'acceptent pas.
Un consensus semble toutefois se dessiner, qui pourrait conduire à un protocole de dialogue
normalisé.
Bibliographie [10], [11]

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TROISIEME PARTIE
PROTECTION CONTRE LES COURTS-CIRCUITS
1 - Protection contre les courts-circuits des réseaux en antenne
- notion de sélectivité
- protection à maximum d'intensité
- protection Buchholz
- protection masse - cuve
- protection d'antenne passive
- protection masse - câble
- protection des batteries de condensateurs
- protection contre la ferrorésonance
- protection contre les flux trop élevés
- fonctionnement de l'ensemble
2 - Protection contre les courts-circuits des réseaux bouclés
- protection de distance
. principe
. protection électromécanique
. protection statique
. protection numérique
. téléprotection
- protection à comparaison de phase
- protection différentielle
. de ligne
. de canalisation souterraine
. de liaison courte
. de barres
- protection homopolaire

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1 - PROTECTION CONTRE LES COURTS-CIRCUITS DES RESEAUX EN ANTENNE
1 - 1 - NOTION DE SELECTIVITE
Considérons un cas simple : celui d'un réseau alimentant une charge passive à travers un
transformateur. De plus nous supposerons que les défauts affectent simultanément les trois phases et
ne sont pas résistants. Le réseau peut alors être représenté par ses grandeurs directes (voir la théorie
des composantes symétriques, en annexe 1 )
P2
Poste A Poste B Poste C X
P3
Zs = 2,5 Ω Zl = 10 Ω Zdt = 37 Ω (16%) X
P4
X X X
P5
Icc = 20 kA U = 90 kV X
P = 36 MVA P6
X
Zs est l'impédance directe de source , c'est à dire l'impédance directe du réseau qui alimente le poste A
IccA est le courant de court-circuit au poste A, lié à Zs par :
IccA = 90 kV / 3 * Zs
ZL est l'impédance directe de la ligne. Elle est de l'ordre de 0,4 Ω par km , mais doit être mesurée, ou
à défaut calculée, pour chaque ouvrage [annexe 3].
Zcc est l'impédance de court-circuit du transformateur . Elle est souvent donnée en pourcentage de
l'impédance nominale Zn.
Zn = U² / P = (90 kV)² / 36 = 225 Ω
Zcc = 16 % de Zn = 37 Ω
Le courant maximal circulant dans la ligne AB est de 230 A .C'est celui qui permet de fournir les
36 MVA au transformateur. Au poste A, une protection à maximum d'intensité P1 a été placée sur
chacune des phases , au départ de la ligne AB. De même, au poste C, une protection à maximum
d'intensité a été placée sur chacun des départs 20 kV: P2,P3,P4,P5,P6. Dans chacun d'eux circule une
intensité maximale de 207 A .
Lorsque un défaut apparaît sur un élément de ce réseau , le rôle de chaque relais de protection est
d'abord de commander, s'il y a lieu, l'ouverture du disjoncteur situé sur le même départ, de telle sorte
que l'ouvrage où se trouve le défaut, et lui seul, soit mis hors tension. On dit alors que le défaut est
éliminé .Si un relais de protection, ou un disjoncteur , ne fonctionne pas , d'autres protections doivent
faire ouvrir d'autres disjoncteurs, de telle manière que le défaut soit quand même éliminé. D'où deux
types de déclenchement :

