Le document décrit les aspects techniques et les politiques de protection des réseaux électriques, y compris la mise à la terre des neutres et le contrôle commande des postes. Il aborde les protections des transformateurs et des lignes électriques, détaillant les dispositifs de détection de défauts, de surintensité et de surcharge. Enfin, il évoque les systèmes de protection qui garantissent la sécurité et la fiabilité des installations électriques.

1. PLAN
 GENERALITES SUR LE RESEAU
ELECTRIQUE
 POLYTIQUE DE MISE A LA TERRE DES
NEUTRES
 NOTIONS DE CONTRÔLE COMMANDE
 LES AUXILIAIRES
 PROTECTION DES DEPARTS
 PROTECTION DES
TRANSFORMATEURS

2. RESEAUX ELECTRIQUE

3. Qu ’attend -on d’un réseau électrique ?
 Acheminer l ’énergie électrique depuis les points de
production jusqu ’aux utilisateurs.
 Être en mesure d ’assurer la meilleur continuité de
service.
 Assurer la sécurité des installations des personnes et
de l ’appareillage alimenté.
 Produire le moins de perturbations sur les autres
installations publiques.
 Remplir ces missions au moindre coût

4. Comment monter un système de
protection ?
 Définir une politique de mise à la terre des neutres.
 Arrêter un plan de protection en conséquence.

5. POLYTIQUE DE MISE A LA
TERRE DES NEUTRES

6. Politique de mise à la terre des neutres
 Un plan de mise à la terre des neutres définit :
 le degré de limitation des courants de défaut
 le niveau d ’isolement de l ’appareillage
 Le niveau des surtensions
 Efficacité plus ou moins bonne des protections.

7. Politique de mise à la terre des neutres
 Configuration des neutres dans les réseaux THT et HT :
 Les neutres dans le réseau national sont mis directement à la
terre sans résistance ni réactance.
 Les neutres des transformateurs de groupe sont tous mis à la
terre.
 Les neutres côté 225 KV des transformateurs THT sont tous
mis à la terre.
 Un seul neutre 60 KV est mis à la terre par poste
d ’interconnexion.

8. Politique de mise à la terre des neutres
 Configuration des neutres dans les réseau MT :
 Les neutres dans le réseau de distribution dans les postes
HT/MT sont mis à la terre à travers une résistance de
limitation .
 Les courants de court circuit monophasé sont limités à 300 A
pour les réseaux aériens et à 1000 A pour les réseaux en
câbles souterrains.

9. GENERALITES SUR LE
CONTRÔLE COMMANDE
DES POSTES

10. Quel est le rôle des protections ?
 Protéger les installations électriques
 Contre les défauts de conséquences graves
 Contre les fonctionnements anormaux
 Protéger l ’être humain et les animaux
 Contre les dangers du courant électrique

11. Fonctions contrôle commande
 Protection électrique de l ’appareillage HT et MT
 Signalisation des événements
 Contrôle des tensions
 Commandes de l ’appareillage THT , HT et MT
 Automatismes associés aux protections

12. Structure des postes
 La THT , HT et MT
 Découpée en travées pour
• Faciliter l ’intervention
• Assurer la sécurité
• N ’isoler que la partie en défaut lors d ’incident

13. Structure des postes
 La basse tension
 Découpés en tranches pour
• Faciliter la recherche des défauts en cours
d ’exploitation
• Assurer la sécurité pendant l ’intervention
• Limiter les conséquences d ’un incident sur la partie
de l ’installation concernée
 Les principales tranches
• Tranches départs THT ou HT ou transfert
• Tranches transformateurs THT/HT/MT
• Tranches barres THT ou HT

14. Structure des postes
 La basse tension
 Les principales tranches
• Tranches réactances
• Tranches transformateurs HT/MT
• Tranches barres THT ou HT
• Tranche MT dans les postes HT/MT comprenant :
– les sous tranches départs et arrivées MT
• Tranche commune dans les postes HT/MT
(délestage, recherche de terre ....)
• Tranche générale

15. SERVICES AUXILIAIRES

16. Mode d ’alimentation de
l ’appareillage contrôle commande-
 Pour que l ’appareillage contrôle commande
fonctionne d ’une façon sûre , leur alimentation doit
être assurée par une source indépendante
 Cette source doit être assez fiable pour pallier les
défaillances du réseau et permettre les reprises de
service.

