La protection des transformateurs de distribution

Appareils de coupure
La protection des transformateurs de
distribution
Yvan Tits, Laborelec; André Even, EvenConsults
Résumé
Les transformateurs de distribution sont présents en grand nombre dans tous les environnements urbanisés. Ils
doivent être protégés efficacement pour assurer la sécurité des biens et des personnes, en particulier au niveau
des risques d’incendie car la majorité de ces transformateurs sont immergés dans des cuves remplies d’huile
minérale.
La coupure des courants par fusibles et la coupure par disjoncteur sont deux méthodes qui différent fondamentalement quant au principe de fonctionnement, chacune des technologies ayant ses avantages et inconvénients.
L’application à la protection des transformateurs de distribution est à la croisée de ces deux techniques et, selon
la taille des transformateurs à protéger, il est fait appel à l’une ou à l’autre. La connaissance des mécanismes
de défaut interne et de leur évolution est fondamentale dans le choix du type de protection.
Les règles de bonne pratique diffèrent selon qu’il s’agit de distribution publique ou d’installations privées. Dans
la deuxième partie de cet article, on donne un aperçu de ces règles telles qu’elles sont définies et validées dans
les publications.
Samenvatting
Distributietransformatoren zijn aanwezig in grote aantallen in alle stedelijke omgevingen. Ze dienen efficient
beveiligd te worden om de veiligheid van personen en goederen te verzekeren, in het bijzonder op het niveau van
brandgevaar omdat de meerderheid van deze transformatoren in kuipen met minerale olie onderdompeld zijn .
De onderbreking van de foutstromen door smeltzekeringen of vermogenschakelaars zijn twee methoden waarvan het werkingsprincipe fundamenteel verschilt. Elke technologie heeft zijn voor-en nadelen. De toepassing
van de beveiliging van de distributietransformatoren ligt op de kruising van deze twee technieken en,
afhankelijk van de grootte van de te beschermen transformatoren, wordt het ene of het andere gebruikt.
Kennis van interne foutmechanismen en de evolutie ervan is van fundamenteel belang bij het kiezen van de
gepaste bescherming. De regels van goede vakmanschap verschillen in openbare distributie en in privefaciliteiten. In het tweede deel van dit artikel geven we een overzicht van deze regels, zoals ze gedefinieerd en
gevalideerd worden in de literatuur.
Summary
Distribution transformers are present in large numbers in all urban environments. They must be adequately
protected to ensure the safety of persons and property, particularly at the level of fire risk because the majority
of these transformers are immersed in tanks filled with mineral oil.
The current cutoff by fuses and circuit breaker are two methods that differ fundamentally in principle of
operation, each technology having its advantages and disadvantages. The application to the protection of distribution transformers is at the crossing of these two techniques and, depending on the size of the transformers
to protect, the one or the other is used.
Knowledge of internal failure mechanisms and their evolution is fundamental in choosing the appropriate type
of protection. The rules of best practice differ for public distribution and private facilities. In the second part of
this article, we give an overview of these rules as defined and validated in the literature.
Revue E tijdschrift– 125me année/125ste jaargang – n° 2-2009 (juin/juni 2009)
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Schakelapparatuur
Introduction
Cet article traite des transformateurs
dans la gamme de 100 à 1000 kVA qui
sont largement utilisés dans les
réseaux de distribution publique pour
l’alimentation des réseaux basse tension (BT) et dans les installations privées raccordées en HT. Ils méritent une
attention particulière à plusieurs
titres.
Ils sont souvent installés au cœur de
bâtiments dont la sécurité peut être
mise en danger en cas d’avarie grave.
Le risque d’incendie est très présent à
l’esprit du législateur et des exploitants, y compris le fait que le transformateur est susceptible de jouer le rôle
de combustible passif dans de telles circonstances.
Ils sont aussi utilisés en très grand
nombre; l’ordre de grandeur du nombre
d’unités en service en Belgique est de
100.000 et, dans l’absolu, cela augmente
forcément les risques. Par ailleurs c’est
aussi une raison pour concevoir une
protection qui assure la sécurité tout en
restant aussi économique que possible.
La préoccupation vient principalement
des transformateurs à bain d’huile,
c-à-d ceux dont les parties actives sont
immergées dans une huile minérale
isolante. Il s’agit de prendre les précautions pour éviter qu’en cas de défaut
interne au transformateur, il y ait rupture de la cuve et projection d’huile et
de flammes. Le rôle de la protection est
donc d’empêcher ce qu’il est convenu
d’appeler des manifestations extérieures qui mettraient en péril les
locaux environnants et les personnes
qui s’y trouvent.
