GENERALITES CONCERNANT LES REGIMES DE NEUTRE

lambert.michelp@orange.fr
Le 30/12/2011
Michel Lambert
250
240
V3-N
V1-N
230
220
210
200
190
V2-N
Mesures effectuées le 8 Janvier 1995 au point P
180
0h
2h
4h
6h
8h
10h
12h
14h
16h
18h
20h
22h
GENERALITES CONCERNANT
LES REGIMES DE NEUTRE
Synthèse du livre
« LES REGIMES DE NEUTRE
ET
LES SCHEMAS DES LIAISONS A LA TERRE
(Editions DUNOD) »
1

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Le 30/12/2011
Généralités concernant les régimes de neutre
Synthèse du livre « Les régimes de neutre et les schémas des liaisons à la terre »
1. LES REGIMES DE NEUTRE ET LE SYSTEME ELECTRIQUE.........................5
1.1 Les paramètres 5
1.2 Le facteur de mise à la terre 5
1.3 Les déséquilibres 6
1.4 Les surtensions temporaires 8
1.5 Le facteur de défaut de mise à la terre 8
1.6 Le capacitif homopolaire 9
1.7 Les courants de défaut 10
2. LES MATERIELS DE MISE A LA TERRE DES NEUTRES.............................11
2.1 Les transformateurs 11
2.2 Les résistances de point neutre 11
2.3 Les inductances de point neutre monophasées 12
2.4 Les dispositifs triphasés 12
3. REFLEXIONS AUTOUR DES REGIMES DE NEUTRE ...................................15
3.1 Les S.L.T en basse tension 15
3.2 Les S.L.T sur les réseaux HTA 15
3.3 Les S.L.T. et les régimes de neutre 16
4. LES PLANS DE PROTECTION .......................................................................17
5. EXISTE-T-IL UN BON REGIME DE NEUTRE ...............................................18
6. LES REGIMES DE NEUTRE SUR LES RESEAUX PUBLICS ........................19
7. EN CONCLUSION ............................................................................................20
8. LE LIVRE..........................................................................................................20
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Le contexte
Les exploitants des réseaux d’énergie électrique ont l’obligation d’assurer à tout moment,
l’alimentation en énergie électrique aux usagers qui en font la demande. A cet effet, les réseaux
doivent être capables d’évoluer en fonction des besoins et des impératifs techniques.
A l’origine, les réseaux d’énergie électrique ont été conçus pour répondre aux exigences de sûreté dans
la desserte de l’énergie. La préoccupation des exploitants allait alors vers la recherche d’un compromis
entre les investissements et la maîtrise des contraintes techniques. Depuis, les réseaux ont connus bien
des évolutions sous la pression des normes et des utilisateurs. C’est pourquoi les choix qui ont
prévalus durant le 20 eme siècle sont aujourd’hui réévalués.
La performance d’un réseau dépend de la fiabilité présentée par les différents constituants, par la
manière de les concevoir, de les construire, de les maintenir et de les exploiter.
L’architecture d’un réseau influe directement sur le comportement du système électrique. Présentant
une topologie de faible réactance, elle offre la puissance de court-circuit nécessaire au confort des
usagers domestiques ainsi qu’au bon fonctionnement des processus industriels. Le régime de neutre
d’un réseau intervient sur les contraintes provoquées par les déséquilibres homopolaires. L’ensemble
est consolidé par un plan de protection assurant l’élimination rapide des défauts.
Le choix d’un régime de neutre est le résultat d’un compromis entre des impératifs dont les critères
d’appréciations relèvent de la qualité du produit électricité, de la continuité de la fourniture, de la
sécurité des biens et des personnes ainsi que la réduction des coûts.
La maîtrise des contraintes provoquées par les déséquilibres homopolaires est obtenue par des
dispositions techniques cohérentes. Dans ce cadre, l’exploitant d’un réseau d’énergie électrique doit
garantir le mode de fixation du neutre à la terre, réaliser des prises de terre de qualité et établir le
schéma d’exploitation afin d’obtenir, au meilleur coût, la qualité de service attendue par les usagers.
Les « schémas des liaisons à la terre » dont le concept est issu des normes traitant de la protection des
personnes, sont souvent confondus avec les régimes de neutre. Parallèlement, les exploitants des
réseaux ont l’habitude de classer les régimes de neutre suivant leur mode de gestion. Cela est de nature
à entraîner la confusion entre le régime de neutre et le «schéma de liaison à la terre ». En réalité, ces
concepts sont le manche et la cognée d’un même outil.
Sur un réseau d’énergie électrique, le régime de neutre et le schéma des liaisons à la terre sont des
dispositions associées. Le premier décrit le comportement du système électrique en présence d’un
déséquilibre homopolaire. Le second définit le mode de raccordement des masses et des neutres sur le
réseau.
Lorsque l’on étudie les régimes de neutre, on est forcément conduit à s’interroger sur l’existence d’un
bon régime de neutre. Le livre « Les régimes de neutre et les schémas des liaisons à la terre » est
d’abord un travail d'éclaircissement sur le fonctionnement d’un réseau d’énergie électrique soumis à
un déséquilibre homopolaire. C’est ensuite l’inventaire des dispositions qui doivent être prises en
cohérence avec le choix du régime du neutre.