17. Les services auxiliaires
 Sources auxiliaires d ’énergie BT pour :
• Commandes
• Signalisations
• Alimentation protections
• Éclairage
• Chauffage

18. Les services auxiliaires
 Trois classes :
• Source alternative 220/380V
– A partir du transformateur MT/BT (TSA)
• Source 127 V continu
– Constituée d ’une batterie d ’accumulateurs associée à un
redresseur chargeur
• Source 48 V continu
– Constituée d ’une batterie d ’accumulateurs associée à un
redresseur chargeur

19. Source 220/380 alternatif
 La source de cette tension est le ‘TSA’
 la permutation automatique des auxiliaire
aiguille sur le TSA en service
 Les services auxiliaires utilisant l’alternatif
sont réparties en deux sous ensembles :
 Auxiliaires secourus (n’admettent qu’un temps de
coupure réduit de l’ordre de la seconde)
 Auxiliaires non secourus ( peuvent être coupé
pour un temps relativement long)
 Les auxiliaires secourus, le sont par un
groupe électrogène(poste THT/HT).

20. Source 127 Vcc
 utilisée pour les commandes et
informations circulant entre les divers
appareillages.
 La source est un ensemble d’éléments
de batteries associé à un redresseur
chargeur.
 Le fonctionnement normal de cet
ensemble est en floating .
 Les bornes + et - sont isolées de la terre

21. Source 48 Vcc
 utilisée pour la télécommandes la
téléalarme la télé protection et les
signalisations.
 La source est un ensemble d’éléments
de batteries associé à un redresseur
chargeur.
 Le fonctionnement normal de cet
ensemble est en floating .
 La borne + est mise à la terre

22. Surveillance des polarités
 La surveillance de la polarité 127 Vcc revêt un
caractère essentiel pour la sécurité des
installations.
 La surveillance porte sur :
• Anomalie 127 Vcc (<116 Vcc ou >136 Vcc)
• Ouverture des disjoncteur BT de protection 127 Vcc
• Terre batterie 127 Vcc
• Manque 127 Vcc tranche

23. PROTECTION DES
TRANSFORMATEURS ET DES
REACTANCES

24. Protections des transformateurs et
des réactances
 Contre quoi protège-on le transformateur et la
réactance?
 Défauts internes:
• Masse cuve
• Bucholz
• Température
• Courts circuit sur la liaison entre le transformateur et
les TC de l ’arrivée
• Défaut circulation d ’huile et défaut aéroréfrigérants

25. Protections des transformateurs et
des réactances
 Contre quoi protège-on le transformateur et la
réactance?
 Défauts externes:
• Surintensités due :
– à un court circuit réseau
– à une surcharge
• Surtension

26. Protection de température
 Une élévation excessive de température
d’huile est signe de défaut du
transformateur.
 Des sondes immergées dans d’huile
permettent de contrôler la température.
 Elles sont à deux seuils alarme et
déclenchement.

27. Protection de température
 Les seuils utilisés pour les
transformateurs sont :
 Alarme à :
• 80° pour les transformateurs HT/MT
• 90° pour les transformateurs THT/HT/MT
 Déclenchement à :
• 90° pour les transformateurs HT/MT
• 100° pour les transformateurs THT/HT/MT

28. Protection Buchholz
 Le dégagement gazeux est signe de
décomposition d ’huile donc de défaut interne
 Le relais buchholz décèle le dégagement
gazeux sur la partie supérieur du
transformateur à l ’entrée du réservoir
d ’expansion de l ’huile
 Relais à deux seuils
 Alarme
 déclenchement

29. Protections Masse cuve
 La cuve du transformateur est isolé de la terre
 Un seul point de liaison directe à la terre est
réalisée par un conducteur sur lequel est
placé un TC .
 Le TC alimente un relais ampèrmétrique.