Dans sa nomenclature des surintensités contre lesquelles il faut protéger les
machines électriques, le RGIE distingue les courants de surcharges, les
courants de défauts impédants et les
courants de courts-circuits. Concernant
ces derniers, en particulier en cas de
court-circuit dans les circuits alimentés
par les transformateurs, et donc un
court-circuit externe au transformateur, l’intégrité de celui-ci est assurée
par les exigences de la norme et
dûment vérifiée par des essais en vraie
grandeur. Du point de vue de la tenue
du transformateur, il faut que le courtcircuit externe soit éliminé dans un
délai de 2 s ce qui est à la portée de
10
Fig. 1: Oscillogramme de coupure par fusible
l’appareillage. Cette tenue aux courtscircuits externes est un aspect important de la conception des transformateurs, mais ce sujet (actuellement bien
maîtrisé) sort du cadre du présent
article qui se concentre sur l’élimination des autres types de surintensité.
transformateurs dans les cabines
privées (cabines clients) et enfin les
dispositions spécifiques à l’usage des
transformateurs secs (par opposition
aux transformateurs à bain d’huile).
La question de la protection se pose
aussi parce qu’il y a deux types d’appareillage utilisés pour la coupure des
surintensités en amont des transformateurs de distribution, à savoir les
fusibles combinés avec un interrupteur
et les disjoncteurs. Chacun de ces matériels a ses avantages et inconvénients
et il se trouve que l’application «protection des transformateurs de distribution» se positionne en plein dans la zone
frontière délimitant les domaines préférentiels d’application de l’une et l’autre
de ces technologies. Il y a matière à
réflexion si l’on veut opérer le meilleur
choix. Comme on le verra par la suite,
cela se traduit concrètement par des
logigrammes permettant effectivement
d’adopter les meilleures pratiques. Les
particularités de ces types d’appareillage
seront exposées ci-dessous, en préliminaire à la description du comportement
des transformateurs en cas de défaut.
Il y a une grande différence entre les
principes de coupure mis en jeu dans
les fusibles d’une part et dans les disjoncteurs d’autre part. Les fusibles dont
il est question ici sont les fusibles limiteurs1 qui ont pour caractéristique
principale d’interrompre les surintensités dans des temps très courts. La technique mise en œuvre consiste à développer à l’intérieur du fusible, dès la
fusion de l’élément conducteur, un arc
électrique de grande longueur (grâce au
développement spirale du fil fusible),
énergiquement refroidi par le sable de
remplissage, avec une tension d’arc
bien supérieure à la tension de service.
Cette force contre-électromotrice qui se
développe dès la première milliseconde
de la fusion force la diminution du courant et l’éteint extrêmement rapidement. La durée d’arc n’est que de
quelques millisecondes, le temps total
de coupure est quant à lui influencé par
la durée de fusion de l’élément fusible
(temps de pré-arc) qui dépend de l’intensité du courant à couper (=> courbes
temps courant de pré-arc).
Les principes de protection sont basés
sur l’expérience concernant le comportement des transformateurs en défaut.
Nous exposerons également les enseignements que l’on peut retenir d’une
campagne d’essais en vraie grandeur et
qui a été à la base d’une réflexion sur
les pratiques à adopter.
Ensuite, nous passons en revue les dispositions qui s’appliquent aux 3 cas de
figure principaux, à savoir les transformateurs de distribution publique, les
Les combinés interrupteur-fusible
Il en va tout autrement de la coupure
dans un disjoncteur qui maîtrise le courant non pas en développant une force
contre-électromotrice élevée, mais en
refroidissant et soufflant l’arc de
1 La catégorie des ‘fusibles limiteurs’ s’oppose
à celle des ‘fusibles à expulsion’ qui n’est pas
utilisée en Europe.
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Appareils de coupure
Limitation en tension
Fig. 2: Oscillogramme de coupure par disjoncteur
manière à le rendre suffisamment
instable pour qu’il s’éteigne à l’occasion
du passage naturel par zéro. Le temps
de coupure par un disjoncteur résulte
de la concaténation du temps de fonctionnement du relais de protection, du
temps d’ouverture mécanique et de
séparation des contacts et enfin du
temps d’arc.
Typiquement, là où un fusible maîtrise
le courant de défaut en 5 ms, il en
faut 80 au disjoncteur (cfr Figs. 1 et 2
extraites de [3] )
Le point fort des fusibles est d’assurer
une élimination très rapide des grands
courants et de limiter de façon très
spectaculaire les conséquences des
défauts puisque l’énergie libérée dans
le défaut est en première approximation directement proportionnelle à l’intensité et à la durée du défaut. De ce
point de vue, les fusibles ont un avantage
notable par rapport aux disjoncteurs.
