Les résistances de point neutre 3.1.1 Constitution

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Les résistances de point neutre
Lorsque l’on souhaite limiter fortement le courant dans le neutre du réseau, on utilise une résistance de point
neutre. Les risques de résonance parallèle ou série sont alors inexistants.
Ces résistances sont connectées entre le neutre du réseau et la terre
Insertion dans le neutre du
transformateur Neutre artificiel crée par une bobine triphasée
3.1.1 Constitution
Aujourd’hui, les résistances, en acier
inoxydable, sont isolée dans l’air et
insérée dans une enveloppe métallique
protégée de la corrosion qui contient
également les transformateurs de
courant chargés d’alimenter les
protections.
Eléments GRIDEX U
photos « LE METAL DEPLOYE »
:Résistance le METAL DEPLOYE
Tn
TcH
Détection des défauts
résistants
Détections des courts-
circuits à la terre

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3.1.2 Caractéristiques électriques
 La tension assignée
C’est la tension pour laquelle est déterminée la résistance. Elle a généralement pour la valeur V= Us / 3
Us est la tension maximale de Service.
 La résistance
La valeur de la résistance est calculée pour une température spécifiée. Elle est mesurée en courant continu.
La valeur de l’impédance mesurée en courant alternatif devra être spécifiée. Elle doit normalement être très
proche de la valeur de la résistance.
 La tenue thermique
Elle doit être adaptée aux conditions d’exploitation les plus sévères. Elle dépend du plan de protection et des
cycles d’automatismes associés. La tenue thermique en régime continu est représentée par la fonction
t (I) = W
RI
²
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
0
10 20 30 40 50 60 70 80 90
100 110 120 130 140 150 160 170 180 190 200 210 220 230 240 250 260 270 280 290 300 310
5 A en permanence
s
RPN 40 Ω pour réseau 20 kV
18.10
6
Joules
A
Certaines pratiques d’exploitation peuvent générer des contraintes thermiques hors normes susceptibles de
provoquer un vieillissement prématuré de la résistance et la rupture de celle-ci. Les conséquences peuvent être
graves:
 Fonctionnement du réseau à neutre isolé, défaillance du plan de protection , augmentation des surtensions
dynamiques.
 Amorçage et shuntage de la résistance, augmentation du courant de défaut, surtension sur les prises de terre.
Certains exploitants équipent les résistances de dispositifs chargés surveiller l’état de la résistance ainsi que les
contraintes qui lui sont imposées.
3.1.3 Paramètres intervenant dans le dimensionnement de la résistance:
 Valeur maximale du courant permanent susceptible de circuler dans la résistance.
En fonctionnement normal, le réseau fournit un courant homopolaire permanent appelé parfois « bruit du
réseau ». Celui-ci est composé d’une part d’un courant 50 Hz1 dû au déséquilibre homopolaire de capacité des
lignes et d’autre part des courants harmoniques injecté dans le réseau par les charges et les transformateurs. A
certains moments de la journée, ce bruit peut atteindre quelques ampères.
Dans le cas de défauts non détectés par le plan de protection2, un courant de faible valeur peut traverser la
résistance durant un temps assez long. Il peut alors être assimilé à un transit permanent qui s’ajoute au bruit du
réseau.
Il est évident que la résistance de point neutre doit pouvoir tenir sans dommage de telles valeurs de courant.
Sous l’effet de ces courants, la résistance dissipe une énergie thermique Wi qui doit être prise en compte pour
spécifier les régimes de fonctionnement. La température de la résistance dépend alors du bilan énergétique Wp =
Wi-Wa où Wa représente la compensation thermique par l’environnement.
1 50 Hz ou 60 Hz suivant les pays.
2 Défauts très résistants ou conducteur tombé coté charge.