30. Protection contre les défaut de
réfrigération
 Un arrêt de circulation d ’huile ou non
fonctionnement d ’un aéroréfrigérant peut
entraîner l ’échauffement du transformateur
 Ce défaut est contrôlé à partir de 20 % de la
charge nominale du transformateur.

31. Protection maximum intensité
 Protection contre les court circuits polyphasés:
 Réalisée par des relais ampermétriques alimentés par
des TC de phase.
 Les relais de phase sont en générale réglés à :
• 1.2 In du transformateur s ’il n ’y a pas de protection de
surcharge.
• jusqu’à 2 In si le transformateur est équipé de protection
de surcharge.

32. Protection maximum intensité
 Protection contre les courts circuits à la terre
 Réalisée par un relais homopolaire alimenté par le
TC du neutre HT :
• Le réglage du seuil de courant de terre est :
– Entre 60 et 100 A HT
– 1000A HT pour le deuxième seuil s ’il existe
• La temporisation est 3 s avec comme action :
– Alarme au seuil bas et déclenchement au seuil haut s ’il y a deux
seuils
– Déclenchement s ’il y a un seul seuil
 Un relais à deux seuils permet d ’éviter de
déclencher le transformateur par des défauts résistant

33. Protection maximum intensité
 Protection de surcharge:
 La durée de tenue d’un transformateur à la surcharge
est largement supérieur à la tenue aux courts circuits
 La protection de surcharge permet :
• Ne pas déclencher le transformateur en un temps court
pour la surcharge.
• Éviter les éventuels déclenchement par des courants
transitoires
• Faire des actions de délestage en fonction de la charge ce
qui permet de maintenir le transformateur en service

34. Protection maximum intensité
 Protection de surcharge:
 Réalisée par des relais ampermétriques alimentés par
des TC de phase .
 Les seuils de réglage en courant sont des paliers de
courant commençant de 1.2 In
 Pour chaque palier de courant la protection produit
une action prédéterminée soit:
• Une alarme au premier palier
• Des délestage en cascade des départ HT en fonction du
palier de courant et sa durée.

35. Protection maximum intensité
 Protection du Tertiaire 11 KV:
 Réalisée par des relais ampermétriques alimentés par
les TC bushing 11 Kv .
 Les seuil de réglage en courant est de l ’ordre de In.
 la temporisation est de l ’ordre de la seconde.

36. Protection contre la surtension
 La surtension peut provenir de :
 L ’ atmosphère .
 Les manœuvres.
 Mauvais fonctionnement de la régulation de tension.
 Cette protection est réalisée par un relais
voltmétrique alimenté par le TT barre.
 Les seuils de réglage sont :
 125% Un temporisée à 30s pour le 225 KV
 125% Un temporisée à 0.4s pour le 60 KV

37. Protection défaillance disjoncteur
 La défaillance d ’un disjoncteur peut avoir des
conséquences très graves.
 Cette défaillance est détectée si un ordre de
déclenchement n ’est pas exécuté après une certaine
temporisation .
 L ’action de la protection est l ’ouverture de tous les
disjoncteurs raccordés au même jeux de barres que le
disjoncteur défaillant.

38. Protection défaillance disjoncteur
 La protection défaillance disjoncteur émet ses ordres
de déclenchement via la protection jeux de barres si
celle ci existe.
 Dans le cas du transformateur l ’information utilisée
pour détecter la défaillance disjoncteur est la position
du disjoncteur via les interlocks .