L’effet limiteur est lié à la longueur de
l’arc qui se développe dans le fusible;
dans le volume confiné d’un fusible, la
longueur de l’arc ne peut être augmentée indéfiniment sans perdre le contrôle. D’autre part, après fonctionnement
du fusible, il faut obtenir une rigidité
diélectrique suffisante entre les pôles
de l’appareil. En pratique, ceci limite
l’usage des fusibles à la gamme des
‘moyennes tensions’ jusqu’à 36 kV. Ce
n’est donc pas une contrainte pour l’application en distribution.
Limitation en courant
L’élément fusible est parcouru par le
plein courant du circuit à protéger. Cela
provoque une dissipation de chaleur
qui, en régime normal, peut dépasser
100 W par fusible, soit 300 W par cellule triphasée. C’est un problème potentiel qui est d’autant plus aigu que le
courant assigné du fusible est élevé.
C’est pourquoi, l’utilisation de fusibles
est limitée dans une gamme de courants qui va environ de 16 à 100 A.
Il y a cependant plusieurs facteurs qui
limitent ou en tout cas compliquent
l’utilisation des fusibles.
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Schakelapparatuur
Fig. 3: Fusibles dont un avec
percuteur sorti
Non-fonctionnement en protection
contre les surcharges
La maîtrise de l’arc qui se développe
après la fusion de l’élément fusible
repose d’une part sur une bonne distribution des points de fusion le long de
l’élément fusible et un refroidissement
énergique par le sable de remplissage
(création de « fulgurite » par fusion du
sable). Dans la zone des faibles courants, ces phénomènes sont instables et
le fusible ne va pas réussir à limiter et
maîtriser le courant. Il va ‘exploser’ et
constituer lui-même un défaut électrique.
Cette caractéristique importante du
comportement des fusibles HT est parfois méconnue et pourtant il est essentiel d’en tenir compte: les fusibles HT
ont un courant minimum de coupure
(désigné par I3 dans les caractéristiques) c’est à dire que dans la zone des
Fig. 4: Réalisations ancienne et moderne de combinés interrupteurs fusibles
courants entre le courant assigné du
fusible et ce courant minimum coupure,
le fusible est en danger. En aucun cas il
ne peut être considéré pour assurer la
protection contre les surcharges.
Combinaison du fusible avec un
interrupteur
Pour remédier à cet inconvénient
majeur le fusible va être combiné à un
interrupteur qui possède les qualités
complémentaires, à savoir qu’il est
capable de couper des surintensités
dans la gamme des courants peu élevés.
En combinant les capacités de coupure
de l’interrupteur et du fusible, on peut
couvrir de manière très efficace la
gamme complète des surintensités.
Le fonctionnement des fusibles est
autonome puisque c’est la surintensité
elle-même qui déclenche le processus
de coupure. Il n’en va pas de même d’un
interrupteur qui requiert un signal et
une source d’énergie extérieure pour
opérer la manœuvre d’ouverture. Les
interrupteurs sont le plus souvent
munis d’une commande manuelle à ressort qui, au moment de la manœuvre de
fermeture, accumule l’énergie nécessaire
à la manœuvre d’ouverture qui pourra
être déclenchée ultérieurement par
impulsion mécanique ou électrique.
Dans les «combinés interrupteurfusibles» le déclenchement d’ouverture
est obtenu par l’action des percuteurs
(voir Fig. 4) libérés par les fusibles à
l’instant même où le fil fusible fond.
Grâce à cette action rapide, si le fusible
est en difficulté à la suite d’une surintensité inférieure à son courant minimum de coupure, il est «sauvé» par l’interrupteur qui maîtrise et interrompt
proprement le courant. Par contre, si la
surintensité est très forte, le fusible a
terminé la coupure bien avant que les
contacts de l’interrupteur aient eu le
temps de se séparer et de mettre ce dernier en difficulté. La combinaison de
ces deux modes de coupure donne un
appareil remarquablement économique
et fiable.
L’application des combinés interrupteur-fusible pour la protection des
transformateurs nécessite de respecter
plusieurs règles concernant le choix des
courants nominaux des fusibles.
Fonctionnement en régime normal
Fig. 5: Oscillogramme de coupure par disjoncteur
12
Le courant du transformateur ne doit
pas dépasser le courant nominal des
fusibles utilisés. Le choix doit être fait
en prenant en compte les surcharges
admissibles sur les transformateurs
ainsi que le déclassement éventuel lié à
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Appareils de coupure
l’échauffement additionnel lorsque les
fusibles sont logés dans des alvéoles et
ne sont pas refroidis au contact de l’air
ambiant. Le déclassement dû à cet effet
thermique dépend du type de fusible et
du type d’appareillage dans lequel le
fusible est placé. L’utilisateur se référera
aux indications du constructeur à ce
sujet.