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Avertissement
Le régime du neutre d’un réseau d’énergie électrique détermine le
comportement du système électrique en présence d’un déséquilibre
homopolaire. Dans ce document nous réserverons l’appellation « Régime de
neutre » à la position du neutre dans le système électrique.
Les traitements physiques des neutres et des masses seront représentés par les
« Schémas des liaisons à la terre »
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1. Les régimes de neutre et le système électrique
1.1 Les paramètres
Considérons un court-circuit monophasé sur un réseau HTA dont le neutre est relié à la terre par
l’intermédiaire du transformateur de puissance. Dans notre exemple, il n’existe pas de lien entre les
impédances homopolaires des réseaux 63 kV et 20 kV.
A l’endroit du défaut, les paramètres sont représentés dans le schéma équivalent.
Zo est l’impédance homopolaire du dispositif physique de mise à la terre du neutre du réseau.
Zod et Zos correspondent aux capacités homopolaires du réseau.
Zo ligne et Zo câble sont les impédances homopolaires longitudinales du départ en défaut.
L’ensemble de ces impédances constitue l’impédance homopolaire (Zor) du réseau.
Zd = Zd source + Zd câble + Zd ligne est l’impédance directe du réseau en amont du défaut. Elle est
sensiblement égale à l’impédance inverse Zi du réseau 1 .
1.2 Le facteur de mise à la terre
Il est représenté sur le schéma par le rapport
Zor
F
Zd
Il dépend fortement du régime de neutre.
On considère généralement qu’un régime de neutre est direct à la terre si le facteur de mise à la terre
est inférieur à trois.
Les réseaux de distribution publique basse tension ont, aux bornes secondaires du transformateur
HTA/BT, un facteur de mise à la terre F sensiblement égale à 1.
Les réseaux de transport 400 kV Français ont un profil de facteur de mise à la terre 1 F 3.
En présence d’un déséquilibre homopolaire, le comportement du réseau dépend de ce facteur. Sa
connaissance permet d’évaluer les performances du plan de protection, les contraintes diélectriques à
la fréquence fondamentale, la déformation du triangle des tensions, le capacitif homopolaire et les
valeurs relatives des courants développés par les courts-circuits monophasés, biphasés à la terre et
triphasés.
1 Zd Zi si le lieu du défaut est proche électriquement des groupes de production.
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1.3 Les déséquilibres
Ils sont provoqués par les courts-circuits et les charges dissymétriques. Leur existence modifie
l’équilibre des grandeurs électriques en présence.
‣ Le déséquilibre homopolaire affecte le système des tensions simples. Il modifie le rendement des
charges monophasées. Un déséquilibre homopolaire induit du déséquilibre inverse.
Vi
‣ Le déséquilibre inverse est représenté par le taux de composante inverse .
Vd
Il affecte le système des tensions composées et perturbe le rendement des charges raccordées entre les
phases.
Le déséquilibre inverse induit par le déséquilibre homopolaire dépend du régime de neutre et de la
puissance de court-circuit au point considéré. Le taux de composante inverse est d’autant plus
important que la puissance de court-circuit est faible et que le déséquilibre homopolaire est important.
Exemple 1: Déséquilibre de charge sur un réseau basse tension dont le neutre est distribué.
250
V3-N
V1-N
V3
399 V
60,7 A
In
240
251 V
240 V
230
220
382 V
T
239 V
V1
210
N
16,2 V 245 V
200
190
V2-N
Mesures effectuées le 8 Janvier 1995 au point P
62,3 A
187 V
396 V
180
I2
V2
0h
2h
4h
6h
8h
10h
12h
14h
16h
18h
Il existe un courant dans le neutre et un déplacement de point neutre V N-T. L’équilibre des tensions simples est
affecté. On est en présence d’un déséquilibre homopolaire. Les tensions composées étant légèrement
déséquilibrées, le réseau est également le siège d’un léger déséquilibre inverse.
6

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Exemple 2 : Courts-circuits sur un réseau 20 kV.
Court-circuit monophasé
Court-circuit biphasé
C’est un déséquilibre homopolaire
Les tensions simples sont déséquilibrées. Il existe un
courant dans le neutre. Les tensions composées sont
dans une moindre proportion déséquilibrées. Il existe
également un léger déséquilibre inverse.
C’est un déséquilibre inverse
Les tensions composées sont fortement déséquilibrées.
Il s’ensuit un déséquilibre des tensions simples.
Il n’existe pas de courant dans le neutre. Il n’y a donc
pas de déséquilibre homopolaire.
En conclusion Un déséquilibre homopolaire s’identifie par la présence de composantes homopolaires
dont l’amplitude dépend du choix du régime de neutre.
1.3.1 Action du régime de neutre sur les déséquilibres
Considérons le cas d’un réseau insulaire présentant une faible puissance de court-circuit.
examinons le comportement du système électrique en sortie de centrale.
1) Le neutre 20 kV est mis directement à la terre
U31
Nous
V3
V1
U23
V2
U12
Le taux de composante inverse aux bornes des groupes 400V est de
32 %. Le courant de défaut est de 350 A.
2) On installe une impédance 80+j40 2
U31
V3
U23
V1
V2
Le taux de composante inverse aux bornes des groupes 400V est de
10 %. Le courant de défaut est de 110 A.
En conclusion L’augmentation de l’impédance homopolaire du réseau réduit le déséquilibre des
tensions composées.