39. Protection différentielle
 Cette protection est nécessaire pour détecter les défauts
entre phases à l ’intérieur du transformateur surtout
lorsque la détection des défauts est faite par des bushings
placés au secondaire.
 Pour des considérations économiques dans la plupart des
anciens postes surtout HT/MT le transformateur n ’est
pas muni d ’une telle protection.
 La protection dans ce cas est assurée par les protections
de distance des lignes qui alimentent le poste.

40. Protection différentielle
 Elle présente l’avantage d’être parfaitement sûre, fiable,
rapide, sensible et sélective.
 Du fait du rapport de transformation et du décalage
angulaire, il est nécessaire d’utiliser des transformateurs
de recalage des courant a comparer.
 Les transformateurs de recalage permettent également
d’adapter le niveau des courants secondaires des
capteurs de mesure aux courants d’entrée de la
protection différentielle.

41. PROTECTION DES LIGNES

42. PLAN
 Généralités
 Protection des lignes THT
 Protection des lignes HT
 Protection des lignes MT

43. Généralités
 Quelles différences y a t il entre les niveaux
THT, HT et MT?
 En THT et HT les défauts sont alimentés des
deux côtés
 En MT l ’alimentation se fait toujours dans un
seul sens du poste source vers la ligne

44. Généralités
 Définition de la fiabilité :
 Le taux de fonctionnement correct sur le nombre
total de fonctionnement d ’une protection.
 Définition de la sélectivité :
 Un système de protection est dit sélectif si seule
la partie du réseau en défaut est isolée suite à un
incident.
 Intervalle sélectif :
 C ’est la durée minimale de temporisation entre
deux protections qui assure la retombée de la
protection non concernée par le défaut

45. Généralités
 Intervalle sélectif :
Apparition
défaut
Temps de fonctionnement
Protection concernée
Ordre
déclenchement
Temps de fonctionnement
Disjoncteur
Disparition
défaut
Temps de retombée
autres Protections
Retombée
autres
protections
Axe du temps

46. Protection des lignes THT
 Défauts lignes
 Protection contre les décharges
atmosphériques
 Protection contre le court circuit
 Protection contre la surcharge
 Protection contre la surtension

47. Défauts lignes
 Contre quoi protège - on une ligne ?
 Les décharges atmosphériques
 Le court circuit
 La surcharge
 La surtension

48. Protection contre les décharges
atmosphériques
 Par quoi réalise - t - on cette protection ?
 Par un câble de garde sur toute la longueur de la
ligne pour le THT
 Par un câble de garde sur une faible longueur de
ligne à la sortie des postes

49. Protection contre les courts
circuits
 Une protection ampermétrique ne peut pas
assurer la sélectivité
 Nécessité d ’utiliser une protection qui mesure la
distance d ’éloignement du défaut

50. Protection de distance
 Le principe d ’une protection de distance est la
mesure de l ’impédance Z=U/I
 L ’impédance Z d ’un tronçon de ligne est
proportionnel à sa longueur
 Le point de mesure de l ’impédance donc de la
distance pour un relais de distance est
l ’emplacement des TC et TT qui l ’alimentent

51. Protection de distance
Z <
TC
TT

52. Caractéristiques de la ligne
 Z = R + J X
 Si L est la longueur de ligne
• R = L x Ru avec Ru la résistance par Km
• X = L x Xu avec Xu la réactance par Km
 La mesure de l ’impédance permet donc de
localiser exactement l ’emplacement du
défaut mais !

53. S ’il y a des erreurs dans la
mesure de tension et de courant ?
 L ’exactitude de la localisation de défaut
n ’est plus assuré.
 Que faire alors ?
 Tenir compte des erreurs maximales des
réducteurs de mesure dans les réglages de la
protection.Soit + ou - 20% dans une impédance.
 Ceci conduit à la définition des déclenchement en
stades.