Passage des courants
d’enclenchement
Lorsqu’on enclenche un transformateur, le transitoire de magnétisation
crée un appel de courant élevé («inrush
current») qui se maintient et met plusieurs secondes avant de disparaitre
totalement. Il faut évidemment que les
fusibles s’abstiennent de fonctionner à
l’occasion de l’enclenchement et donc ne
soient pas trop rapides dans cette zone
de courant.
Coordination entre les capacités
de coupure de l’interrupteur et des
fusibles
Pour une surintensité dépassant le
pouvoir de coupure de l’interrupteur, il
faut que les fusibles soient suffisamment rapides pour couper le courant
avant que l’interrupteur n’entre en
action. Dans ce contexte, on utilise la
notion de courant de transition. Pour
une combinaison particulière d’interrupteur (caractérisé par son délai
mécanique d’ouverture) et de fusible
(caractérisé par sa courbe de
temps/courant et les tolérances sur
cette courbe), le courant de transition
est le courant de défaut triphasé le plus
élevé pouvant donner lieu à une coupure par fusible sur une phase, suivie par
une coupure par l’interrupteur sur les
autres phases. Les normes donnent une
règle simple pour déterminer ce courant de transition pour une combinaison particulière d’interrupteur et de
fusible. Une caractéristique importante
de l’interrupteur est le courant de transition maximum qu’il peut prendre en
charge, il s’agit du courant de transition assigné de l’interrupteur. Lors de
l’application, l’utilisateur vérifie que le
courant de transition effectif est bien
inférieur au courant de transition assigné de l’interrupteur utilisé.
Pouvoir de coupure au secondaire des
transformateurs: en cas de défaut franc
au secondaire des transformateurs, la
dynamique2 du circuit concerné n’est
Fig. 6: Essai de vérification d’une chaîne de protection intégrée au disjoncteur
pas compatible avec le pouvoir de coupure des interrupteurs. Pour éviter de
solliciter indûment l’interrupteur il
faut donc que le courant de transition
propre à l’application concernée soit
inférieur au courant de court-circuit
franc au secondaire du transformateur.
Un défaut au secondaire du transformateur doit être éliminé le plus
rapidement possible, y compris dans le
cas d’un défaut monophasé. La limite
ultime est que le défaut monophasé soit
éliminé en moins de 2 s.
La combinaison de ces contraintes,
telles qu’illustrée dans l’exemple de la
Fig. 5, laisse peu de marge sur le choix
du fusible à utiliser. La difficulté est
d’autant plus réelle que les caractéristiques temps/courant de pré-arc des
fusibles HT (ou courbes de fusion) ne
sont pas normalisées. Dans la série R10
des courants normalisés (16, 20, 25, 32,
40, 50, 63, 80, 100, 125) il n’y a parfois
qu’une valeur qui respecte l’ensemble
des contraintes. L’utilisateur est donc, à
défaut d’avoir lui-même fait la
démarche complète de sélection,
contraint de suivre les indications du
constructeur et ne pas improviser
quant à l’utilisation des fusibles.
Avantages
Par comparaison avec la protection par
fusibles où il faut remplacer les fusibles
après fonctionnement sur défaut, le disjoncteur a un avantage pratique évident puisque le ré-enclenchement peut
être effectué dès que la cause du défaut
a été identifiée et éliminée, sans intervention d’un opérateur sur l’appareil de
coupure pour remplacer des éléments.
La réalisation d’ensembles compacts
avec des disjoncteurs est d’autant plus
aisée qu’il ne faut pas prévoir toutes les
sécurités nécessaires pour accéder aux
fusibles HT sans mettre l’installation
hors service.
Le pouvoir de coupure des disjoncteurs
couvre facilement toute la gamme des
surintensités, y compris dans la zone
des courants de surcharge, ce qui n’est
pas le cas pour les fusibles.
L’utilisation d’une chaîne de protection
complète avec capteur de courant,
relais et disjoncteur permet de réaliser
des fonctions plus complètes et plus
facilement paramétrables.
Particularités
La protection par disjoncteur
Une des particularités dont il faut s’accommoder, c’est la nécessité de prévoir
une alimentation du relais de protection, alors que les appareils sont placés
dans des cabines qui ne disposent pas
de source de tension sécurisée (atelier
La protection par disjoncteur a des
avantages et des inconvénients.
2 Plus précisément, la tension transitoire de
rétablissement après coupure.