U12
2 Attention ! Sur un réseau HTA de faible PCC, le choix de l’impédance de mise à la terre du neutre doit faire l’objet d’une étude concernant
notamment l’amplitude des surtensions temporaires.
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1.3.2 Les surtensions temporaires
Elles sont créées par les déséquilibres homopolaires. Ne durant que le temps de l’événement, elles
dépendent du régime de neutre et de l’importance du déséquilibre homopolaire.
Examinons le cas d’un défaut
monophasé affectant la phase 1 d’un
réseau 20 kV.
La simulation montre que les phases 2 et
3 sont le siège d’une surtension. La
tension V1 est égale, quant à elle, à la
montée en potentiel de la prise de terre au
lieu du défaut. Les tensions composées ne
sont que faiblement modifiées. Il existe un
déplacement de point neutre.
Fixons la valeur de la résistance du
défaut à 10 et faisons varier Zn.
Les surtensions temporaires sur les
phases saines à l’endroit du défaut
dépendent de la valeur du facteur de
mise à la terre en ce point.
Les surtensions temporaires augmentent
fortement à partir d’une impédance de
point neutre de 5 Pour cette valeur, le
facteur de mise à la terre F est égal à 3.
Tensions phases-terre (V)
20000
18000
16000
14000
12000
10000
8000
6000
4000
2000
0
Résistance du défaut = 10
V3
V2
V1
0
0,25
0,5
1
1,5
2
3
4
5
10
40
80
300
600
900
Impédance du neutre)
1.4 Le facteur de défaut de mise à la terre
Attention !
Il ne faut pas confondre le facteur de mise à la terre F et facteur de défaut de mise à la terre .
V
A la fréquence industrielle, il représente la valeur de la surtension , provoquée sur les phases
Vn
saines par un court-circuit monophasé.
Pour Rm=0, il est défini par la relation
3
1
F F²
2 F
3
Xo/Xd > 100
3
Xo/Xd = 3
1,25
Xo/Xd = 1
=1
Pour un facteur de mise à la terre égal à 1, il n’y a pas de surtension.
Si le facteur de mise à la terre est grand, la tension simple tend vers une valeur de tension composée.
Pour F=3, les surtensions sont maîtrisées.
3 Pour F=Xo/Xd
8

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1.5 Le capacitif homopolaire
On définit le capacitif homopolaire comme étant, lors d’un court-circuit avec la terre, le courant dérivé
par les réactances de capacité homopolaire (Xco) des lignes et des câbles. Le courant de défaut est
alors composé du capacitif du réseau et du courant dans le neutre. La montée en potentiel de la prise
de terre locale Vm= Rm x Jdéfaut qui en résulte peut, dans certaines conditions, être amplifiée et
porter atteinte à la sécurité des biens et des personnes.
Zn est résistif
Du schéma équivalent on en déduit la valeur du courant résiduel de capacité 3Ico.
Zd
Zi
3 Vn
3 Vo
Xco
Zo
Zno
Zo T
Jdéfaut
3 Rm
3 Zn
Zo
3Vo 3Vn
et
Zd Zi Zo 3Rm
3Ico
3Vo
Xco
3Vn
Zno
Xco
ZnoZd
Zi 3Rm Xco.
Zno
3Vn
Si Rm=0 et Zd=Zi=0 alors Vn
Vo
et 3Ico
donc 3Ico= 3Vn.Co
Xco
Zo
F
Si Rm=0, Zd=Zi et F on obtient 3Vo 3Vn .
Zd
2 F
Vn 3Vn Coω
Si F=1, Vo
et 3Ico Vn Coω .
3
3
A l’aide d’une simulation on examine la variation du courant de capacité homopolaire pour différentes
valeurs du facteur de mise à la terre dans le cas d’un défaut monophasé. On fixe la tension du réseau,
les impédances directe et inverses, la réactance de capacité homopolaire et la résistance du défaut. On
calcule le courant de capacité résiduel 3Ico max et on fait varier Zn. On compare les valeurs 3Ico (%
de3Ico max ) pour des valeurs d’impédances de mise à la terre du neutre purement résistives ou purement
inductives.
La valeur du « capacitif » dépend du
100
Résistance
%
facteur de mise à la terre au point de
90
Inductance
défaut.
80
Pour une impédance directe et une
70
résistance de défaut donnée, le
60
capacitif est d’autant plus important
que le facteur de mise à la terre est
grand.
La norme CEI 909 précise que les conditions qui
50
40
30
20
permettent de prendre en compte les capacités
10
homopolaires pour le calcul des courants de courtcircuit
0
Facteur de mise à la terre Zo/Zd
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
9

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1.6 Les courants de défaut
Durant un court-circuit à la terre, les courants de défaut dépendent du régime de neutre. Dans le cas du
neutre direct à la terre (F 3), le comportement du réseau, en présence d’un déséquilibre homopolaire
présente une particularité que nous allons examiner.
Considérons un réseau 20 kV. On étudie le courant de défaut à la terre pour un défaut biphasé à la
terre. On compare ce courant à celui produit par un défaut monophasé pour différentes valeurs de F.
