CH. II : Eléments du système de protection
1. Introduction
Le système de protection, d’un réseau électrique, se compose d’une chaîne constituée des
éléments suivants figure II.1 :
1. Relais de protection (comparateurs),
2. Relais auxiliaires (temporisation, signalisation, alarme),
3. Transformateurs de courant et/ou de tension,
4. Organe de coupure (Disjoncteur),
5. Source d’alimentation secondaire,
6. Conducteurs de connexion, fusibles et bornes de vérification.
Transformateurs
de mesure
D
TC
Charge
TT
Relais de protection
Source auxiliaire
D : Disjoncteur TC : Transformateur de courant TT : Transformateur de tension
Figure II.1 : Chaîne principale de la protection électrique.
2. Définition d’éléments du système de protection
2.1. Relais de protection : comportant des fonctions de mesure et des logiques de traitement et
de décision. Le relais représente l’élément principal dans la chaine de protection.
La fonction du relais est de détecter et localiser tout défaut électrique qui peut survenir sur
l’équipement électrique à protégé, en mesurant continuellement les grandeurs électriques (U, I,
f…). Ces grandeurs, qui sont connus en régime nominal (leurs valeurs, leurs formes, …)
changent de valeurs lorsque le système électrique fonctionne en régime de défaut.
La protection peut être de type dont le relais mesure qu’un seul paramètre (relais à maximum
de courant, relais à minimum de tension…), comme elle peut être de type dont le relais
mesure plus d’un paramètre (relais de puissance, relais directionnel…).
Dès que l’élément protégé devient le siège d’un court-circuit le relais (comparateur) donne le
signal de commande provoquant le fonctionnement du disjoncteur pour isoler la partie
défectueuse. Le disjoncteur peut être commandé directement par le relais (comparateur), comme
il peut être commandé par d’autre relais (relais auxiliaires), telle que le relais temporisé si la
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protection est temporisée, ou par un relais intermédiaire.
Exemple : La figure suivante illustre les étapes essentielles pour un relais à maximum de courant
(selon l’ANSI « American National Standards Institute », ce type de relais est codifié par 51).
Ligne électrique
D
TC
Charge
Si
Im
S
Im>Is
0
St
D : Disjoncteur TC : Transformateur de courant Im : Courant mesuré Is : Courant de seuil
Figure II.2 : principe de fonctionnement d’un relais (exemple de relais à maximum de courant
ANSI 51
Le fonctionnement de ce type de relais est basé sur les éléments suivants :
 l’entrée analogique de mesure de la grandeur observée, issue du capteur
(transformateurs, réducteurs),
 le résultat logique du traitement de la mesure (noté S),
 la sortie logique instantanée de la fonction de protection, à usage de signalisation
(noté Si),
 la sortie logique temporisée de la fonction de protection, à usage d’action de
commande de déclenchement du disjoncteur (noté St).
Par exemple dans la pluparts d’applications on trouve les relais de protection suivants :
- Relais de courant (à maximum de courant phase, à maximum de courant phase à double
seuil, à maximum de courant terre, à maximum de courant phase directionnel, à
maximum de courant terre directionnel, …),
- Relais de tension : (à maximum de tension, à minimum de tension, à maximum de tension
résiduelle,…),
- Relais à maximum et à minimum de fréquence,
- Relais directionnel de puissance,
- Protection différentielle
- Relais de distance
- Détection de sous vitesse
- Relais de surveillance de vitesse ou fréquence
- Relais de surintensité instantanée ou vitesse d’augmentation du courant
- Relais d’excitation ou de générateur continu
- Court-circuitage ou mise à la terre
- Relais de surtension
- Relais directionnel de tension
- Relais directionnel de puissance et de tension
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38
-
Relais directionnel de surintensité
Protection à maximum de composante inverse ou contre les déséquilibres de courant
Protection à minimum de courant phase
Protection à maximum de tension homopolaire ou de tension résiduelle
Protection à maximum de composante inverse ou contre les déséquilibres de tension
NOTE : tous types de relais de protection avec leurs codifications sont mentionnés dans
l’annexe (selon l’ANSI)
2.2. Relais auxiliaire : les relais auxiliaires sont commandés par le relais principal
(comparateur) et généralement ce sont des relais de temporisation et de relais intermédiaires. Les
relais temporisés (chronométriques) sont utilisés dans le but de créer un retard bien déterminé
dans le fonctionnement de la protection. Les relais de commande sont destinés à commander
plusieurs circuits au même temps :
-
Circuit de commande du disjoncteur
Circuit d’alarme
Circuit de signalisation.
2.3. Transformateurs de mesure (Transformateurs de courant et de tension)
Il existe deux types de transformateurs d'instrumentation de base utilisés sur des réseaux de
puissance, soit :
1. Les transformateurs de courant (TC)
2. Les transformateurs de tension (TT)
Ces deux types de transformateurs (courant/tension) sont de conception différente, installés aux
niveaux des différents équipements importants du réseau électrique (Transformateurs de
Puissance, Générateurs, Jeux de Barres, stations/postes de transformation d’énergie électrique,
lignes…), leur rôle est de réduire les grandeurs réelles (courant et tension) à des valeurs
utilisables (adaptées) par les systèmes de protections et par les systèmes de comptages d’énergie
électrique, pour calcul de la consommation en puissances P et Q …etc, dans les installations
industriels prévis ou étatique…. Sans ces transformateurs l’opération de mesure devient très
coûteuse et dangereuse, voir même impossible si les courants de défauts doivent passer à travers
le comparateur (relais).
Donc les transformateurs de mesure ont l'avantage de :
1. Réduire l'amplitude des variables du courant et de la tension du réseau (équipements
importants) pour les rendre plus aptes au traitement (de ne pas avoir de courant et/ou de
tension dangereuse sur le dispositif de protection et le système de comptage de l’énergie);
2. Permettre la standardisation des éléments de traitement (relais de protection, appareils de
mesure, etc.), (exemple : utilisation des relais normalisés In=5A ou 1A, Un=100V ou
110V);
3. Permettre une isolation électrique complète entre les éléments de traitement et le réseau
haute tension (Isoler le circuit de la protection du circuit primaire).
Cours protection des réseaux électriques (Version 0)
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Dimensionnement des TC et TT :
Transformateur de tension = X/100 V ou (X/√3) / (100/√3), la tension X étant la tension primaire
(30KV, 220KV, 400KV…), la tension de 100V ou 110V étant la tension secondaire
généralement utilisée par SONELGAZ en Algérie (autres gammes de tensions 115, 120, 200V).