Moyennant le respect de ces règles, l’utilisation du combiné interrupteur-fusible
pour la protection des transformateurs
est un moyen efficace et économique.
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Schakelapparatuur
d’énergie – redresseur/batterie). La
solution ancienne consistait à utiliser
des «relais directs», soit des capteurs de
surintensité, directement placés sur les
conducteurs parcourus par le courant
de service et donc mis au potentiel de
ces conducteurs (le réglage ne peut se
faire qu’après mise hors service de la
cellule) et actionnant mécaniquement le
déclenchement à l’aide d’une tringlerie
isolante. Cette technologie est actuellement abandonnée.
Par opposition, on désigne par protection indirecte la chaîne de protection
avec transformateur/capteur de courant assurant l’isolation entre le circuit
principal et le circuit de protection proprement dit.
La question de l’alimentation des relais
n’est pas résolue pour autant, sauf à
utiliser une chaîne de protection autonome dans laquelle l’énergie nécessaire
au fonctionnement du relais de protection est prélevée sur le courant de service au travers du capteur de courant.
Généralement, la chaîne de protection
autonome est intégrée, c-à-d incluse
dans le module disjoncteur, on parle
alors de disjoncteur à protection intégrée, l’ensemble étant totalement autonome et parfaitement adapté à l’usage
dans une cabine de distribution.
Inconvénients
La Fig. 2 illustre parfaitement le désavantage de la protection par disjoncteur: le temps d’élimination des surintensités élevées est nettement supérieur à celui que l’on peut obtenir avec
des fusibles. Le temps d’élimination du
défaut est la somme de trois composantes:
– le temps de réaction du relais;
– le temps d’ouverture mécanique et de
séparation des contacts;
– le temps d’arc.
Le temps d’arc est typiquement d’une
dizaine de ms; combiné avec le temps
de séparation des contacts, le temps
propre au disjoncteur (entre réception
de l’impulsion de déclenchement et
extinction de l’arc) est typiquement de
60 à 70 ms mais il existe des disjoncteurs rapides («commandes 1 cycle»)
pour lesquels le temps est de 30 ms.
Le relais quant à lui doit traiter numériquement le signal courant transmis
14
A noter aussi que pour des relais autonomes, il y a un courant minimum en
dessous duquel le relais n’est pas suffisamment alimenté et en pratique il est
très difficile de déclencher pour des
niveaux correspondant à 200 kVA.
Au total, on peut considérer qu’avec les
technologies appliquées dans les
cabines de distribution, les temps d’élimination des défauts par disjoncteurs
sont de:
– 60 à 90 ms pour les disjoncteurs
«rapides»;
– 90 à 135 ms pour les disjoncteurs
«classiques».
Fig. 7: Transformateur à bain d’huile
par les capteurs. On comprend bien que
le temps de traitement est de l’ordre de
grandeur de la période d’un signal
50 Hz, à savoir 20 ms. En réalité, le
temps de réaction est de 30 à 50 ms, en
tout cas pour un relais qui, au moment
du défaut, dispose de la réserve d’énergie
nécessaire à son fonctionnement.
A ce sujet, 3 situations se présentent:
– Relais ‘dual-powered’: outre l’alimentation par le courant de service le relais
est alimenté par une source externe,
non-fiabilisée, prise par exemple sur le
réseau de distribution BT ; la combinaison des deux sources assure une fiabilité totale et un fonctionnement accéléré
lorsque la source externe est disponible,
c-à-d pratiquement dans tous les cas.
– Protection autonome dans la situation où le courant de service avant le
défaut est suffisant pour alimenter le
relais.
– Protection autonome dans la situation où le courant de service avant le
défaut est insuffisant pour alimenter le
relais ; le système prélève l’énergie sur
le courant de défaut, ce qui ajoute un
délai supplémentaire.
Dans ces trois cas, les temps de fonctionnement de la chaine de protection
sont:
Relais ‘dual powered’ alimenté
30 – 50 ms
Relais autonome, «pré-chargé»
30 – 55 ms
Relais autonome, non «pré-chargé»
35 – 65 ms
Comportement des transformateurs
(à bain d’huile) en défaut
Le danger que l’on veut éviter dans le
cas des transformateurs de distribution
à bain d’huile est l’initiation d’un incendie qui pourrait résulter de la rupture
de la cuve suite à un défaut interne et
la projection de flammes et d’huile.
L’expérience que l’on a de la protection
des transformateurs de distribution est
très rassurante à ce sujet et les mécanismes qui entrent en jeu sont bien
connus. Une étude poussée a été faite
(cfr [2]) afin de confirmer la pertinence
des pratiques courantes qui ont été
ultérieurement formalisées et codifiées
(cfr chapitres suivants).