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a - déclenchement instantané , c'est à dire dans le cas où tout fonctionne correctement.
Le seuil de courant de la protection P1 doit être réglé de telle manière que tous les défauts
situés sur la ligne AB soient éliminés, mais qu'aucun de ceux situés sur les lignes 20 kV ne provoque
son fonctionnement. Un court-circuit en B provoque la circulation en A d'un courant de:
Icc1 = 90 000 / 3 * (2,5 + 10) = 4 150 A
Un court-circuit au départ d'une des lignes 20 kV crée un courant donné par :
Icc2 = 90 000 / 3 * (2,5 + 10 + 37) = 1 050 A
Pour que le relais situé en P1 émette un ordre de déclenchement correct , il faut que le seuil de
courant soit situé entre 1050 A et 4150 A . Nous prendrons par exemple 2600 A .
Le seuil de courant de la protection P2 est réglé à 300 A , c'est à dire légèrement au dessus du
courant maximal de la ligne . Il en est de même pour les protections des autres départs 20 KV .
b - déclenchement temporisé, c'est à dire en secours.
Supposons qu'un défaut apparaisse sur une ligne 20 kV, L2 par exemple , et que le disjoncteur
correspondant ne s'ouvre pas . Dans ce cas , c'est la protection P1 qui devra commander l'ouverture de
son disjoncteur , mettant ainsi hors tension la ligne 90 KV et les lignes 20 kV. Mais pour cela il
faudra avoir la certitude que le disjoncteur de L2 devait s'ouvrir , et qu'il ne l'a pas fait . D'où deux
réglages :
- Réglage de seuil : Is > 300 * (20 / 90) = 66 A, afin qu'il ne soit pas plus sensible que P2 ,
Is > 230 A, afin qu'il soit insensible au courant de transit normal .
Nous prendrons 300 A
- Réglage de temporisation . Il faut attendre que :
. P2 ait eu le temps d'émettre son ordre de déclenchement , (temps maximal )
. son disjoncteur ait eu le temps de couper le courant de court-circuit , (temps maximal )
. P1 ait eu le temps de s'apercevoir que le courant était coupé , et d'arrêter la temporisation ,
. un temps de sécurité
C'est la somme de ces quatre temps , diminuée du temps minimal au bout duquel P1 met en
route sa temporisation , qui donne la valeur de réglage de la temporisation . Pour des protections et
des disjoncteurs modernes ils sont de l'ordre de :
. déclenchement de P2 = 40 ms
. ouverture du disjoncteur = 50 ms
. retombée de P1 = 45 ms
. temps de sécurité = 35 ms
. mise en route de P1 = 20 ms
Nous prendrons donc 40 + 50 + 45 + 35 - 20 = 150 ms.
Cette notion de sélectivité, obtenue en combinant d'une part des réglages de grandeurs électriques, et
d'autre part des réglages de temporisations, se retrouve dans tous les systèmes de protection.

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Nota:
Dans le réseau décrit ci-dessus, pourtant simple, le système de protection est nettement
insuffisant: il manque une protection pour le transformateur et pour le jeu de barres 20 kV, et le
défaut entre une phase et la terre n'est pas traité. D'autre part, les fourchettes de réglage sont très
larges. En fait, dans bien des cas elles peuvent être beaucoup plus étroites. On pourra par exemple le
constater en installant trois transformateurs au lieu d'un seul , chaque ligne 20 KV transportant une
charge triple. Enfin , dans ce réseau , tout défaut sur la ligne 90 KV, ou sur le transformateur, ou sur
les barres 20 kV, provoque la coupure de tous les clients alimentés par les lignes 20 kV. Un tel
inconvénient, s'il peut être admis pour les tensions de cet ordre, doit être évité pour les tensions plus
élevées, et pour cela le réseau doit être interconnecté. Il devient alors, comme nous le verrons plus
loin, beaucoup plus difficile à protéger .
Bibliographie [21], [22], [23], [88], [91], [92]

61 / 320
1- 2 - PROTECTION A MAXIMUM D'INTENSITE
Cette dénomination regroupe les fonctions suivantes:
- Relais instantané:
lorsqu'un seuil de courant est dépassé , le relais émet aussi rapidement que possible un ordre de
déclenchement .
- Relais temporisé:
lorsqu'un seuil de courant est dépassé , une temporisation est mise en route . Si à l'échéance de cette
temporisation le seuil est toujours dépassé , le relais émet un ordre de déclenchement .
- Relais à temps inverse:
le déclenchement est émis au bout d'un temps inversement proportionnel à la valeur du courant .
- Relais directionnel:
c'est une fonction supplémentaire , que l'on ajoute à l'une ou l'autre des précédentes: l'ordre de
déclenchement n'est émis que si la puissance transite dans un sens donné. Pour élaborer cette fonction
le relais doit être alimenté aussi en tension, car le sens de transit est donné par le déphasage entre la
tension et le courant.
Les relais de protection utilisés sur les réseaux sont généralement des combinaisons de ces fonctions.
Par exemple un relais est mis en route par le dépassement d'un seuil de courant, puis attend un temps
fixe , puis , à échéance de ce temps attend un temps inversement proportionnel au courant, puis émet
un ordre de déclenchement si la puissance circule dans un sens donné. Il revient au repos lorsque le
courant retombe au-dessous du seuil initial .
Ces relais peuvent être installés sur chacune des phases d'un ouvrage . On les appelle alors relais de
surintensité .
Ils peuvent aussi utiliser la somme des trois courants de phase de l'ouvrage. On les appelle alors relais
de courant homopolaire. Ils utilisent soit un transformateur annexe réalisant la somme des trois
courants issus des réducteurs principaux , soit un réducteur placé sur la connexion de neutre primaire
ou secondaire du transformateur de puissance .
Ils peuvent aussi être installés sur les connexions de gaine des câbles ou sur la connexion de mise à la
terre des cuves de transformateurs de puissance .
Bibliographie [13]