54. Échelonnement des stades
 Le 1er stade de déclenchement est réglé à une
portée de 80% de la longueur totale de la ligne
 Le 2ème stade de déclenchement est réglé à une
portée de 120% de la longueur totale de la ligne
 Le 3ème stade est réglé à une portée au delà de
120% de la longueur de la ligne. Généralement
la longueur de la ligne plus la longueur de la
ligne adjacente la plus longue multiplié par
120% ( avec un minimum de 140% de la ligne)

55. Échelonnement des stades
 Le 1er stade de déclenchement est instantané ou
au maximum 0.1 s
 Le 2ème stade de déclenchement est réglé à une
temporisation supérieure à celle du 1er stade
d ’un intervalle sélectif (0.4 à 0.5 s)
 Le 3ème stade est réglé à une temporisation
supérieure à celle du 2ème stade d ’un intervalle
sélectif

56. Échelonnement des stades
d
t2
t1
t
t3
A B C D

57. Autre contrainte qui fausse la
mesure ?
 La résistance du défaut
 Un relais d ’impédance va mesurer
l ’impédance jusqu ’au point de défaut
majorée de la résistance de défaut
 La solution est d ’utiliser des relais de mesure
de réactance

58. Autre contrainte qui fausse la
mesure ?
 La direction du défaut
 Un relais d ’impédance va voir de la même
manière un défaut amont et un défaut aval
 La solution est d ’utiliser des relais
directionnel

59. Autre contrainte qui fausse la
mesure ?
 Le pompage ou oscillations des grandeurs
électriques
 Un relais d ’impédance risque de considérer
un pompage comme un défaut sur la ligne
 La solution est d ’utiliser un relais
antipompage qui mesure la vitesse de
variation de l ’impédance et verrouille la
protection si la variation est lente

60. Autre contrainte qui fausse la
mesure ?
 Le courant de service normal avec une chute
de tension peuvent être perçus par le relais
d ’impédance comme un défaut
 La solution est d ’utiliser un système de
compoundage qui décale la caractéristique du
relais

61. Autre contrainte qui fausse la
mesure ?
 Un courant de défaut à la terre doit être
détecté pour définir le type de défaut
 La solution est d ’utiliser un relais de terre

62. Constituants classiques d ’une
protection de distance
 En générales une protection de distance est
composée de :
 Un relais d ’impédance pour la mise en route de la
protection
 Un relais de terre pour distinguer les défauts à la terre
 Un relais de réactance pour la mesure de la distance
 Un relais directionnel pour l ’ orientation de la protection
 Un relais antipompage
 Un système de compoundage
 Un relais temporisé

63. Caractéristique d ’un relais
d ’impédance
R
X
O
Droite correspondant aux
caractéristiques de la ligne

64. Caractéristique d ’un relais
d ’impédance de caractéristique décalée
R
X
O
Droite correspondant aux
caractéristiques de la ligne

65. Caractéristique d ’un relais de
réactance
R
X
O
Droite correspondant aux
caractéristiques de la ligne

66. Caractéristique d ’un relais
directionnel
R
X
O
Droite correspondant aux
caractéristiques de la ligne

67. Fonctionnement d ’une protection
de distance classique
 Mise en route Réalisée par :
 3 relais à minimum d ’impédance alimenté par les
tensions composées et 2 courants de phase
 Un relais de terre permettant de changer
l ’alimentation des relais d ’impédances par les
tensions et courants simples pour les défauts à la terre
 Le relais de réactance alimenté par la phase
sélectionnée par les relais de mise en route
mesure la réactance du défaut et définit le stade
de déclenchement

68. Évolution de la technologie des
protections
 Électromécanique
 Statique
 Numérique

69. Apport de la protection statique
 Rapidité
 Faible consommation
 Des caractéristiques sélectives à moindre coût
 Possibilité de régler le courant de terre à des
valeurs faible

70. Apport de la protection
numérique
 Possibilité de réaliser plusieurs fonction avec une
seule unité
 Autocontrôle
 Réalisation aisée de toute forme de
caractéristique