Transformateur de courant = Y/5 A ou Y/1 A, le courant Y étant le courant primaire, le courant
5A ou 1A étant le courant secondaire généralement standard utilisé par tous les pays, mais la
tendance actuelle en HT/THT est la valeur 1A (préconisée par la norme CEI 44-6 du fait de la
diminution de l’influence de la résistance de filerie de connexion). La norme CEI 185 traitant
des TC prévoit les secondaires 1A et 5A, alors que la norme américaine ANSI /IEEE C 57.13
ne prévoit que le secondaire 5A.
Les transformateurs de courant ou de tension, généralement, sont caractérisés par :
• Le rapport de transformation,
• La classe de précision,
• La puissance d’échauffement.
2.3.1. Transformateur de courant (TC)
2.3.1.1. Définitions générales
Selon la définition de la commission électrotechnique internationale (C.E.I 60044-1) :
Un transformateur de courant est un transformateur de mesure dans lequel le courant secondaire
est, dans les conditions normales d'emploi, pratiquement proportionnel au courant primaire et
déphasé par rapport à celui-ci d'un angle approximativement nul pour un sens approprié des
connexions".
Un transformateur de courant est un transformateur de mesure destiné à alimenter des appareils
de mesure, des compteurs, des relais et autres appareils analogues.
La notion de transformateur de courant est un abus de langage, mais elle a été popularisée dans
l'industrie. L'expression « transformateur d'intensité » est sans doute plus exacte. On utilise
fréquemment les abréviations TC ou TI.
Les transformateurs de courant ont deux fonctions essentielles :
• Adapter la valeur du courant du primaire aux caractéristiques des appareils de mesure ou de
protection en fournissant un courant secondaire d’intensité proportionnelle réduite,
• Isoler les circuits de puissance du circuit de mesure et/ou de protection.
La fonction d’un transformateur de courant est de fournir à son secondaire (Is) un courant
proportionnel au courant primaire (Ip) mesuré.
2.3.1.2. Constitution des transformateurs de courant
Le transformateur de courant est constitué de deux circuits, primaire et secondaire, couplés par
un circuit magnétique et d’un enrobage isolant (en époxy-silice dans le cas des transformateurs
Schneider Electric).
Le transformateur de courant est de type :
Cours protection des réseaux électriques (Version 0)
40
• Bobiné : lorsque le primaire et le secondaire comportent un bobinage, de plusieurs spires,
enroulé sur le circuit magnétique.
• Tore : primaire constitué par un câble isolé (avec un primaire à un nombre de spire Np=1).
• Traversant : primaire constitué par un conducteur non isolé de l’installation (avec un primaire
réduit à un simple conducteur traversant le transformateur, c’est-à-dire un primaire avec un
nombre de spire réduit).
(a) : Transformateur de courant à primaire bobiné (avec plusieurs spires au primaire Np>1)
(b) : Transformateur de courant type tore (avec une seule spire au primaire Np=1)
Figure II.3 : Schémas de principe des transformateurs de courant
On distingue aussi deux types de transformateurs de courant (selon le type de son signale de
sortie :
- TC (TC à sortie en courant).
- LPCT (TC à sortie en tension).
P1
Vers
disjoncteur
Ip
S1
TC
S2
P1
Vers
disjoncteur
Ip
S1
Is
Relais de
protection
P2
Vs
TC
S2
Relais de
protection
P2
Ip: courant primaire
Is: courant secondaire (image de Ip et en phase)
LPCT : Transformateurs de courant basse puissance
Figure II.4 : Transformateur de courant (TC) & transformateur de courant type LPCT
2.3.1.3. Caractéristiques des transformateurs de courant
Selon la norme CEI 60044-1 les Transformateurs de courant TC sont caractérisés par les
grandeurs suivantes :
 Niveau d’isolement assigné du TC : C’est la tension la plus élevée à laquelle le primaire du
TC est soumis.
Cours protection des réseaux électriques (Version 0)
41
Rappelons que le primaire est au potentiel de la HT (ou autres potentiels) et le secondaire a très
généralement une de ses bornes à la terre.
Comme pour tout matériel, on définit également :
- une tension maximum de tenue 1mn à fréquence industrielle,
- une tension maximum de tenue à l’onde de choc.
Exemple : en 24 kV de tension nominale, le TC doit supporter une tension de 50 kV pendant
1mn à 50 Hz et une tension de 125 kV à l’onde de choc.
 Courant assigné au primaire : les valeurs normales des courants primaires assignés sont :
10 – 12,5 – 15 – 20 – 25 – 30 – 40 – 50 – 60 – 75 A. et leurs multiples ou sous-multiples
décimaux. Les valeurs préférentielles sont soulignées.
 Courant assigne au secondaire : les valeurs normales des courants secondaires assignés
sont : 1 A, 2 A et 5 A, cette dernière valeur étant préférentielle.
 Rapport de transformation : rapport entre le courant primaire réel et le courant secondaire
réel (Ipr/Isr).
 Rapport de transformation assigné : rapport entre le courant primaire assigné (IpA) et le
courant secondaire assigné (IsA). Dans le cas général Kn=Ns/Np≈ IpA/IsA).
Le courant secondaire assigné est généralement 5 A ou 1 A par contre le courant primaire
assigné est généralement à un ordre supérieur au courant assigné du secondaire.
Exemple : 50/5, 75/5, 100/5, 150/5, 200/5, 400/5, 600/5, 750/5, 1000/5, 1250/5
 Erreur de courant (erreur sur le rapport de transformation) : erreur que le transformateur
introduit dans la mesure d’un courant et qui provient de ce que le rapport de transformation
n’est pas égal à la valeur assignée.
 Erreur de courant (%)=(Kn.Is-Ip)*100 / Ip.
où : Kn est le rapport de transformation assigné;
Ip est le courant primaire donné;
Is est le courant secondaire correspondant à Ip dans les conditions de la mesure.
 Erreur de phase ou déphasage: c’est la différence de phase entre les courants primaire et
secondaire, le sens des vecteurs étant choisi de façon que l’angle soit nul pour un
transformateur parfait.
Le déphasage est considéré comme positif lorsque le vecteur courant secondaire est en avance
sur le vecteur courant primaire; il est exprimé habituellement en minutes ou en centiradians.
 Classe de précision : Désignation appliquée à un transformateur de courant dont les erreurs
(sur le rapport de transformation et sur le déphasage) restent dans des limites spécifiées pour
des conditions d’emploi spécifiées.
 Précision : Elle est définie par l’erreur composée pour le courant limite de précision.
Le facteur limite de précision (FLP) est le rapport entre le courant limite de précision et le
courant assigné.