62 / 320
1 - 3 - PROTECTION BUCHHOLZ
C'est un dispositif destiné à protéger les transformateurs de puissance à huile contre les défauts
internes. Son principe n'est pas basé sur une mesure électrique, mais sur un critère mécanique: lors
d'un amorçage interne, ou d'un échauffement anormal, il se produit un dégagement de gaz. Si ce
dégagement est faible, un flotteur s'abaisse progressivement et fait fonctionner un relais d'alarme. Si le
dégagement est plus violent, il provoque un mouvement d'huile qui fait basculer une palette et
provoque le déclenchement du disjoncteur.
Le gaz qui s'est accumulé dans la cloche du relais peut être récupéré et analysé, ce qui permet
d'obtenir des indications sur la nature et l'emplacement du défaut. Il existe trois niveaux d'analyse :
- analyse visuelle . Si le gaz est :
. incolore , c'est de l'air . On purge le relais et on remet le transformateur sous tension
. blanc , c'est qu'il y a échauffement de l'isolant
. jaune , c'est qu'il s'est produit un arc contournant une cale en bois
. noir , c'est qu'il y a désagrégation de l'huile
- tube Draeger
On fait passer le gaz recueilli dans un tube contenant un réactif. Suivant la couleur prise par le réactif
on peut réaliser une analyse plus précise que précédemment.
- analyse de l'huile
Par analyse chromatographique et essai diélectrique on peut déterminer de manière plus précise
l'élément en panne. Mais cette analyse ne peut être réalisée que par un laboratoire spécialisé.
Bibliographie [14], [15]

63 / 320
1 - 4 - PROTECTION MASSE-CUVE POUR TRANSFORMATEUR DE PUISSANCE
C'est une protection de transformateur, destinée à détecter les défauts d'isolement entre la partie active
du transformateur et la cuve. Pour cela, on détecte le courant qui s'écoule entre la cuve et la terre, par
un relais de protection à maximum d'intensité instantané. Ceci impose l'isolation de la cuve par
rapport à la terre, de manière à ce que d'une part la totalité du courant passe par la connexion, et
d'autre part il ne se forme pas de boucles. En effet, le courant circulant dans les conducteurs haute
tension crée alors par induction un courant susceptible de faire fonctionner le relais. Sur un court-
circuit en ligne on met alors le transformateur hors tension, par "sympathie ". Les précautions à
prendre sont:
- bien faire passer les conducteurs basse tension, dont le blindage se trouve relié à la terre du
poste à une extrémité, et à la cuve à l'autre extrémité, à l'intérieur du tore;
- veiller à ce que les éléments reliés à la terre du poste, mais en contact avec la cuve, soient
correctement isolés, sinon des surtensions transitoires sont susceptibles de percer l'isolant, puis, une
fois le cheminement établi, une boucle se trouve formée.
Primaire Secondaire
DJ primaire DJ secondaire
éclateur éclateur
protection à
maximum
d'intensité
Cales isolantes