Valeur du courant de défaut à la terre Jdéf= g(F) sur un réseau 20kV
(Pcc= 200 MVA)
18000
Jdéfaut (A)
16000
14000
12000
10000
8000
6000
Neutre direct à la terre
Court-circuit biphasé
avec la terre
Court-circuit
monophasé
Neutre impédant
4000
2000
0
0 1 3 10 20 50 100
Facteur de mise à la terre
Pour F=1, les courants de défaut à la terre sont égaux à Icc tri (6000 A dans l’exemple).
Lorsque le facteur de mise à la terre est inférieur à 1 (cas des réseaux Nord Américains), le courant de
défaut maximal est obtenu pour un court-circuit biphasé à la terre.
Sur de tels réseaux, l’étude des circuits de terre doit être réalisée pour un défaut bi+T.
RTE (EDF) fixe le facteur de mise à la terre dans un intervalle compris entre un et trois garantissant ainsi que le
Vn
courant de court-circuit n’excèdera pas IccTri .
Zd
Rapport des valeurs de courant à la terre
2
1,8
1,6
Idef bi / Idef mono
1,4
1,2
1
0,8
0,6
0,4
0,7
0,5
RPN 40
0,2
0
0 1 3 10 20 50 100 120
Facteur de mise à la terre
Le rapport des courants de défaut à la terre varie avec la valeur du facteur de mise à la terre.
Jdéfaut bi
2
0,5. L’exploitant doit tenir compte de cette propriété pour le réglage des
Jdéfaut mono
protections contre les défauts d’isolement à la masse.
Afin de détecter les défauts biphasés à la masse sur les réseaux dont le neutre est impédant, ERDF
Ineutre
règle les protections masse tableau à une valeur 0,8 (In est l’intensité maximale dans le
2
neutre du réseau). Si In=300 A, 120A .
10

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2. Les matériels de mise à la terre des neutres
2.1 Les transformateurs
Le tableau résume l’utilisation des différents transformateurs.
Régime de neutre vue du secondaire Couplage Utilisations
F 1
.yn
Transformateurs de groupe
Distribution Basse Tension
Neutre direct F 3 Yn.yn Flux forcé Tous niveaux de tension et
toutes puissances
2.2 Les résistances de point neutre
Lorsque l’on souhaite limiter fortement le courant dans le neutre du réseau, on utilise souvent une
résistance de point neutre connectées entre le neutre du réseau et la terre
Insertion dans le neutre du transformateur
Neutre artificiel crée par une bobine triphasée
Une Résistance de point neutre est définie par sa tenue thermique et son intensité maximale admissible
en permanence. Elle doit être capable de supporter les contraintes imposées par les pratiques
d’exploitation (manœuvres et cycles d’automatismes).
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2.3 Les inductances de point neutre monophasées
Une inductance est définie par sa tenue thermique et par l’intensité maximale admissible en
permanence. Elle doit en outre résister aux effets temporaires des courants de défaut.
En présence d’un capacitif homopolaire important, l’utilisation d’une inductance pure risque de
provoquer le dysfonctionnement d’un plan de protection constitué de relais à maximum d’intensité
résiduelle. Une telle pratique est réservée aux réseaux essentiellement aériens ou lorsque l’on réalise
un régime de neutre faiblement impédant 4 .
Elles sont insérées dans les connexions de mise à la terre des
neutres des transformateurs. Par rapport aux résistances, elles
présentent l’avantage d’être plus robustes, moins encombrantes et
ne nécessitant qu’un entretien réduit. Elles sont d’un coût
d’exploitation beaucoup plus faible.
La plus simple est constituée d’un solénoïde bobiné autour d’un
support amagnétique.
Afin de pouvoir installer ces inductances au sol tout en
garantissant la sécurité des personnes, on peut immerger
l’inductance dans une cuve remplie d’un diélectrique liquide.
Les dispositifs de fixation sont alors constitués de shunts
magnétiques chargés de préserver la cuve de la circulation du flux
produit par la bobine.
2.4 Les dispositifs triphasés
Disposant d’un enroulement couplé en triangle ou en zigzag, ils se comportent comme un générateur
de courant homopolaire. Ils ont essentiellement deux fonctions :
Ils créent localement un point neutre dans le système électrique.
Ils assurent la mise à la terre du neutre du réseau à la place des transformateurs.
Ils peuvent dans certains cas alimenter les auxiliaires du site. On privilégie l’installation de ces
dispositifs lorsque l’on veut :
limiter l’amplitude de certaines perturbations,
éliminer le couplage homopolaire entre deux réseaux reliés à un même transformateur,
assurer la mise à la terre du neutre au niveau du jeu de barres,
compenser partiellement le capacitif homopolaire du réseau,
Réduire le bruit du réseau.
Principe général
La figure ci-dessus illustre l’effet générateur homopolaire. La mise à la terre du neutre est constituée
d’une inductance triphasée dont l’impédance homopolaire est: Zo=20+j120.
L’effet générateur homopolaire ne peut avoir lieu que si le raccordement triphasé est garanti. La
protection par fusibles est déconseillée.
4 Les réseaux HTA Britanniques utilisent ces dispositifs pour limiter le courant dans le neutre à 4000 A.
12

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2.4.1 Les bobines de point neutre
Elles sont constituées de six bobines couplées en zigzag. Elles peuvent être installées seules ou en
association avec une résistance en fonction du facteur de qualité souhaité et du plan de protection
utilisé.