71. Le système de protection de
distance est il complet ?
 L’élimination en deuxième stade des défauts
concernant une partie de la ligne a les
inconvénients suivants :
 Le fait de laisser un court circuit sur le réseau pendant
un temps long peut entraîner l ’instabilité du système
 Risque de non extinction de l ’arc suite au
réenclenchement après déclenchement sur défaut
fugitif

72. Que faire ?
 La solution est dans la télé protection :
 Le principe de la télé protection est de créer une
communication entre les protections situées sur
les deux extrémités de la ligne Par :
 Une liaison HF (Cas de l ’ONE)
 Une liaison téléphonique
 Une liaison radio
 Une liaison à fibres optiques

73. schémas de télé protection
 Schéma de télé déclenchement simple
1er stade
2ème stade
3ème stade
t2
t3
Signale décl
Ou
Déclenchement
 Inconvénient : risque de déclenchement
intempestif

74. schémas de télé protection
 Schéma de télé déclenchement contrôlé
1er stade
2ème stade
3ème stade
t2
t3
Signale décl
Ou
Déclenchement
 Contrôle par le 2 ème stade
Et

75. schémas de télé protection
 Schéma de télé déclenchement contrôlé
1er stade
2ème stade
3ème stade
t2
t3
Signale décl
Ou
Déclenchement
 Contrôle par la mise en route
Et
Mise en route

76. schémas de télé protection
 Schéma d ’accélération de stade
1er stade
2ème stade
3ème stade
t2
t3
Signale décl
Ou
Déclenchement
Mise en route

77. schémas de télé protection
 Extension de zone
P2
D2
P1
D1
 P2 ordonne le premier déclenchement en
deuxième stade instantanément :
 Si le défaut est sur la ligne c ’est bon
 Si le défaut est sur la ligne adjacente le deuxième
déclenchement se fait en 2ème stade

78. schémas de télé protection
 Extension de zone
 Avantage :
 Pas de télésignalisation
 Inconvénient:
 Déclenchement intempestif systématique
 Second déclenchement en deuxième stade si le
défaut est permanent

79. schémas de télé protection
 Blocage
P3
D3
P2
D2
 Schéma utilisé pour les lignes courtes pour
lesquelles 80% de la réactance est moins que la
limite inférieure d ’affichage.
 P1 bloque le 1er stade de P2 si elle voit un
défaut amont.
P1
D1

80. Et les défauts résistants
 Le réglage du courant de terre de la
protection de distance est limité par un seuil
minimal de la protection :
 2.5 A pour la LZ31
 1.5 A pour la RXAP
 1 A pour la LZ92
 1 A pour la PXLP
 La plage de défaut non détectables par la
protection de distance est détectée par la
protection directionnelle de terre

81. Protection directionnelle de terre
 Mesure de la puissance résiduelle en tenant
compte de la direction du défaut
 Elle a une caractéristique Temps/puissance
résiduelle à temps inverse

82. Protection directionnelle de terre
 Le temps de déclenchement de cette
protection est :
 Td = Tc + K/Pr
 Avec :
 Tc temps constant
 K constante définie par la courbe choisie
 Pr = Ur Ir cos ( - o)
 Ur et Ir tension et courant résiduels
  Angle (Ur,Ir)
 o Angle interne du relais

83. Protection directionnelle de terre
 Le temps de déclenchement de cette
protection est :
 Td = Tc + K/Pr
 Avec :
 K constante définie par la courbe choisi
 Pr = Ur Ir cos (PHI - PHI0)

84. Protection directionnelle de terre
Pr
t
Tc

85. Protection directionnelle de terre
 L’angle interne est :
 45° pour les anciennes protection PSW et DT
n ’est pas bien adapté pour le réseau ONE à
configuration de neutre directement à la terre
 75° pour les protections statiques PSEL et PDTR
adapté au réseau ONE