Cours protection des réseaux électriques (Version 0)
42
- Pour la classe P :
5P10 signifie 5% d’erreur pour 10In et 10P15 signifie 10% d’erreur pour 15In.
5P et 10P sont les classes de précision normalisées pour les TC de protection, 5In, 10In,
15In, 20In sont les courants limites de précision normalisés.
- La classe PR : est définie par le facteur de rémanence, rapport du flux rémanent au flux de
saturation, qui doit être inférieur à 10%.
5PR et 10PR sont les classes de précision normalisées pour les TC de protection.
-La classe PX correspond à une autre façon de spécifier les caractéristiques d’un TC à partir
de sa “tension de coude”, la résistance secondaire et le courant.
 Puissance de précision
Puissance apparente en VA, que le TC peut fournir au secondaire pour le courant secondaire
assigné pour lequel la précision est garantie.
La puissance est consommée par tous les appareils connectés ainsi que les fils de liaison.
Si un TC est chargé à une puissance inférieure à sa puissance de précision, sa précision réelle
est supérieure à la précision assignée, réciproquement un TC trop chargé perd en précision.
Les valeurs normalisées sont : 1-2,5-5-10-15-30 VA
La puissance de précision doit être choisie en fonction du besoin réel. Sur calibrer une
puissance de précision est couteux et qui peut être néfaste pour les dispositifs de mesure ou de
protection car les pics de tension en fonctionnement saturé ont une valeur élevée.
 Courant de courte durée admissible
Exprimé en kA efficace, le courant (Ith) maximum admissible pendant 1 seconde (le
secondaire étant en court-circuit) représente la tenue thermique du TC aux surintensités. Le
TC doit supporter le courant de court-circuit pendant le temps nécessaire à son élimination. Si
le temps d’élimination t est différent de 1s, le courant que le TC peut supporter est I th /
t.
La tenue électrodynamique exprimée en kA crête est au moins égale à 2,5 Ith.
Valeurs normales des courants primaires assignés (en A) : 10 - 12,5 - 15 - 20 - 25 - 30 - 40 50 - 60 - 75 et leurs multiples ou sous-multiples décimaux.
 Réponse d’un TC
Principe de fonctionnement : Un TC débite souvent sur une charge plutôt résistive
(Rc+Rfil+Rtc), et peut être représenté par le schéma équivalent ci-dessous.
Cours protection des réseaux électriques (Version 0)
43
P1
Vers
disjoncteur
Ip
Ip
P1
Is
I2
Is
S1
E
TC
Rfil
Vs
Lm
Relais de
protection
S2
Rtc
Rc
P2
P2
Figure II.5 : Schéma équivalent du circuit secondaire d’un TC
Avec :
Ip : courant primaire, Is : courant secondaire pour un TC parfait,
Im : courant magnétisant, E : force électromotrice induite, Vs : tension de sortie,
Lm : self de magnétisation équivalente du TC, Rtc : résistance secondaire du TC,
Rfil : résistance de la filerie de connexion, Rc : résistance de charge.
Un TC a une courbe de magnétisation unique (à une température et une fréquence données).
Elle caractérise, avec le rapport de transformation, son fonctionnement.
Cette courbe de magnétisation (voir figure II.6) représente la variation de la tension de sortie
(Vs) en fonction du courant magnétisant (Im), cette courbe peut être divisée en trois zones :
1- Zone non saturée : Im est faible et la tension Vs (donc Is) augmente de façon quasi
proportionnelle au courant primaire.
2- Zone intermédiaire : Il n’y a pas de réelle cassure de la courbe et il est difficile de situer
un point précis correspondant à la tension de saturation.
3- Zone saturée : la courbe devient quasiment horizontale ; l’erreur de rapport de
transformation est importante, le courant secondaire est déformé par la saturation.
Vs
3
Zone saturée
2
Zone
intermédiaire
1
Zone non saturée
(de linéarité)
Im
Figure II.6 : Courbe de magnétisation (d’excitation) d’un TC.
Cours protection des réseaux électriques (Version 0)
44
Précautions importantes
 Il ne faut jamais laisser le secondaire d’un transformateur de courant ouvert lorsque le
primaire est alimenté (Des tensions élevées peuvent apparaître aux bornes du circuit
secondaire; elles peuvent être dangereuses pour l'homme et entraîner la destruction du
transformateur de courant),
 Dans chaque phase de réseaux électrique en trouve un transformateur de courant.
 Pour alimenter un dispositif de protection contre les courts-circuits, il faut que le relais de
détection soit alimenté par les transformateurs de courant qui ne se sature pas au courant
de défaut maximal de façon que le courant secondaire ne soit pas déformé.
Tableau II.1 : Tableau des caractéristiques des transformateurs de courant
Caractéristiques
Tension assignée (kV)
Niveau d’isolement
 tenue à fréquence industrielle (kV) mn
 tenue au choc de foudre (kV-crête)
Fréquence (Hz)
Courant primaire Ipn (A)
Courant de courte durée admissible Ith (1s)
Courant secondaire Isn (A)
Puissance de précision Pn (VA)
Valeurs assignées
7,2
12
17,5
14
36
20
28
38
50
70
60
75
95
125
170
50-60
25-50-75-100-200-400-600…
12,5-16-20-25-31,5-40-40 kA
Ou 40-80-100-200-300xIn
1-5
2,5-5-7,5-10-15
2.3.1.4. Marquage des transformateurs de courant
Marquage des bornes – Règles générales
Les marquages des bornes permettent d’identifier
a) les enroulements primaire et secondaire;
b) les sections de chaque enroulement, lorsqu’il est divisé en sections;
c) les polarités relatives des enroulements et des sections d’enroulements;
d) les sorties intermédiaires, s’il en existe.
Mode de marquage
Les bornes doivent être marquées d’une façon claire et indélébile, sur leur surface ou dans leur
voisinage immédiat.
Les marques doivent être formées de lettres majuscules suivies ou, si nécessaire, précédées de
chiffres.
Marques à employer
Les marques des bornes des transformateurs de courant sont indiquées dans le tableau II.2
suivant :
Cours protection des réseaux électriques (Version 0)
45
Tableau II.2 : Marques des bornes
Bornes du primaire
Bornes du secondaire
Figure II.7 : Transformateur à un seul
rapport de transformation.
Figure II.8 : Transformateurs à 2
enroulements secondaires; chacun sur
un noyau magnétique propre.
(Deux variantes pour les bornes
secondaires S1-S2 : courant le plus
faible & S1-S3 : courant le plus élevé)
Bornes du primaire
Bornes du secondaire
Figure II.9 : Transformateur à 2
sections dans l’enroulement primaire,
pour montage série-parallèle.