Photo
TRANSFIX
Sur un réseau capacitif, il est intéressant
d’associer une bobine zigzag à une
résistance de point neutre.
Convenablement dimensionnée, cette
association compense partiellement le
capacitif homopolaire du réseau.
En présence d’un court circuit à la terre,
elle crée une composante active de la
puissance homopolaire qui peut être
détectée par les relais de puissance
active résiduelle (PWH).
R
BPN
Zigzag
2.4.2 Les transformateurs de point neutre
Ils sont installés sur les jeux de barres ou
« en biberon » dans l’environnement des
transformateurs. Ils peuvent assurer par
exemple la mise à la terre des tertiaires de
compensation des transformateurs
d’interconnexion, Ils alimentent dans ce
cas, en soutirage, les ventilateurs et les
pompes de circulation d’huile ainsi que les
auxiliaires du poste.
La photo ci-contre représente deux
transformateurs Y.d , 63 kV/10 kV de 5MVA qui
assurent la mise à la terre du neutre 63 kV
ainsi que l’alimentation d’un transformateur
de service auxiliaire.
2.4.3 Les générateurs homopolaires
Pour limiter l’ampleur des dommages causés aux groupes de production par les défauts à la masse, les
exploitants limitent les courants de défaut à la terre à une dizaine d’Ampères. Ils utilisent souvent un
dispositif, raccordé au jeu de barres de la centrale, abusivement appelé « générateur homopolaire ».
Le transformateur dispose d’un enroulement couplé
en triangle chargé par une résistance. L’ensemble se
comporte alors comme une résistance. Le TC placé
dans la mise à la terre du neutre alimente la protection
masse stator des groupes raccordés au jeu de barres.
Ce dispositif doit comporter un circuit magnétique à flux
libre ou être constitué de trois transformateurs
monophasés de puissance. On utilise également des
transformateurs de tension. Dans ce dernier cas, le
« générateur homopolaire » 5 peut assurer l’alimentation
des circuits de mesure et de protection. Le dispositif peut
comporter un tertiaire couplé en étoile pour alimenter les
auxiliaires. EDF déconseille cette solution.
5 Cette appellation devrait être normalement attribuée à tous les dispositifs chargés de créer un point neutre artificiel.
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2.4.4 Les impédances de compensation
Principe
Le principe de la bobine d’extinction a été présenté
par le Professeur PETERSEN au début du 20 éme
siècle. Elle est constituée d’inductances accordées
au capacitif du réseau et associées à une résistance
de forte valeur.
A l’accord, l’impédance homopolaire du réseau est
fixée par la valeur de la résistance. Le courant de Bobine Alstom
défaut est alors très faible (15 à 40 A).
Sous réserve d’être convenablement accordée au capacitif homopolaire du réseau, une bobine
d’extinction, par son action sur l’amplitude du courant de défaut, assure les fonctions suivantes :
Elle transforme certains défauts fugitifs en défauts auto extincteurs.
Elle réduit les montées en potentiel des prises de terre
Le comportement du réseau, dont le neutre est compensé, est très proche de ceux exploités avec un
neutre isolé.
La mise en œuvre d’une bobine d’extinction doit être associée à un plan de protection comportant des
relais de puissance active homopolaire (PWH), spécifiés pour les réseaux à neutre compensé. On
complète le dispositif par des relais à maximum de tension homopolaire dont le rôle est de détecter les
défauts résistants.
Constitution (cas de la bobine Alstom)
Le point neutre artificiel est
créé par une bobine zigzag.
L’inductance de réglage est
constituée d’une combinaison
de quatre gradins commandés
par un automate, lui même
piloté par un système d’accord.
L’insertion d’une résistance de
forte valeur en parallèle sur
l’inductance de réglage permet
d’injecter, durant le défaut, une
composante active détectée par
le plan de protection constitué
de relais PWH.
Le facteur de mise à la terre étant souvent supérieur à 500, les surtensions temporaires sont maximales.
Pour certains désaccords (3Ico>In), elles peuvent atteindre des valeurs supérieures à la tension
composée de service.
14

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3. Réflexions autour des régimes de neutre
Les normes font souvent référence aux schémas de raccordement du neutre et des masses avec la terre.
Autrefois on appelait régimes de neutre ce qu’aujourd’hui on dénomme « Schémas de Liaison à la
terre (S.L.T) ». Certains, aujourd’hui, affirment que « régime de neutre » et « schéma de liaison à la
terre » désignent les mêmes choses. D’autres estiment que l’appellation « Régime de neutre » doit être
proscrite et être remplacée par la dénomination « Schéma de liaison à la terre ». Les exploitants des
réseaux d’énergie électriques utilisent, quant à eux, couramment la notion de régime de neutre avec un
classement qui leur est propre. Enfin, les régimes de neutre ont été différenciés dans cet ouvrage en
considérant le fonctionnement du système électrique en présence d’un déséquilibre homopolaire. Il
faut reconnaître que cette cacophonie est de nature à troubler un lecteur peu averti.
Examinons par exemple la classification des exploitants. Ils connaissent quatre régimes de neutre :
Le neutre isolé;
Le neutre direct à la terre;
Le neutre impédant;
Le neutre compensé.
En ne considérant que l’aspect physique des choses, il existe des risques de confusion car:
- Une impédance de point neutre n’implique pas forcément un neutre impédant;
- Un neutre isolé peut être un neutre impédant qui s’ignore,
- Un neutre relié directement à la terre ne crée pas forcément un neutre direct à la terre.