86. Protection directionnelle de terre
 Pour améliorer la sélectivité de la protection
directionnelle du réseau HT avec le neutre du
transformateur plusieurs études ont été faites.
 Une des actions a été de réduire le temps
constant à 1s mais sans résultat

87. Protection directionnelle de terre
 Principales contraintes
 Les courbes de déclenchement choisies pour les
anciennes et nouvelles protections ne sont pas
cohérentes
 La différence d ’angle interne aggrave cette
incohérence

88. Protection de jeux de barres
 Plusieurs raisons ont fait que les jeux de barre ont
depuis toujours été laissés sans protection
spécifique :
• Les jeux de barres avait un très haut niveau de fiabilité
• La peur que les fonctionnement intempestifs n ’entraînent
plus de dégas que si elle n ’existait pas
• On comptait sur la couverture amont des protections pour
éliminer d ’éventuel défaut barre

89. Protection de jeux de barres
 Malgré que le risque de défaut jeux de barre est très
minime, il ne peut être ignoré complètement pour
les raisons ci après :
• la puissance de court circuit sur un jeux de barre est
généralement très élevée
• Les conséquences d ’un court circuit jeux de barres non
éliminé rapidement sont très graves
• Un défaut jeux de barres est éliminé en absence d ’une
protection jeux de barre dans les meilleurs des cas en
2ème stade des protections de distance
• La subdivision du jeux de barre en sections protégées
séparément diminuent les conséquences d ’un
déclenchement intempéstif

90. Protection de jeux de barres
 Principales qualités exigées d ’une protection jeux
de barres :
• La rapidité : Essentielle pour le maintien de la stabilité du
système et la limitation des conséquences du court circuit
• Stabilité : Vue la fréquence très rare des défauts jeux de
barres la protection doit être d ’un très haut niveau de
stabilité

91. Protection de jeux de barres
 Principaux modes de protection jeux de barres :
• Protection assurée par les départs (Cas actuel)
• Protection basée sur la recherche d ’une masse sur
l ’enveloppe du jeux de barre
• Protection différentielle
• Protection basée sur la comparaison des phases
 La dernière méthode n ’est plus utilisée

92. Protection de jeux de barres
 Protection masse enveloppe jeux de barres :
X X X
Relais
TC

93. Protection de jeux de barres
 Principe de la protection différentielle barre:
• Basé sur la loi de Kirchoff
• La somme vectorielle des courants entrant dans un
même nœud est nulle
• En cas de défaut jeux de barre un courant de fuite
correspondant au courant de défaut apparaît
• La somme des courants devient alors égale au courant
de défaut

94. Protection de jeux de barres
 Principe de la protection différentielle barre:
X X X
X
X
X
RELAIS

95. Protection des lignes MT
 Protection contre les surintensités
 Protection des lignes THT
 Protection des lignes HT
 Protection des lignes MT

96. Protection des lignes MT
 protection contre les surintensités :
 Principes généraux :
 Un réseau n’est jamais maintenu sous tension
après l’apparition d‘un défaut
 Prévoir toujours deux systèmes de protections
l’un pour les défauts entre phases et l’autre pour
les défauts à la terre
 La protection de court circuit doit être
indépendante de la protection de surcharge

97. Protection des lignes MT
 protection contre les surintensités :
 protection contre les courts circuits entre
phases :
• A l’ONE la protection contre les court circuits et
les surcharges était la même . Pour les nouvelles
générations de protections il y a deux seuils un
seuil surcharge et un seuil de court circuit.

98. Protection des lignes MT
 protection contre les surintensités :
• Protection contre les court - circuits entre
phases :
– La protection contre les court – circuits entre phases
est assurée par deux relais ampermétriques alimentés
par les courants secondaires de deux TC placés sur
deux phases, A et C, du départ
• Il y a deux seuils à régler :
– Seuil de surcharge
– Seuil de court circuit
• Pour les anciennes protections un seul seuil est
réglé, il assure les deux fonctions surcharge et
court circuit.