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 Courant maximal de neutre.
Lors d’un défaut de très faible résistance, le courant de neutre peut atteindre une valeur I = Us
R. 3 .
Ce courant va développer une énergie W= ∫RI²t dépendant du cycle d’automatisme. La contrainte thermique
induite par le court-circuit s’ajoute alors à celle provoquée par le courant permanent.
Il faut noter que durant un cycle d’automatisme, la résistance prend des valeurs qui dépendent de sa température
θ° telle que Rθ° = R0 (1+ αt°) où α ≈ 10-3 Ω/°C et t° l’élévation de température.
Par les spécifications HN 64-S-50, EDF précise que le courant de neutre ne doit pas excéder 300 A en réseau
rural et 1000 A en réseau urbain. De ces valeurs, on déduit aisément la valeur de R0.
 Conditions d’échauffement de la résistance
Les résistances doivent répondre à des spécifications de température déterminées en fonction des cycles
d’automatismes.
Exemple:
Les réseaux HTA aériens Français disposent de protections et d’automatismes assurant l’élimination
automatique des défauts. Il existe essentiellement deux cas ou les résistances peuvent être mise en contraintes.
 Cas d’un défaut peu résistant détecté par les protections sélectives
Lorsque le défaut n’a pas été éliminé par le cycle d’automatisme, l’exploitant doit effectuer des manoeuvres et
des essais afin de localiser le défaut. Lorsque ces opérations sont effectuées par téléconduite, la résistance peut
subir des contraintes thermiques du fait qu’elle n’a pas eu le temps de se refroidir suffisamment entre le
déclenchement définitif et la première manoeuvre.
On peut rencontrer également des phénomènes d’avalanche lors d’évènement climatique (givre, orage, dépôt de
sel ....). Il existe alors un risque de destruction de la résistance. On pourrait alors recommander la mise hors
tension du réseau affecté par ces évènements heureusement exceptionnels3
 Défaut non détecté par les protections sélectives
La mise hors tension d’un défaut résistant, par la protection amont4, peut être réalisée en trois minutes. Si l’on
examine la caractéristique thermique de la résistance, l’intensité autorisée durant ce temps ne doit pas excéder 50
A. L’exploitant sera ensuite conduit à effectuer des manoeuvres et des essais afin de localiser le défaut. Ce sont
généralement ces manoeuvres qui apportent le plus de contrainte thermiques sur la résistance.
La spécification HN-64-S-50 défini un cycle d’essais à 3 stades pour une température ambiante de 40°.
 Stade « a » La résistance est parcourue par un courant de 5 A jusqu’à l’équilibre des températures.
Cet essai simule l’action du courant permanent dans la résistance.
 Stade « b » La résistance est parcourue par un courant de 20 A pendant 10 mn. Ce fonctionnement
correspond à une contrainte pouvant apparaître durant une recherche de défaut résistant.
 Stade « c » La résistance est alimentée sous sa tension assignée (12kVsur un réseau 20 kV) pendant 5s.
5s représente le temps maximal continu nécessaire pour l’élimination d’un défaut de faible résistance.
Tout au long de son exploitation, la résistance doit pouvoir supporter un cycle nominal « stade a + stade b +
stade c ». La répétition de ce cycle est cependant conditionnée à des intervalles de repos permettant un
refroidissement complet. Comme nous l’avons vu plus haut, c’est ce dernier point qui pose le plus de problème.
3 La remise sous tension pourrait cependant s’avérer difficile.
4 On se reportera au livre 2