Afin de faciliter la communication entre experts, il convient de définir ce qui relève du régime de
neutre et de ce qui est du domaine du schéma de liaison à la terre.
Dans ce document, la frontière entre neutre direct à la terre et neutre impédant a été définie en prenant
en compte le facteur de mise à la terre et son influence sur le comportement du système électrique en
présence d’un déséquilibre homopolaire. C’est ainsi qu’un neutre direct à la terre est défini pour F≤3.
Il faut reconnaître que lorsqu’il s’agit d’étudier un réseau BT, cette notion présente peu d’intérêt.
Quoique…..
Issus des normes, les schémas de liaison à la terre, décrivent les raccordements physiques des neutres
et des masses. En toute rigueur, le raccordement des masses ne concerne pas le fonctionnement d’un
réseau en présence d’un déséquilibre homopolaire. On constate déjà qu’il y a une différence entre la
notion de régime de neutre et le concept des schémas de liaison à la terre.
3.1 Les S.L.T en basse tension
Les schémas de liaison à la terre sont définis en France dans la norme NFC 15-100.
Chaque schéma est décrit à partir d’un couple de lettres.
‣ La première lettre définit l’état électrique du neutre du réseau par rapport à la terre
‣ La deuxième lettre représente le mode de raccordement des masses par rapport au neutre ou la
terre.
‣ La troisième lettre décrit la relation entre le neutre et les masses
3.2 Les S.L.T sur les réseaux HTA
Les schémas de liaison à la terre sont définis dans les normes NFC C13-100 et NFC 13-200.
Aux deux premières lettres définies par la norme NFC 15-100, la NFC 13-100 et la NFC 13-200
ajoutent une troisième lettre qui représente la position des masses du poste de livraison.
La position des neutres et des masses sont représentés par trois lettres.
La première (« I » ou « T ») définit le traitement du neutre;
La deuxième (« T » ou «N ») définit le mode de raccordement des masses;
La troisième (« N », « R », « S ») définit les interconnexions éventuelles entre les réseaux de
terre.
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3.3 Les S.L.T. et les régimes de neutre
Si on considère qu’un régime de neutre direct à la terre présente un facteur de mise à la terre 3, le
schéma de la liaison du neutre avec la terre ne permet pas, à lui seul, de définir le régime de neutre du
réseau ou du moins, de préciser le comportement du système électrique en présence d’un déséquilibre
homopolaire.
Exemple 1:
Dans le cas d’un réseau BT dont le SLT est de type TT, on pourra affirmer que le régime de neutre est
direct à la terre si le transformateur comporte un enroulement couplé en triangle ou en zigzag. Si la
puissance de court-circuit du réseau en amont du transformateur est grande devant la puissance de
court-circuit naturelle du transformateur, le facteur de mise à la terre sera sensiblement égal à 1. Le
courant de court-circuit monophasé sera du même ordre de grandeur que le courant de court-circuit
triphasé.
Si le transformateur est couplé en étoile-étoile, le facteur de mise à la terre sera supérieur à 3. Le
réseau fonctionnera avec un régime de neutre impédant mal adapté à l’alimentation des charges
dissymétriques raccordées entre phase et neutre. Le courant de court-circuit monophasé sera plus
faible que le courant de court-circuit triphasé.
Exemple 2 :
Examinons le cas d’un réseau industriel BT isolé alimenté par un groupe électrogène 400V, 650 kVA,
X’d=19,5%, Xo= 3,2%. Le schéma de liaison à la terre est de type TN.
Zo 3,2
Le facteur de mise à la terre est F 0, 16
Zd 19,5
On a affaire à un régime de neutre direct à la terre un peu particulier. En effet, la contrainte maximale
de courant à la terre à lieu dans le cas d’un court-circuit biphasé à la terre. Le circuit de terre devra
donc être étudié pour ce court-circuit.
On pourra ajouter une résistance de point neutre afin de remonter le facteur de mise à la terre. Pour
atteindre F=2 par exemple, il faudra insérer une RPN de 13 . On restera dans un régime de neutre
direct à la terre. Dans ces conditions, le courant de court-circuit monophasé sera inférieur au courant
de court-circuit triphasé.
Sur de tels réseaux, on peut effectuer le rapprochement entre un neutre direct à la terre et un S.L.T de
type TT ou TN à la condition d’utiliser des transformateurs HTA/BT triangle/étoile ou étoile zigzag.
C’est généralement le cas. Quoique…………
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4. Les plans de protection
Ils doivent respecter les principes généraux suivants:
Afin de préserver la sécurité des personnes et l’intégrité des matériels électriques, tout défaut
intervenant sur un élément du réseau ou raccordé à celui-ci doit être détecté rapidement et
éliminé par le plan de protection.
Pour répondre aux obligations de continuité de la fourniture d’énergie électrique, le processus
d’élimination du défaut doit respecter les principes de sélectivité.
Les usagers et les processus industriels doivent bénéficier à tout moment des services définis
d’une manière contractuelle et réglementaire 6 .
La définition d’un plan de protection doit être étudiée en cohérence avec le régime de neutre.
A titre indicatif, les critères de détection des défauts à la terre sont résumés dans le tableau cidessous.