99. Protection des lignes MT
 protection contre les surintensités :
• Seuil de surcharge :
– Le réglage généralement adopté est le courant
maximum de charge majoré de 20%.
• Seuil de court circuit :
– Pour la nouvelle génération de protection qui dispose
d’un seuil de court circuit il faut calculer le courant
minimale de défaut biphasé pour régler le seuil de
court circuit.

100. Protection des lignes MT
 Protection contre les court - circuits
monophasés à la terre :
• Les courants de court circuit monophasés à la
terre sont limités à :
– 300 A dans les réseaux aériens
– 1000 A dans les réseaux souterrains à câbles
• La limitation est réalisée par une résistance
insérée dans la connexion de mise à la terre du
transformateur HT/MT de :
– 42.5 Ohm dans les réseaux aériens
– 12.5 Ohm dans les réseaux souterrains à câbles

101. Protection des lignes MT
 Protection contre les court - circuits
monophasés à la terre :
• Réalisée par un relais homopolaire alimenté par
la somme des trois courants de phase selon le
schéma du circuit alternatif classique.
• Le seuil de ce relais devrait être théoriquement
nul mais il y a deux phénomènes qui influencent
le réglage de ce suil à savoir :
– L’effet capacitif de la ligne protégée
– La consommation propre du relais de protection en
fonction de la puissance de précision du TC

102. Protection des lignes MT
 Protection contre les court - circuits
monophasés à la terre :
• Influence de l’effet capacitif de la ligne :
• Une ligne électrique aérienne ou un câble ont
des capacités homopolaires par rapport à la terre
• Lors d’un défaut franc à la terre d’une phase les
départs voisins du départ en défaut vont voir
circuler un courant sur les phases
correspondants aux phases seines .
• En négligeant la résistance de la terre la tension
de la terre devient lors d’un défaut égale à la
tension de la phase en défaut.

103. Protection des lignes MT
A
B
C
A
B
C
Id
C0
C0
I01
I02
I01
I02
I01
I02
I01 + I02

104. Protection des lignes MT
 Protection contre les court - circuits
monophasés à la terre :
• On démontre que la valeur maximale du courant
résiduel vu par le relais homopolaire d’un départ
sein est :
 Ir = 3 C0 W Un
– C0 : Capacité totale de la ligne considérée
– W : égale à 100 
– Un : Tension nominale

105. Protection des lignes MT
 Protection contre les court - circuits
monophasés à la terre :
 Exemple :
• Pour les lignes aériennes : En absence de
données réelles des lignes on utilise la valeur
standard de 5 F/Km
• Ce qui donne en 22 KV Ir = 0.06 A/Km en MT
• Pour les câbles souterrains :La valeur standard
utilisée est 0.15 F/Km
 Ce qui donne en 22 KV Ir = 1.8 A/Km en
MT

106. Protection des lignes MT
 Protection contre les court - circuits
monophasés à la terre :
• Influence de la consommation propre du
relais et de la puissance de précision du TC
– La consommation propre du relais homo polaire fait
circuler un courant et risque d'entraîner le
fonctionnement de la protection
• Soit :
– Ptc : Puissance de précision du TC
– Pr : Puissance du relais

107. Protection des lignes MT
 Protection contre les court - circuits
monophasés à la terre :
• Influence de la consommation propre du
relais et de la puissance de précision du TC
• La puissance étant proportionnelle au carré du
courant, le courant Ir consommé par le
relais pour In = 5 ABT est donné par :
 Ir = 5 Pr/Ptc

108. Protection des lignes MT
 Protection contre les court - circuits
monophasés à la terre :
• Influence de la consommation propre du
relais et de la puissance de précision du TC
– Exemple :
– Rapport TC 100/5
– Pr = 0.15 VA
– Prtc = 30 VA
• Ir = 0.35 ABT soit 7 A en MT
– Le réglage à afficher doit être supérieur à cette valeur