Les transformateurs de distribution à
bain d’huile sont actuellement (quasi
sans exception) de type hermétique à
remplissage intégral. Cela signifie que
la cuve est soudée (ou hermétiquement
boulonnée) et est conçue pour assurer
une étanchéité tout au long de la durée
de vie du transformateur, soit plus de
30 ans. Le remplissage de la cuve se fait
sous vide de manière à éviter la présence
de matelas gazeux sous la face supérieure de la cuve.
Un tel design implique que la cuve soit
suffisamment flexible pour s’adapter
aux variations de volume dues à la dilatation thermique de l’huile. C’est le cas
grâce aux ailettes de refroidissement
qui forment les parois latérales et sont
conçues pour se déformer légèrement
(mais de façon nettement visible) et
limiter la montée en pression.
Typiquement, la montée en pression
dans les conditions extrêmes de tempé-
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Schakelapparatuur
rature est de l’ordre de 0.2 Bar relatif.
A vide et avec des températures
ambiantes inférieure 15°C, on peut également avoir une dépression.
Les transformateurs sont soumis quotidiennement à ces variations de pressions, également de saison en saison,
c’est la raison pour laquelle la résistance
à la fatigue mécanique fait l’objet
d’essais de type.
Si un défaut interne donne lieu à la production de gaz, il y aura une montée en
pression qui est fonction de la quantité
de gaz produits et de l’élasticité de la
cuve. C’est à ce niveau que l’on doit
constater que la montée en pression sera
plus importante pour un petit transformateur. En effet, le type de défaut, l’énergie développée, la production de gaz3 ne
dépendant pas directement de la taille
du transformateur tandis que l’élasticité
(mesurée en litres /bar) est évidemment
plus grande pour les transformateurs de
plus grande taille.
Ce qui est important pour pouvoir
mettre en place une protection efficace
c’est de connaître d’une part l’évolution
de la surintensité au cours du développement du défaut et, d’autre part la
vitesse de la montée en pression afin de
s’assurer que la protection élimine le
défaut avant que la pression n’atteigne
des valeurs supérieures à la limite de
tenue des cuves.
Ceci est d’autant plus important que
pour des surintensités faibles, les
fusibles sont lents à réagir. Les essais
sur des transformateurs de distribution
ont montré que
– un arc direct dans la cuve entre les
connexions primaires, non éliminé rapidement (50.. 100 ms) peut provoquer la
rupture de la cuve; ce n’est pas un problème pour les fusibles, mais c’en est un
pour les disjoncteurs;
– la montée en pression est progressive
(autrement dit la rupture ne se fait pas
sous l’effet d’une onde de choc);
– les défauts dans les enroulements
évoluent de façon erratique mais génèrent en temps utile des courants provoquant un fonctionnement efficace des
fusibles;
– les défauts au niveau des enroulements secondaires sont les plus critiques;
– la protection par fusibles est efficace,
elle peut être améliorée par l’utilisation
16
de détecteurs de pression qui peuvent
la doubler et aussi couvrir les cas d’évolution lente d’un défaut latent.
Ces résultats corroborent la pratique
d’exploitation; parmi les dizaines de cas
de défaut expertisés par les auteurs, un
seul a donné lieu à une perforation
locale de la cuve suite un passage du
courant de défaut BT par la cuve métallique.
En conclusion, la protection des petits
transformateurs se fera préférentiellement par fusibles. Si la protection par
disjoncteur est appliquée à des transformateurs de taille modeste, il y a lieu
de mettre en œuvre des disjoncteurs
rapides. Par ailleurs les transformateurs de plus grande taille (> 630 kVA),
on sort du domaine d’application des
fusibles et la protection par disjoncteur
s’impose.
Si les risques résiduels encourus en cas
de défaillance sont élevés, le meilleur
moyen de compléter la protection est
d’inclure un système de détection de
pression (p.ex. bâtiments à risque).
Ceci montre bien que la protection des
transformateurs de distribution se
situe dans une zone frontière entre l’application de deux technologies différentes et qu’une guidance formelle était
nécessaire pour cette application. C’est
l’objet des chapitres suivants.
Protections à prévoir dans les
cabines raccordées au réseau de
distribution moyenne tension
Les gestionnaires des réseaux belges
ont publié sur le site de Synergrid, le
document C2-112 intitulé «Prescriptions techniques de raccordement au
réseau de distribution haute tension».
Ce document, complété par sa note
d’interprétation C2-116, précise le type
de matériel adapté à la protection des
transformateurs MT/BT. Le matériel
agréé pour être raccordé au réseau de
distribution est répertorié au document
C2-117 disponible sous la rubrique
«matériel reconnu».