64 / 320
1 - 5 - PROTECTION D'ANTENNE PASSIVE
Sur certaines lignes on veut, lorsqu'un défaut affecte une seul phase, ne déclencher que cette
phase. C'est le cas, sur le réseau français, des lignes 225 kV et 400 kV.
DJ1 DJ2
X X
X X
X X
poste 1 poste 2
Si un défaut apparaît sur la phase A , une protection à maximum d'intensité placée sur la phase A au
poste 1 détecte le défaut et fait ouvrir le pôle correspondant du disjoncteur. Après quoi, au poste 2, un
courant subsiste sur la phase A , provenant des autres phases à travers les bobines du transformateur.
Ce courant, inférieur au courant de charge, n'est pas suffisant pour faire fonctionner une protection de
surintensité, mais suffit à empêcher l'arc de s'éteindre. Un essai de réenclenchement au poste 1
retrouve alors le défaut, ce qui conduit à un déclenchement triphasé définitif.
Pour faire ouvrir le disjoncteur de la phase A au poste 2 , on place un sélecteur voltmétrique S2
constitué de trois relais de seuil de tension au poste 2 . la phase dont la tension est inférieur au seuil
est celle où se trouve le défaut . Le fonctionnement est alors le suivant :
a - Le disjoncteur D1 déclenche sur une seul phase.
C'est le cas lorsqu'il s'agit d'un défaut monophasé et que la ligne considérée est une ligne 225 kV ou
400 kV. Il existe alors deux types d'installation:
- Si une bonne qualité d'alimentation est recherchée pour la clientèle, la protection P1 émet un
ordre de télédéclenchement lent (100ms, voir § 2-1-5) à destination de S2. Cette dernière émet alors
un ordre de déclenchement monophasé sur la phase où le relais de seuil constate une tension
inférieure à 80 % de la tension nominale. C'est la protection d'antenne passive instantanée.
- Si une qualité d'alimentation moins bonne peut être acceptée, l'équipement de
télédéclenchement n'est pas installé, et le sélecteur voltmétrique émet seul son ordre de
déclenchement, en attendant un intervalle sélectif de plus que les deuxièmes stades (voir § 21111) des
postes encadrants. Ceci signifie d'une part un temps de cycle monophasé plus long, et d'autre part un
risque de déclenchement intempestif sur défaut éloigné mal éliminé. C'est la protection d'antenne
passive temporisée.
b- Le disjoncteur D1 déclenche en triphasé, soit parce qu'il s'agit du réseau 63 kV, soit parce que le
défaut est polyphasé.
La protection S2 n'est en principe plus utile.

65 / 320
Il peut cependant arriver que l'antenne soit légèrement active, en particulier si , parmi la clientèle il
existe des producteurs autonomes de faible puissance. Cette production peut alors être insuffisante
pour faire fonctionner une protection de distance, mais suffisante pour empêcher l'extinction de l'arc.
C'est pourquoi la protection S2 émet un ordre de déclenchement triphasé, soit à réception du
télédéclenchement, soit à échéance d'une temporisation, si elle détecte une baisse de tension sur au
moins deux phases.
c- Le défaut est trop résistant pour faire fonctionner les protections de distance du poste 1.
- Si le télédéclenchement a été installé, la protection d'antenne passive comporte un relais à
courant résiduel alimenté par le courant du neutre primaire du transformateur. Elle émet alors un
ordre de déclenchement triphasé au bout de 500 ms après réception de l'ordre de télédéclenchement ,
- Si le télédéclenchement n'a pas été installé, le sélecteur S2 ne sait pas si le disjoncteur situé
à l'extrémité active a déclenché. Une protection de puissance homopolaire (voir § 24), indépendante
de la PAP, et sélective avec les autres protections à puissance homopolaire du réseau, est nécessaire.
d - Déclenchement en secours des défauts entre phases
L'élimination des défauts polyphasés est assurée par une protection de secours polyphasée, fortement
temporisée.
Nota: nous avons vu que le télédéclenchement est lent. Ceci est dû au fait que l'on a retenu un
système à haute sécurité, afin d'éviter les déclenchements intempestifs sur défaut apparaissant sur un
autre ouvrage. Mais alors cet ordre risque d'être retombé, coté émission, avant d'être reçu. C'est
pourquoi l'équipement de téléaction chargé de transmettre l'ordre de télédéclenchement garde en
mémoire cet ordre pendant un temps de 120 à 650 ms.
Bibliographie [16]

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