C1-C2 : courant nominal le plus faible.
P1/C1-P2/C2 : courant le plus élevé)
Figure II.10 : Transformateur avec
une sortie intermédiaire au secondaire.
Les bornes marquées P1, S1 et C1
doivent avoir, à tout instant, la même
polarité.
2.3.1.5. Identification de la plaque signalétique d’un TC
Tous les transformateurs de courant doivent porter au moins les indications suivantes:
a) le nom du constructeur ou une indication permettant de l’identifier facilement;
b) le numéro de série ou l’indication du type ou de préférence les deux;
c) le rapport de transformation assigné, sous la forme:
d) la fréquence assignée (exemple: 50 Hz);
e) la puissance de précision et la classe de précision correspondante, éventuellement combinées
avec des informations complémentaires (voir 11.7 et/ou 12.7);
NOTE – Le cas échéant, l’ordre du circuit secondaire sera indiqué (exemple: 1S, 15 VA, classe 0.5; 2S,
30 VA, classe 1).
f) la tension la plus élevée pour le matériel (exemple: 1,2 kV ou 145 kV);
Cours protection des réseaux électriques (Version 0)
46
g) le niveau d’isolement assigné (exemple: 6/–kV* ou 275/650 kV)
NOTE – Les indications des points f) et g) peuvent être combinées en une seule (on écrira par exemple:
1,2/6/–kV* ou 145/275/650 kV).
* Un tiret indique l’absence de tension d’essai aux ondes de choc.
Les indications doivent être marquées de façon indélébile sur le transformateur de courant luimême ou sur une plaque fixée rigidement sur le transformateur.
De plus, les indications suivantes doivent être marquées sur la plaque signalétique, si l’on
dispose d’assez de place:
h) le courant de court-circuit thermique assigné (Ith) et le courant dynamique correspondant, si
celui-ci diffère de 2,5 Ith (par exemple: 13 kA ou 13/40 kA);
i) la classe d’isolation si elle est autre que la classe A;
NOTE – Si on utilise des isolants de plusieurs classes, on indiquera celui qui limite
l’échauffement.
k) pour les transformateurs à deux enroulements secondaires, l’utilisation de chacun de ces
enroulements et des bornes correspondantes.
Exemple : Plaque signalétique d’un TC
Généralement, la plaque signalétique d’un TC est donnée par le diagramme suivant :
Caractéristiques tension du réseau
Tension assignée : 17,5 kV
Tenue à fréquence industrielle : 38 kV
1 mn 50Hz
Tenue à l'onde de choc : 95 kV crête
MERLIN GERIN
N° de série du
TC avec année
de fabrication
Caractéristique courant
du réseau
Ith : 25 kA/1 s
Idyn : 62,5 kA crête
Rapport de
transformation
transformateur de courant-current transformer
n°9191671
type
RCF 2/B
17.5/38/95 kV 50Hz
norme
standard
CEI-185
Ith 25 kA
1s
Idyn
62.5 kA ext.
%
rapport
bornes
classe
ratio
terminals
VA
class
FS ou FLP
150/5
1S1-1S2
15
0.5
7
150/5
2S1-2S2
15
5P
10
Type de TC
Norme qui
définit le TC
Facteur de
sécurité (FS)
Facteur limite de
précision (FLP)
2221 625
1 circuit primaire
1 circuit secondaire 1S1 - 1S2
1 circuit secondaire 2S1 - 2S2
Classe de
précision
Puissance de précision
Figure II.11 : Exemple de plaque signalétique d’un transformateur de courant à deux secondaires.
Cours protection des réseaux électriques (Version 0)
47
2.3.1.6. Images réelles des différents transformateurs de courant
Figure II.12 : TC de forte intensité, type traversant
Figure II.13 : TC type support pour application
intérieure
Figure II.14 : TC type traversant avec barre
conductrice à usage intérieur
Figure II.15 : TC type support à usage extérieur
Figure II.16 : TC installé dans des postes électriques (usage extérieur)
Cours protection des réseaux électriques (Version 0)
48
2.3.2. Transformateur de tension (TT ou TP)
2.3.2.1. Définitions générales
Les transformateurs de tension (TT) répondent à la norme CEI 60044-2.
Leur fonction est de fournir au secondaire une tension proportionnelle à celle du circuit MT sur
lequel ils sont installés.
Le primaire, monté en parallèle sur le réseau MT entre phases ou phase et terre, est soumis aux
mêmes surtensions que celui-ci. Le secondaire délivre une tension quasi constante quelle que soit
la charge. Le secondaire ne doit jamais être mis en court-circuit.
Les transformateurs de tension ont deux fonctions essentielles :
- adapter la valeur de la tension MT du primaire aux caractéristiques des appareils de
mesure ou de protection en fournissant une tension secondaire proportionnelle réduite
- isoler les circuits de puissance du circuit de mesure et/ou de protection.
Is
HTA/BT
Up
P
Us
S
Zc
TT
Is : courant secondaire
Up : tension primaire
Us : tension secondaire
Zc : impédance de charge
TT : transformateur de tension
Figure II.17 : Schéma simplifié d’un transformateur de tension
2.3.2.2. Constitution et type des transformateurs de tension
Ils sont constitués d’un enroulement primaire, d’un circuit magnétique, d’un ou plusieurs
enroulements secondaires, le tout enrobé dans une résine isolante.
Ils sont de deux types, selon leur raccordement :
- phase/phase : primaire raccordé entre deux phases
- phase/terre : primaire raccordé entre une phase et la terre.
L1
I1
L1
L2
I1
V12
L2
L3
L3
V1
TT
P
TT
S
V1m
1
P
S
V12m
Figure II.18 : Raccordement d’un TT (V1=V12/√3)
2.3.2.3. Caractéristiques des transformateurs de tension
Elles sont définies par la norme CEI 60044-2.
 Isolement
Caractérisé par les tensions assignées :
- d’isolement, qui sera celle de l’installation (ex. : 24 kV)
- de tenue à fréquence industrielle 1 mn (ex. : 50 kV)
- de tenue à l’onde de choc (ex. : 125 kV).
 Fréquence assignée : 50 ou 60 Hz.
Cours protection des réseaux électriques (Version 0)
49
 Tension primaire assigné (Upn)
Suivant leur conception, les transformateurs de tension sont raccordés :
- soit entre phase et terre et dans ce cas Upn = U/√3 (ex. : 20/√3)
- soit entre phases et dans ce cas Upn = U.