Deux modes de protection de transformateur peuvent être appliqués:
– L’association d’une protection contre
les courts-circuits par un combiné
interrupteur-fusibles avec une protection contre les surcharges par disjonc-
teur BT équipé de relais thermiques
adaptés à la surcharge autorisée. Cette
dernière protection peut également être
assurée par un contrôle de la température de l’huile du transformateur (thermostat) actionnant l’ouverture du combiné interrupteur-fusibles par l’intermédiaire d’une bobine à émission.
Comme expliqué plus haut, l’association des fusibles et du combiné interrupteur doit être judicieusement choisie, suivant les instructions du fabricant de l’appareil. Etant donné la difficulté de fabriquer des fusibles fiables
pour des intensités importantes, ce
mode de protection est généralement
limité à une puissance maximale du
transformateur de 800 kVA pour les
tensions de service les plus courantes.
Les performances à l’échauffement de
l’appareil sont particulièrement importantes pour protéger les transformateurs ayant des puissances élevées (>
400 kVA), les températures maximales
des contacts risquant d’être dépassées
en fonction de la dissipation de chaleur
émise par les fusibles parcourus par le
courant. La puissance dissipée maximale admise par l’appareil est donnée
au document C2-117 dans la colonne
«Ur/Ir ou W-Iassocié/Irth» pour les cellules protection transformateur par
combiné.
– La protection contre les courts-circuits et les surcharges par disjoncteur
HT associé à des relais indirects équipés d'une chaîne de protection autonome intégrée, sans source d'alimentation
extérieure. Ce mode de protection est
obligatoire pour des transformateurs de
puissances supérieures à 800 kVA (ou
égales, en fonction de la tension). Il
peut être mis en œuvre pour des puissances inférieures en fonction des
caractéristiques de tenue thermiques
des appareils raccordés en aval. Le
relais indirect, tout en étant alimenté
par le courant de défaut, peut néanmoins disposer d’une seconde alimentation, ce qui lui permet de réagir plus
rapidement.
Protection des transformateurs de
distribution
Comme nous l’avons vu dans les chapitres précédents, le choix de la protection optimale des transformateurs de
distribution dépend de leur puissance
ou de paramètres qui y sont liés tels
3 On trouvera en [2] les ordres de grandeurs
des quantités mises en jeu.
Revue E tijdschrift– 125ste jaargang/125ème année – n° 2-2009 (juni/juin 2009)
Appareils de coupure
Fig. 8: Logigramme 2 du C2/120 - 02.2007 de Synergrid
que la dimension de sa cuve, sa tension
assignée et son courant assigné.
Synergrid, qui représente l’ensemble
des gestionnaires de réseaux de
Belgique, a publié sur son site web
www.synergrid.be le document C2-120
intitulé «Les règles de bonne pratique
pour la protection des transformateurs
de distribution» afin de guider l’utilisateur dans ce choix. Bien que ce docu-
Revue E tijdschrift– 125me année/125ste jaargang – n° 2-2009 (juin/juni 2009)
ment ait été écrit pour conseiller les
gestionnaires de réseaux, ses recommandations sont bien entendu également valables pour tous les transformateur MT/BT.
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Appareils de coupure
Ce document reprend les différents dispositifs principaux et complémentaires
qui permettent de bien protégér les
transformateurs. Il décrit les règles à
observer pour respecter les obligations
légales ainsi que des recommandations
d’installation des protections en fonction
du lieu d’installation du transformateur
et de son type de gestion de charge.
En particulier, il classe les disjoncteurs
de protection de transformateurs en 3
catégories en fonction de leur temps
total de déclenchement. Celui-ci tient
compte du temps de coupure le plus
défavorable du disjoncteur ainsi que du
temps de réaction le plus défavorable
du relais et de la chaîne mécanique de
fonctionnement, et ce en fonction de la
présence ou non d’une alimentation de
type « dual ». Ces classes sont adaptées
à la protection des transformateurs en
fonction de leur puissance. Certains
GRD ont mentionné ces caractéristiques de rapidité basée sur le temps de
déclenchement dans leurs listes de
matériel agréés (document C2/117
publié sur le site de Synergrid).
Afin de faciliter la sélection du type de
protection à utiliser en fonction du lieu
d’installation du transformateur et de
son type de gestion de charge, le document C2-120 propose divers logigrammes tenant compte de la nature
du risque contre lequel le transformateur doit être protégé.
L’exemple du logigramme permettant
de choisir le type de protection la plus
appropriée en fonction de la puissance
du transformateur est présenté en
Fig. 8.