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Lorsque ces opérations sont réalisées sur l’enroulement comprenant le régleur, les mesures doivent être
effectuées pour les prises extrêmes et sur la position médiane.
Ce montage permet de contrôler le dispositif de détection des défauts résistants (TCH) généralement inséré dans
la connexion de mise à la terre de la résistance.
On peut également vérifier le transformateur de courant de neutre (TCN) si celui-ci ne présente pas un trop fort
rapport de transformation. Il est préférable cependant d’effectuer, à l’aide d’un transformateur de débit, une
injection de courant correspondant au courant nominal primaire du TC.
Les inductances de point neutre
En présence d’un fort capacitif homopolaire, Une inductance pure peut poser des problèmes d’exploitation.
 Il existe des conditions de résonance parallèle5 susceptibles de perturber les plans de protection constitués de
relais à maximum d’intensité. Le tableau ci-dessous permet d’évaluer les risques de résonance parallèle sur un
réseau 20 kV constitué de câbles.
Impédance du neutre HTA 8j 12j 40j 80j
Longueur de câbles HTA 500 km 330 km 100 km 50 km
On constate que ces risques sont réels pour des inductances de neutre de moyennes ou de grandes valeurs. Les
plans de protection constitués de relais à maximum d’intensité résiduelle sont alors inadaptés.
On réservera donc les inductances pures aux réseaux constitués de lignes aérienne où pour ceux exploités avec
une faible limitation de courant de neutre (réseaux urbains par exemple).
 Il existe également des conditions de résonance série6 pouvant mettre en danger l’isolement du neutre du
transformateur lorsque celui-ci est utilisé.
Rappelons que les conséquences de cette résonance sont d’autant plus contraignantes que l’impédance
homopolaire du réseau est fortement capacitive et que la puissance de court-circuit au point de défaut est faible.
Afin de préserver le transformateur, l’exploitant préfère souvent utiliser un dispositif complémentaire chargé de
créer un point neutre artificiel. Le transformateur n’intervient alors plus dans la limitation des déséquilibres
homopolaires.
Dans tous les cas, elles doivent offrir une résistance mécanique aux efforts électrodynamiques provoqués par les
courants de court-circuit et être spécifiés pour supporter un grand nombre de défauts dans les conditions les plus
sévères pendant leur vie en exploitation7.
Leurs spécifications générales sont définies par la norme NF EN 60289.
5 On se reportera au Livre 1 chapitre 3.3.4
6 On se reportera au Livre 1 chapitre 3.3.6
7 L’histoire de ces matériels doit apparaître dans la documentation technique.

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3.1.4 Les inductances monophasées
Ces matériels sont connectées entre le neutre du réseau et la terre.
Par rapport aux résistances, elles présentent l’avantage d’être plus robustes, d’être moins encombrantes et ne
nécessitent 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 comprenant des cales et
des tirants chargés de compenser les efforts électrodynamiques produit par les courants de court-circuit. Le
refroidissement est obtenu par circulation d’air entre les spires.
L’ensemble est installé sur un châssis dont le rôle essentiel est d’isoler
la bobine du sol et de mettre le personnel d’exploitation hors de portée
les parties actives. Les conditions d’installation en fonction de la
tension nominale sont définis à partir des normes de sécurité (C18510
de l’UTE par exemple).
Dans les installations EDF par exemple, la base de la jupe d’isolateur
inférieure assurant le support d’une l’inductance HTB est à 2,25m du
sol. La distance au sol de la connexion HTB est de 2,25 +0,0075 U8 et
doit être dans tous les cas supérieure à 3m.
L’isolement de la borne haute tension doit être celui de la borne neutre
du transformateur. L’isolement coté terre doit être suffisamment
importante pour éviter que le courant de défaut ne transite par le
châssis.
Les inductances sont caractérisées par un facteur de qualité L
R
ω
et une
valeur d’impédance Z déterminée en fonction du courant de maximal
admissible dans le neutre et des caractéristiques électriques du réseau.
Afin de pouvoir installer ces inductances au sol tout en garantissant la sécurités des personnes, on peut
immerger l’inductance dans une cuve remplie d’un diélectrique liquide (généralement de l’huile).Les dispositifs
de fixation sont alors constitués de shunts magnétiques chargés de préserver la cuve de la circulation du flux
produit par la bobine.
A titre indicatif, le tableau ci-dessous regroupe les caractéristiques des inductances monophasées équipant les
neutre des réseaux de transport 90 kV et 63 kV Français.
Tension du réseau impédance courant de neutre
isolement coté ligne isolement coté terre
90 kV
j35Ω
1500 A 100 kV 17,5 kV
63 kV
j50Ω 720 A 72kV 17,5 kV
Le courant de neutre spécifié correspond à la valeur maximale que la bobine est capable de tenir durant un cycle
d’applications également spécifié.
Ces inductances doivent pouvoir supporter quatre applications de courant de 5s suivant un cycle conformes aux
pratiques d’exploitations d’EDF:
8 U = 100 kV pour un réseau 90 kV