 Tension secondaire assigné (Usn)
Elle est égale à 100 ou 110 V pour les transformateurs de tension phase/phase.
Pour les transformateurs monophasés phase/terre, la tension secondaire doit être divisée par
√3 (ex. : 100/√3).
 Puissance de précision Pn
Puissance apparente (VA) que peut fournir le TT au secondaire pour la tension secondaire
assignée pour lequel la précision est garantie (charge de précision).
Valeur normalisées 30, 50, 100 VA (CEI).
 Classe de précision
Défi nit les limites d’erreurs garanties sur le rapport de transformation et sur le déphasage
dans des conditions spécifiées de puissance et de tension.
 Erreur de tension ε (%)
Erreur que le transformateur introduit dans la mesure de tension lorsque le rapport de
transformation est différent de la valeur assignée.
 Déphasage ou erreur de phase (ψ en minute)
Différence de phase entre tensions primaire et secondaire, en minutes d’angle.
 Facteur de tension assigné KT
C’est le facteur, multiple de la tension primaire assignée, qui détermine la tension maximale
pour laquelle le transformateur doit répondre aux prescriptions d’échauffement et de précision
spécifiée. La tension maximale de fonctionnement dépend du régime de neutre du réseau et
des conditions de mise à la terre de l’enroulement primaire.
Tableau II.3 : tableau des facteurs de tension KT
Facteur de
tension
assignée
1,2
Durée
assignée
Mode de connexion de
l’enroulement primaire
continue
Entre phases
Entre le point neutre d’un
transformateur en étoile et la
terre
quelconque
Entre phase et terre
Neutre mis directement à la terre
1,2
continue
1,2
1,5
1,2
continue
30s
continue
Régime de neutre du réseau
quelconque
Neutre mis à la terre par résistance de
limitation avec élimination automatique du
1,9
30s
défaut à la terre (*)
1,2
continue
Neutre isolé sans élimination automatique
Entre phase et terre
du défaut à la terre (*)
1,9
8h
1,2
continue
Neutre mis à la terre par réactance de
Entre phase et terre
limitation accordée sans élimination
1,9
8h
automatique du défaut à la terre (*)
(*) L’élimination automatique du défaut à la terre signifie que le système de protection provoque la
coupure dès le premier défaut à la terre.
Entre phase et terre
Cours protection des réseaux électriques (Version 0)
50
Tableau II.4 : Tableau des caractéristiques des transformateurs de tension
Caractéristiques
Valeurs assignées
Tension d’isolement (kV)
7,2 12
17,5 24
36
(1)
- Tenue à fréquence industrielle (kV) 1mn 20 28
38
50
70
- Tenue choc de foudre (kV-crête)
60 75
95
125 170
Fréquence (Hz)
50-60
Tension primaire U1n (kV)
3-3,3-5-5,5-6-6,6-10-11-13,8-15-20-22-30-33
(divisée par √3 si monophasé)
Tension secondaire U2n (V)
100-110 ou 100/√3-110/√3
Puissance de précision (VA)
30-50-100
(1) Lorsqu’il y a une différence importante entre la tension la plus élevée pour le matériel (Um) et la
tension primaire assignée, la tension de tenue à fréquence industrielle doit être limitée à cinq fois la
tension primaire assignée.
 Caractéristiques de fonctionnement d’un TT
Le fonctionnement d’un TT est plus simple que celui d’un TC car la tension secondaire est
quasiment indépendante de la charge, du fait qu’il est connecté sur une forte impédance
(utilisation en quasi circuit ouvert).
Aussi il ne faut pas mettre le secondaire en court-circuit. Dans ces conditions, un courant élevé
excessif détériorerait le transformateur.
 Transformateur de tension pour la mesure
Classe de précision
Ces appareils sont destinés à transmettre une image aussi précise que possible de la tension
primaire assignée entre 80 et 120 % de celle-ci.
La classe de précision détermine l’erreur admissible en phase et en module dans cette plage pour
la charge de précision.
Elle est valable pour toute charge comprise entre 25 et 100 % de la puissance de précision
assignée avec un facteur de puissance de 0,8 inductif.
Le tableau II.5 ci-dessous donne les classes usuelles en fonction de l’utilisation.
Application
Mesure de laboratoire comptage précis (appareils étalon)
Mesures industrielles comptages tarifaires
Indicateurs de tableau comptages statistiques
Classe
0,2
0,2
0,5-1
- La classe 0,5 correspond à une erreur y ± 0,5 % pour la tension primaire assignée, avec au
secondaire la charge de précision.
- La classe 1 correspond à une erreur y ± 1 % dans les mêmes conditions.
Pour une classe de précision donnée, les erreurs de tension et de déphasage ne doivent pas
dépasser les valeurs indiquées dans le tableau ci-contre.
Tableau II.6 : limites d’erreurs selon la classe de précision
Classe de précision
0,2
0,5
1
Erreur de tension (de rapport) ±%
0,2
0,5
1
Cours protection des réseaux électriques (Version 0)
Erreur de déphasage ±mn
10
20
40
51
Exemple : Transformateur de tension de mesure
20000 110
, 50VA, cl. 0,5
3
3
 tension primaire assignée 20000V / 3 , secondaire assignée 110V / 3
 puissance de précision 50VA
 classe de précision 0,5. Le tableau des valeurs limites d’erreur indique que, pour les
conditions spécifiées pour la classe de précision :
- une tension primaire 80 % à 120 % de la tension assignée (16 kV à 24 kV)
- une charge comprise entre 25 % et 100 % de la puissance de précision, soit entre
12,5VA et 50VA avec un facteur de puissance de 0,8 inductif, les erreurs de mesure
seront en tension ≤ ± 0,5 % et en déphasage ≤ ± 20 mn.
 Transformateur de tension pour la protection
Classe de précision
Ces appareils sont destinés à transmettre une image aussi fidèle que possible de la tension en cas
de défaut (baisse de tension ou surtension).
Ils doivent donc avoir une précision et une puissance adaptées aux tensions de défaut et donc
distinctes de celles des transformateurs de mesure.
En pratique la classe de précision 3P est utilisée pour toutes les applications et les limites
d’erreur de tension et phase données par le tableau ci-dessous.
Elles sont garanties pour toute charge comprise entre 25 et 100 % de la puissance de précision
avec un facteur de puissance de 0,8 inductif.
Tableau II.7 : limites d’erreurs pour une classe de précision
Erreur de tension (±%) entre
Erreur de déphasage (minutes)
entre
Classe de
précision
5% de Upn et 2% de Upn et 5% de Upn et 2% de Upn et
KT
KT
KT
KT
3P
3
6
120
240
6P
6
12
240
480
KT : coefficient de surtension.