Régime de
Critères de détection des courts-circuits monophasés
neutre
Code CEI UN> IN>> PN>> QN>>
Z< X< IN> I IN
Critère Ur Ir Pr Qr Sr Z X Ir I Ir
Code ANSI F59N F50N F67N F67N F67N F21 F21 F67N F87 F87N
Isolé ***
II
(étude)
**
II
(étude)
*
II
Direct ***
II
Impédant
R+jX
**
II
Impédant jX **
(étude)
Compensé **
II
***
II
NC
***
II
***
II
**
II
**
II
* * ***
II
***
***
II
*** ***
(étude)
* **
(étude)
* **
6 Les services essentiels concernent la qualité de service, le régime de neutre, le plan de tension, la puissance de court-circuit, la pureté de
l’onde électrique, etc.
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5. Existe-t-il un bon régime de neutre
La réponse est complexe. Pour s’en convaincre, il suffit d’assister à une réunion d’experts sur le sujet.
« S’il y avait un régime de neutre autorisant un faible investissement, un coût réduit d’exploitation et
une excellente qualité de service, on le saurait ».
Sur les réseaux BT:
Le régime de neutre le plus utilisé est le neutre direct à la terre (TT ou TN). Il permet au
réseau d’accueillir les charges monophasées déséquilibrées et asynchrones sous réserve que le
neutre soit distribué. Le plan de protection est simple et sélectif. Le facteur de mise à la terre
est normalement compris entre 0,9 et 3.
Si l’on privilégie la protection des travailleurs tout en bénéficiant du maintien de la fourniture
durant un défaut monophasé, on peut exploiter le réseau avec un neutre isolé (IT). Le plan de
protection est alors rustique mais non sélectif.
Sur les réseaux HTA:
Si l’on souhaite maîtriser les montées en potentiel des prises de terre, le neutre isolé est une
excellente solution, y compris pour les réseaux isolés de faible PCC, sous réserve que le
capacitif du réseau soit négligeable. Cette solution offre également une bonne qualité de
service. Les réseaux dont le neutre est isolé sont cependant le siège de surtensions temporaires
importantes. Le plan de protection n’est pas sélectif. La recherche de défaut est délicate.
Le neutre compensé offre également une bonne qualité de service y compris pour les réseaux
isolés de faible PCC, le plan de protection est sélectif mais onéreux. Le coût des accessoires
pour l’exploitation du réseau est important. Les surtensions temporaires sont également
importantes.
Sur les réseaux dont le neutre est direct à la terre (F3), le niveau des surtensions temporaires
est maîtrisé. L’isolement en mode commun des équipements peut être réduit.
Ces réseaux sont bien adaptés à l’alimentation des charges monophasées lorsque le neutre est
distribué. Les plans de protection sont simples et sélectifs. La détection des défauts résistants
est par contre délicate à réaliser. La qualité de service n’est pas la meilleure, elle nécessite une
mise en œuvre soignée et coûteuse des circuits et des prises de terre.
Ce régime de neutre est bien adapté aux réseaux de faible PCC présentant un fort capacitif
homopolaire avec en contrepartie une dégradation de la qualité du système de tension.
La limitation du courant dans le neutre (100 à 4000 A) est une solution intermédiaire qui
nécessite de coordonner le courant maximal de défaut à la terre avec la valeur de la résistance
de la prise de terre de référence. Sur les réseaux présentant un fort capacitif, il existe des cas
où la limitation du courant de neutre ne permet pas de limiter le courant de défaut. Il faut alors
envisager une compensation partielle ou totale du courant de capacité homopolaire ou tendre
vers un neutre direct à la terre.
Sur ces réseaux, les surtensions temporaires peuvent tendre vers la valeur de la tension
composée. Les plans de protection sont parfois complexes. La qualité de service est
satisfaisante sous réserve de respecter quelques règles.
Sur les réseaux HTB:
Les ouvrages dont la tension est inférieure à 225 kV sont souvent exploités avec un facteur de
mise à la terre inférieure à 3. Les courants de court-circuit monophasés sont cependant limités.
Certains réseaux 110 kV Allemands sont exploités avec un neutre compensé.
Sur les ouvrages THT (>150 kV), le coût de l’isolement est si important que l’exploitant a
intérêt à utiliser les régimes de neutre direct à la terre.
En France, les facteurs de mise à la terre des réseaux 400 kV doivent respecter la condition
1 F 3. Si F>1, le courant de défaut à la terre est maximal lors d’un court-circuit
monophasé et n’excède pas la valeur du courant de court-circuit triphasé. Avec F 3, les
surtensions temporaires sont maîtrisées.
Lorsque le réseau est alimenté par plusieurs sources interconnectées, il est nécessaire
d’assurer la gestion des neutres afin de maintenir le facteur de mise à la terre du réseau dans
l’intervalle souhaité. Il faut également noter que ce régime de neutre offre, aux protections de
distances, les conditions d’une bonne sélectivité.
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6. Les régimes de neutre sur les réseaux publics
Sur de tels réseaux, le choix du régime de neutre est conditionné par l’histoire. Son évolution dépend
du niveau de développement du pays, de sa géographie et de la répartition de sa population. Il arrive
cependant que les influences géopolitiques fassent abstraction des critères techniques et économiques.
Les erreurs peuvent alors s’avérer coûteuses.
