Les protections à maximum d’intensité

Par Jean R

La question de l’élimination des courts-circuits (appelés souvent « défauts » par les exploitants de réseaux électriques) se pose depuis le début de l’utilisation de l’électricité.

Un court-circuit provoque habituellement une augmentation du courant électrique, (jusqu’à plusieurs dizaines de milliers d’ampères) ainsi qu’une baisse de la tension. S’il n’est pas éliminé rapidement, les effets thermiques et mécaniques de la surintensité, éventuellement de l’arc électrique et de la chute de tension, entrainent des destructions de matériels : générateurs, transformateurs, structures de postes… Une mauvaise élimination peut aussi entrainer des coupures d’alimentations, de plus ou moins grande ampleur.

Cette augmentation d’intensité est le principe de fonctionnement des protections à maximum d’intensité (en abrégé : max de I). On mesure la valeur de l’intensité transitant dans un ouvrage et si celle-ci dépasse une valeur fixée, l’ordre d’ouverture d’un disjoncteur est donné. Pour éviter un déclenchement intempestif sur une surintensité transitoire (démarrage de moteur, enclenchement de transformateur, par exemple) cet ordre est temporisé (typiquement de quelques centaines de ms).

Cette simplicité de fonctionnement associée à sa rapidité fait de ce type protection l’une des plus anciennes (figure 1) et des plus utilisées notamment dans les réseaux moyenne tension.

Les qualités de la protection à maximum d’intensité sont contrebalancées par des difficultés à assurer la sélectivité (une protection est sélective si elle ne déclenche que l’ouvrage en défaut) et à les utiliser sur un réseau maillé.

Sur la même portion de réseau, examinons deux localisations de défauts :

L’impédance du transformateur induit une différence entre les valeurs de courant de court-circuit pour des défauts en 1 ou en 2. Le courant de défaut 2 est plus faible que le courant du défaut 1 car l’impédance pour rejoindre la terre est beaucoup plus faible dans le cas 1 que dans le cas 2 dans lequel il faut en plus traverser l’impédance du transformateur.
En fonction des caractéristiques des ouvrages cette différence d’intensité peut s’avérer suffisante pour assurer la sélectivité.

Par contre si l’on se trouve dans le cas suivant :

Les 2 protections voient le même courant de court-circuit, il faut donc jouer sur un autre paramètre que la valeur du courant pour assurer la sélectivité.
Une première solution est de retarder le déclenchement de la protection 1 d’un intervalle de sélectivité (typiquement 300ms). Cette solution peut avoir pour désavantage de maintenir le court-circuit un temps long pour des défauts proches de la source, surtout si l’on a plusieurs protections en cascade.
On peut alors faire appel à une protection « à temps inverse » dont le temps de déclenchement diminue lorsque le courant augmente ou bien utiliser un schéma avec un échange d’informations entre protections qui suppose alors de disposer de moyens de communication entre protections.

Le cas d’un réseau maillé illustré par la figure suivante est plus encore complexe.

Le courant dans le court-circuit peut provenir des postes A ou B avec des valeurs qui ne sont pas toujours suffisantes pour permettre un déclenchement des protections mais dont la somme au niveau du court-circuit n’est pas tolérable pour l’exploitation du réseau.
La protection à maximum d’intensité, même avec des schémas complexe d’échange d’informations, devient alors trop limitée pour assurer une élimination correcte des défauts, il faut faire appel à d’autres types de protection (protection de distance, protection différentielle).