Upn : tension primaire assignée.
Exemple :
Transformateur de tension de protection
20000 110
, 100 VA, 3P, KT = 1,9 8h
3
3
 tension primaire assignée 20000V / 3 , secondaire assignée 110V / 3
 puissance de précision 100 VA
 classe de précision 3P. Le tableau des valeurs limites indique que pour :
- une tension primaire de 5 % de la tension assignée à KT fois la tension assignée soit
20000 x 5% = 1000 V à 20000 x 1,9 = 38000 V
- une charge comprise entre 25 % et 100 % de la puissance de précision, c’est-à-dire
entre 25 VA et 100 VA avec un facteur de puissance 0,8, les erreurs de mesure seront
en tension ≤± 3 % et en déphasage ≤ ± 120 mn.
Cours protection des réseaux électriques (Version 0)
52
 Calcul de la puissance (VA)
 Tableau II.8 : Consommations indicatives en mesure
Appareil
Consommation max en VA (par circuit
Electromagnétique
Electronique
Autoalimenté
Transducteur
Alimentation externe
Induction
Electronique
Mesure
Wattmètre, Varmètre
 Tableau II.9 : Consommations indicatives en protection
Voltmètre
5
1
5
2
5
4
5
Appareil
Consommation en VA (par circuit
Relais à max de I statique
Relais à max de I électromagnétique
0,2 à 1
1à8
2.3.2.4. Marquage des transformateurs de courant (Raccordement d’un TT)
TT à double (ou triple) secondaire
Un TT peut comporter un ou deux secondaires (figure ci-contre), plus rarement trois, pour des
utilisations choisies (protection et/ou mesure).
Repérage des bornes
Le raccordement d’un TT s’effectue sur des bornes repérées selon la CEI :
- A pour phase et N pour terre côté HTA
- a et n côté secondaire correspondant. Dans le cas d’une double sortie, la première sortie est
notée par 1a et 1n, la deuxième par 2a et 2n.
 TT Phase-Terre
A
N
A
a
n
Simple secondaire
Mesure ou protection
a
N
n
da
dn
Double secondaire
(un pour mesure et un pour protection résiduelle)
DÉBITS NON SIMULTANÉS
 TT Phase-Phase
Cours protection des réseaux électriques (Version 0)
53
A
B
Simple secondaire
Mesure ou protection
a
b
Figure II.19 : Raccordement d’un TT entre (Phase-Terre) et entre (Phase-Phase)
Tableau II.10 : Marques des bornes
Figure II.20 : Transformateur monophasé avec
bornes primaires totalement isolées et un seul circuit
secondaire
Figure II.22 : Enroulement triphasé avec un seul
circuit secondaire
Cours protection des réseaux électriques (Version 0)
Figure II.21 : Transformateur monophasé avec
une borne primaire neutre à isolement réduit et un
seul circuit secondaire
Figure II.23 : Transformateur monophasé avec
deux circuits secondaires
54
Figure II.24 : Ensemble triphasé avec deux circuits
secondaires
Figure II.25 : Transformateur monophasé avec un
circuit secondaire à prises multiples
2.3.2.5. Identification de la plaque signalétique d’un TT
Tension assignée primaire : 7,2 kV
Fréquence : 50Hz
MERLIN GERIN
N° de série du
TP avec année
de fabrication
Puissance
d’échauffement
Rapport de
transformation
transformateur de tension-voltage transformer
n°9181763
type
RTF 200F
7.2 kV
50Hz
norme standard CEI-186
Puissance 300 VA
rapport
bornes
ratio
terminals
5000/√3 / 100/√3 1S1-1S2
Fac de tension 1.9
classe
VA
class
50
0.5
Type de TP
Norme qui
définit le TP
FS ou FLP
2221 625
1 circuit primaire
1 circuit secondaire 1S1 - 1S2
Facteur de
tension
Classe de
précision
Puissance
de précision
Figure II.26 : Exemple de plaque signalétique d’un transformateur de tension
Cours protection des réseaux électriques (Version 0)
55
2.3.2.6. Images réelles des différents transformateur de courant
Figure II.27 : Transformateur de tension à usage
intérieur
Figure II.28 : Transformateur de tension à usage
extérieur
Figure II.29 : Transformateur de tension à tête à
usage extérieur
Figure II.30 : Transformateur de tension à usage
intérieur
Figure II.31 : Transformateur de tension à usage
intérieur
Figure II.32 : Transformateur de tension à usage
extérieur
Cours protection des réseaux électriques (Version 0)
56
2.4. Exemples d’application des transformateurs de courant et de tension
Les schémas suivants montrent l’importance et l’utilisation des transformateurs de courant et de
tension utilisés dans les installations électriques de différentes puissances. Plus précisément pour
les circuits de protection et de comptage d’énergie électrique.
 Il existe deux techniques pour la mesurer la puissance active et réactive d’un système
triphasé : système triphasé avec ou sans neutre. Le principe des deux techniques est illustré
dans les figures suivantes.
L1
L2
L3
N
x
Σ
x
TC
I1
I2
I3
P, Q
x
In
TT
Figure II.33 : Schéma de principe de la mesure des puissances active & réactive d’un système
triphasé avec neutre
L1
L2
L3
TC
x
TT
Σ
P, Q
x
I1
I2
I3
Figure II.34 : Schéma de principe de la mesure des puissances active & réactive d’un système
triphasé sans neutre
Cours protection des réseaux électriques (Version 0)
57
Pour la figure II.33 : la puissance active est donnée par la relation :
P  P1  P2  P3  I1U1N cos( I1,U1N )  I 2U 2 N cos( I 2 ,U 2 N )  I3U3 N cos(I3 ,U3 N )
De la même façon, la puissance réactive est donnée par :
Q  Q1  Q2  Q3  I1U1N sin( I1,U1N )  I 2U 2 N sin( I 2 ,U 2 N )  I3U3 N sin( I3 ,U3 N )
Pour la figure II.34 : la puissance active est donnée par :
P  I1U13 cos( I1,U13 )  I 2U 23 cos( I 2 ,U 23 )
De la même façon, la puissance réactive est donnée par :
Q  I1U13 sin( I1,U13 )  I 2U 23 sin( I 2 ,U 23 )
La puissance ainsi mesurée est une grandeur algébrique, dont le signe indique le sens
d’écoulement. Les protections de puissance sont donc naturellement directionnelles.