On est souvent amené à examiner, à titre de comparaison, le comportement des réseaux actuellement
exploités dans le monde par les différentes compagnies d’électricité. On découvre alors que quelque
soit leur régime de neutre, ces réseaux fonctionnent correctement sous réserve de respecter la
cohérence du régime de neutre et des dispositions associées. Aujourd’hui, la tendance est la suivante:
Haute tension (HTB)
Neutre impédant ou neutre direct à la terre
Moyenne tension (HTA)
Basse tension
EUROPE
ETATS UNIS
AUSTRALIE
ASIE
AFRIQUE
Neutre impédant ou compensé
Neutre direct à la terre
Selon influences
Neutre direct à la terre
‣ Quelques pays exploitent encore des réseaux HTA à neutre isolé: ITALIE, IRLANDE,
RUSSIE, JAPON, ALLEMAGNE…
‣ En GRANDE BRETAGNE les réseaux HTA sont exploités avec des neutres directs à la terre
ou faiblement impédants.
‣ Sur les réseaux HTA ALLEMAND, la pratique était la suivante dans les années 90:
10kV 20kV 30kV
Neutre isolé 9,6% 30409 km 655 km 1052 km
Neutre compensé 85,7% 86779 km 184097 km 14110 km
Neutre impédant 4,7% 11480 km 3988 km 11 km
Certaines compagnies d’électricité ALLEMANDE réfléchissent cependant à l’opportunité de
passer au neutre faiblement impédant sur des réseaux de câbles vieillissants.
‣ Actuellement, les réseaux HTA FRANCAIS sont exploités avec un neutre impédant et résistif.
Afin de répondre aux exigences de qualité et de sécurité, EDF a entrepris depuis le début des
années 90 la migration de ces réseaux vers une exploitation à neutre compensé.
Les démarches initiées par la FRANCE et certaines compagnies ALLEMANDES peuvent
paraître contradictoires. Elles s’expliquent cependant par l’histoire et la constitution de leurs
réseaux HTA.
Dans quelques dizaines d’années, l’exploitant Français devra peut-être réfléchir à une
migration de son régime de neutre compensé vers un régime faiblement impédant ou même
direct à la terre.
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7. En conclusion
Le choix d’un régime de neutre d’un réseau d’énergie électrique s’inscrit dans le cadre plus général de
la recherche de la performance.
Lorsqu’il s’agit de choisir un régime de neutre, il convient de prendre en compte:
La qualité du produit,
La sécurité des biens et des personnes,
La maîtrise des coûts d’investissement et d’exploitation
La décision doit s’appuyer sur des éléments objectifs définis à partir d’une étude de cohérence mettant
en scène la résistance de la prise de terre de référence, la puissance de court-circuit et le capacitif du
réseau.
Le concepteur s’attachera à prendre en compte les particularités et la vocation du réseau et se méfiera
des solutions toutes faites qui, par ailleurs, ont fait leurs preuves. Il étudiera ensuite le plan de
protection associé au régime de neutre en cohérence avec les obligations de qualité et de sécurité.
8. Le livre
Le livre « Les régimes de neutre et les schémas des liaisons à la terre » comporte les chapitres
suivants :
Partie A
Les déséquilibres homopolaires et les régimes de neutre
Chapitre 1 Initiation aux composantes symétriques
Décomposition d’un système électrique ;
Equation générale d’un court-circuit ;
La mesure des composantes symétriques ;
L’utilisation des composantes symétriques ;
Définition d’un système électrique.
Chapitre 2 Les déséquilibres
Les déséquilibres inverses ;
Les déséquilibres homopolaires ;
Synthèse.
Chapitre 3 Les paramètres du réseau
Le schéma équivalent d’un défaut monophasé ;
Les impédances ;
La résistance du défaut ;
Le facteur de mise à la terre ;
Synthèse.
Chapitre 4 Les régime de neutre
Les schémas des liaisons à la terre ;
Les S.L.T et les régimes de neutre ;
Le régime de neutre direct à la terre ;
Le régime de neutre isolé ;
Le régime de neutre impédant :
Le régime de neutre compensé ;
Synthèse.
Chapitre 5 Choix d’un régime de neutre
Description des ouvrages ;
Schéma de l’infrastructure principale ;
Caractéristiques des ouvrages ;
L’étude ;
Synthèse.
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Partie B
Les dispositions associées
Chapitre 6 Les matériels de mise à la terre
Présentation générale des matériels ;
Les transformateurs ;
Les transformateurs de mise à la terre ;
Les bobines d’inductance d’extinction d’arc ;
Les impédances de point neutre ;
Définition d’un dispositif de mise à la terre ;
Synthèse.
Chapitre 7 Les plans de protection contre les défauts à la terre
Présentation d’un plan de protection ;
Les protections homopolaires ;
Les protections à maximum de tension homopolaire ;
Les protections à maximum d’intensité homopolaire ;
Les protections à maximum de puissance homopolaire ;
Les relais directionnels de courant homopolaire ;
Le plan de protection et le neutre compensé ;
Les automatismes réenclencheurs ;
Les disjoncteurs shunts.
Chapitre 8 L’exploitation des ouvrages
Les essais ;
L’exploitation des réseaux ;
L’exploitation d’un réseau en régime perturbé ;
Etudes de perturbations particulières ;
Synthèse.
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