Certains relais utilisent trois éléments de mesure monophasés pour déterminer la puissance. Ces
relais seront donc utilisables sur des réseaux 4 fils ; ils présentent l’inconvénient, en contrepartie,
de nécessiter l’installation de 3 TP et 3 TC.
 Ce schéma suivant illustre le principe de raccordement des transformateurs de mesure
(courant et tension) pour un système de protection et de comptage d’énergie électrique en
triphasé.
L1
L2
L3
Disjoncteur
TC
Relais de
protection
TC
I1
I2
I3
Charge
Figure II.35 : Transformateurs de courant pour protection
Cours protection des réseaux électriques (Version 0)
58
 Le schéma de la figure II.36 montre la possibilité d’utiliser les transformateurs de tension et
de courant pour les systèmes de protection et de comptage d’énergie électrique en triphasé.
Ainsi que, le principe de raccordement de ces transformateurs est présenté pour les deux
systèmes.
Aussi dans le but d’optimiser l’utilisation des transformateurs de tensions, pour les deux circuits
comptage et protection, l’artifice des transformateurs de tension à double enroulements au
secondaire est très usuel.
Arrivée 3Ph+N
N
L1
L2
L3
Disjoncteur
Circuit de comptage
d’énergie électrique
TT
S1
S2
S’1
S’2
S1
S2
S’1
S’2
S1
S2
S’1
S’2
7
V1
8
V2
9
V3
10
Vn
11
I11+
12
I11-
13
I21+
14
I21-
15
I31+
16
I31-
1
I12+
2
I12-
3
I22+
4
I22-
5
I32+
6
I32-
Charge
Circuit de protection
électrique
Figure II.36 : Raccordement des transformateurs de courant et de tension pour un système de
comptage d’énergie électrique et pour un système de protection électrique
Cours protection des réseaux électriques (Version 0)
59
 TC pour protection différentielle
Les TC sont à spécifier pour chaque application en fonction du principe de fonctionnement de
la protection et de l’élément protégé ; il faut se référer à la notice technique de la protection
concernée.
Ie
D
TC
Is
TC
D
Zone
protégée
Iem
Ism
Relais différentiel
87
∆I
Figure II.37 : TC pour protection différentielle
Le schéma de la figure II.38 le raccordement des transformateurs de courant pour protection
différentielle des transformateurs de puissance. Dans cette application, il est possible de
consommer six transformateurs de courant (3 TC an amont et 3 TC en aval).
ICC=31.5kA (Pcc=600MVA)
Disj
RL1
TC
300/5
I1 / In1
11kV
TR

Y
I2 / In2
Y
Distance
500m

Y
TR
RL3

Rr
87T
87T
3.3kV
TC
1000/5
RL2
Figure II.38 : Transformateurs de courant pour protection différentielle des transformateurs de
puissance
Cours protection des réseaux électriques (Version 0)
60
 Transformateurs de courant pour protection homopolaire
L1
L2
L3
I
I1m
Ih >
TC
I2m
I3m
I1
I2
I3
Figure II.39 : Transformateurs de courant pour protection homopolaire (la somme vectorielle
des courants de phase donne le courant homopolaire I   I rsd  3.I 0  I1  I 2  I3
Courant homopolaire - courant résiduel
Le courant résiduel qui caractérise le courant de défaut à la terre est égal à la somme vectorielle
des trois courants de phase (Figure II.40).
Le courant résiduel est égal à 3 fois le courant homopolaire I0.
L1
L2
L3
Disjoncteur
Irsd
TC
I1
I2
I3
Relais de
protection
51G
Charge
Figure II.40 : Mesure directe par tore spécifique homopolaire connecté directement sur le relais
de protection ; c’est un transformateur qui englobe les conducteurs actifs et crée directement le
courant résiduel I rsd  3.I 0  I1  I 2  I3
Cours protection des réseaux électriques (Version 0)
61
 Il peut également être monté dans la liaison neutre terre accessible.
On obtient une grande précision de mesure : un seuil de détection très bas, de l’ordre de
quelques ampères peut être utilisé.
Vers
disjoncteur
Neutre
In
Irsd
Relais de
protection
51G
TC
Figure II.41 : Mesure directe par tore spécifique pour protection homopolaire avec utilisation du
point neutre (la liaison neutre-terre accessible I rsd  I n .)
Plusieurs montages de mesure sont possibles :
 Montage à 3 transformateurs en étoile (Figure II.42) (nécessite 1 borne haute tension
isolée par transformateur)
Rapport de transformation :
Un / 3
par exemple
100 / 3
 Montage à 2 transformateurs, montage dit en V (Figure II.43) (nécessite 2 bornes haute
tension isolées par transformateur)
Rapport de transformation : U n / 100 par exemple
Mesure de la tension résiduelle
La tension résiduelle qui caractérise le potentiel du point neutre par rapport à la terre est égale à
la somme vectorielle des trois tensions phase-terre.
La tension résiduelle est égale à 3 fois la tension homopolaire V0 :
Vrsd  3.V0  V1  V2  V3
(Figure II.44)
L’apparition de cette tension est significative de l’existence d’un défaut à la terre.
Elle est obtenue par mesure ou par calcul :
 Mesure par trois transformateurs de tension dont les primaires sont en étoile et les
secondaires en triangle ouvert qui délivre la tension résiduelle (Figure II.45),
 Calcul par le relais à partir de trois transformateurs de tension dont les primaires et les
secondaires sont en étoile (Figure II.46).
Cours protection des réseaux électriques (Version 0)
62
Vers
disjoncteur
L1 L2 L3
TT
Vrsd
Relais de
protection
59N
Figure II.42 : Transformateurs de tension pour la mesure directe de la tension résiduelle
L1
Vers
disjoncteur
L2 L3
TT
V1
V2
V3
Relais de
protection
59N
Figure II.43 : Transformateurs de tension pour le calcul de la tension résiduelle
V3
Vrsd
V1
V2
Figure II.44 : Diagramme des tensions triphasées et la tension résiduelle
Cours protection des réseaux électriques (Version 0)
63
L1
Vers
disjoncteur
L2 L3
TT
V1
V2
V3
Relais de
protection
59N
Figure II.45 : Transformateurs de tension montés en étoile
L1
Vers
disjoncteur
L2 L3
TT
Relais de
protection
Figure II.46 : Transformateurs de tension montés en V
Cours protection des réseaux électriques (Version 0)
64
2.5. Organes de coupures (Disjoncteur)
Dans un réseau électrique, les surintensités peuvent être dues à un court-circuit ou une surcharge.
Les dispositifs de coupure permettant d’éliminer ces surintensités sont les disjoncteurs et les
fusibles (selon le niveau de la tension de service). Les caractéristiques électriques du disjoncteur
seront traitées dans cette section du chapitre.
La déconnexion des ouvrages électriques (lignes et transformateurs) en situation normal ou lors
de défauts sur le réseau nécessitent des appareils robustes qui coupent, automatiquement et
rapidement le courant. La coupure d'un circuit est toujours accompagnée de la production d'un
arc électrique, qu'il faut éteindre rapidement pour éviter la détérioration des contacts. Lorsqu'il
s'agit de grandes tensions et de grandes puissances, la coupure dans l'air devient impossible en
raison de l'importance et de la longueur d'arc.
 Rôle du disjoncteur : Un disjoncteur est un appareil électromécanique de connexion capable
d'établir, de supporter et d'interrompre des courants dans les conditions normales du circuit,
ainsi que d'établir, de supporter pendant une durée spécifiée et d'interrompre des courants
dans des conditions anormales spécifiées telles que celles de court-circuit grâce à son pouvoir
de coupure.
Le fonctionnement de cet appareil se fait automatiquement (ouverture et fermeture) par
excitation des bobines ou des électrovannes d'enclenchement et de réenclenchement.
Le disjoncteur est indispensables à la sûreté de fonctionnement des réseaux électriques, les
disjoncteurs sont installés dans les centrales de production d’énergie électrique pour établir ou
interrompre les gigawatts (GW) produits ainsi que dans les postes électriques des réseaux de
transport qui acheminent l’énergie électrique sous des tensions supérieures à 1500 kV. Ils sont
tout aussi fondamentaux dans les réseaux de distribution d’énergie électrique où les très hautes
tensions sont abaissées à des niveaux de moyenne tension.
Le disjoncteur HT est caractérisé essentiellement par la technique utilisée pour la coupure :
 Les disjoncteurs à l’huile.
 Les disjoncteurs à air comprimé.
 Les disjoncteurs utilisant le gaz SF6.
 Disjoncteurs à vide.
 Caractéristiques assignées d’un disjoncteur
Les caractéristiques d'un disjoncteur, y compris celle de ses dispositifs de commande et de son
équipement auxiliaire, qui doivent servir à fixer les caractéristiques assignées sont les suivantes:
Caractéristiques assignées à indiquer pour tous les disjoncteurs:
a) Tension assignée;
b) Niveau d'isolement assignée;
c) fréquence assignée;
d) courant assigné en service continu;
e) Courant de courte durée admissible assigné;
f) Valeur de crête du courant admissible assigné;
Cours protection des réseaux électriques (Version 0)
65
g) Durée de court-circuit assigné;
h) Tension assignée d'alimentation des dispositifs de fermeture et d'ouverture et des
circuits auxiliaires;
i) Fréquence assignée d'alimentation des dispositifs de fermeture et d'ouverture et des
circuits auxiliaires;
j) Pressions assignées d'alimentation en gaz comprimé et/ou du circuit hydraulique, pour
manœuvre, la coupure et l'isolement là où cela est applicable;
k) Pouvoir de coupure assigné en court-circuit;
l) Tension transitoire de rétablissement assignée relative au pouvoir de coupure assigné
en court-circuit;
m) Pouvoir de fermeture assigné en court-circuit;
n) Séquence de manœuvre assignée;
o) Durées assignées;
 Comparaison des différentes techniques
Aujourd’hui, dans le domaine de la BT, la coupure magnétique dans l’air est, sauf quelques rares cas
particuliers, la seule employée.
En THT, la technique de coupure dans le SF6 est pratiquement la seule mise en œuvre.
Pour la MT, où toutes les techniques peuvent être utilisées, celles de la coupure dans le SF6 et dans le
vide ont remplacé celles dans l’air pour des raisons de coût et d’encombrement, et celles dans l’huile pour
des raisons de fiabilité, de sécurité et de réduction de maintenance.
Les techniques de coupure dans le vide ou dans le SF6 ont des performances comparables et leurs qualités
respectives font que l’une ou l’autre est plus adaptée à certaines applications.
Selon les pays, l’une ou l’autre de ces techniques est majoritairement employée essentiellement pour des
raisons historiques ou de choix de constructeurs.
Tableau II.11 : performances comparées des différentes techniques de coupure.
Sécurité
Encombrement
Entretien
Sensibilité à
l’environnement
Huile
Risque d’explosion et
d’incendie si l’augmentation
de pression (manœuvres
multiples) produit une
défaillance.
Air
SF6 / Vide
Manifestations extérieures
importantes (émissions de
gaz chauds et ionisés lors
des coupures).
Pas de risque d’explosion,
ni de manifestations
extérieures.
Installation nécessitant de
grandes distances. (coupure
non confinée).
Remplacement périodique de
Remplacement des contacts
l’huile (décomposition
d’arc si possible.
irréversible de l’huile à chaque Entretien périodique de la
coupure).
commande.
Le milieu de coupure peut être altéré par l’environnement
(humidité, poussières…).
Volume de l’appareil
relativement important.
Coupure en cycle
rapide
Le temps de diminution de
pression, long, nécessite de
déclasser le PdC s’il y a risque
de coupures successives.
L’évacuation de l’air chaud
très lente nécessite un
déclassement du PdC.
Endurance
Médiocre
Moyenne
Cours protection des réseaux électriques (Version 0)
Faible
Nul sur les éléments de
coupure. Lubrification
minimale des mécanismes
de commande.
Non sensibles : ampoule de
type scellée à vie.
Le SF6 et le vide
recouvrent très rapidement
leurs propriétés
diélectriques : pas de
déclassement.
Excellente
66
Images réelles des disjoncteurs installés
Cours protection des réseaux électriques (Version 0)
67
Cours protection des réseaux électriques (Version 0)
68
3. Points à retenir
Dans ce chapitre, les points essentiels à retenir pour les éléments du système de protection :
1. Un système de protection électrique est composé essentiellement aux éléments : Relais de
protection, Transformateurs de courant et de tension et l’organe de coupure (Disjoncteur).
2. Les choix des transformateurs de mesure dépendant à leurs caractéristiques techniques et
surtout les caractéristiques des installations et d’environnement.
3. Le disjoncteur est l’organe principal de coupure pour les circuits électriques, son rôle est
très important que ce soit pour le fonctionnement normal (sans défaut) ou à la présence
des défauts dans les installations électriques.
4. Le choix de types du disjoncteur est dépendant aux caractéristiques des installations et
d’environnement.
Consulter le chapitre qui suit :
Chapitre III : Protection des éléments des réseaux électriques
Cours protection des réseaux électriques (Version 0)
69