Cas particulier des
transformateurs secs
L’huile minérale isolante des transformateurs a un pont d’éclair < 300 °C. De
ce fait, des précautions particulières
pour la protection contre les incendies
sont prévues pour des bâtiments dans
lesquels les conséquences d’un incendie
sont aggravées par la disposition des
lieux (p.ex. bâtiments élevés) ou leur
affectation (p .ex. hôpitaux).
L’avantage des transformateurs secs
est qu’ils ne sont pas soumis à ces exigences complémentaires. Toutefois,
avec des parties actives dans l‘air, ils
introduisent un autre type de risque, à
savoir le risque d’arc électrique dans
des locaux et donc des risques pour la
sécurité des personnes et des locaux.
Réintroduire par le biais de transformateurs secs un risque d’arc électrique
dans les locaux alors que de gros efforts
ont été consentis pour maîtriser et éliminer ce risque au niveau de l’appareillage électrique (tableaux électriques
– cfr les autres articles à ce sujet dans
la présente revue) est contraire à l’évolution récente.
C’est la raison pour laquelle les gestionnaires de réseaux imposent de
placer ces transformateurs de type sec
dans un local séparé, afin d’éviter les
risques pour les travailleurs qui sont
amenés à pénétrer dans le local de
manœuvre de la cabine.
Lorsque l’utilisation de liquides isolants avec un point d’éclair < 300 °C
n’est pas possible, par exemple pour
répondre aux impositions des services
incendie, les transformateurs à isolation dans l’huile de silicone ou d’esther
naturel ou synthétique sont une alternative intéressante aux transformateurs secs car combinent les avantages
des 2 technologies.
Conclusions
La coupure des courants par fusibles et
la coupure par disjoncteur sont deux
méthodes qui différent fondamentalement quant au principe de fonctionnement, chacune des technologies ayant
ses avantages et inconvénients.
L’application à la protection des transformateurs de distribution est à la croisée de ces deux techniques et selon la
taille des transformateurs à protéger, il
est fait appel à l’une ou à l’autre.
Les règles de bonne pratique sont définies et validées par dans les publications en la matière.
Références
[1] Règlement Général des Installations électriques (RGIE)
[2] Safety of distribution transformers
against internal failure; A. Even, M.
Desmedt, R. Van Schevensteen CIRED
1997 paper 1.17
[3] Current-Limiting Fuses Improve Power
Quality; R. Wilkins, H.C. Cline Power
Quality Assurance magazine – September
1999
Revue E tijdschrift– 125me année/125ste jaargang – n° 2-2009 (juin/juni 2009)
[4] Les règles de bonne pratique pour la protection des transformateurs de distribution Synergrid http://www.synergrid.be/
download.cfm?fileId=C2-120FR022007
.pdf
[5] Prescriptions techniques de raccordement
au réseau de distribution haute tension;
http://www.synergrid.be/Media/C2112FR03_2004.pdf
[6] Note d’interprétation du document
C2/112; http://www.synergrid.be/download.cfm?fileId=C2-116_FR_090529.pdf
Les auteurs
Yvan Tits, né en 1957.
Ingénieur
industriel
électricien-électronicien - 1979 (ISIL), formation complémentaire
en gestion d’entreprise
- 1980 et conseiller en
prévention niveau I 1987 (ULg). Dans la
société Intercom, a été
responsable de la
construction des réseaux électriques de la
région de La Louvière en 1984-1985. Fait
partie du bureau d’étude de la zone Hainaut
en 1985-1986. Responsable de l’exploitation
des réseaux gaz de la région de Mons de 1986
à 1989. Responsable de la coordination de la
technologie du matériel des réseaux de distribution d’Electrabel de 1990 à 2000. Expert en
équipements de réseaux électriques de distribution puis «Technology manager» de cette
activité à Laborelec à partie de 2001, période
au cours de laquelle il effectue également un
retour de 2 ans dans le réseau de distribution
Wallons.
André
Even
est
consultant indépendant
au service des sociétés
du secteur de la distribution et de l’utilisation
de
l’électricité.
Diplôme de l’université
de Liège, Institut
Montéfiore, en 1971 il
d’abord travaillé dans la
coopération universitaire
comme chargé de cours à l’université de
Concepcion au Chili, est ensuite entré dans le
secteur électrique belge, d’abord en bureau
d’étude ELECTROBEL pour lequel il a
notamment suivi des chantiers de construction de postes HT en Algérie. Il a passé la plus
grande partie de sa carrière à Laborelec,
d’abord comme spécialiste en coordination
d’isolement et simulation des phénomènes
transitoires en réseau. Ensuite il a dirigé à
Laborelec les laboratoires d’essais HT et
courts-circuits et, enfin, il a été Account
manager et coordinateur de projets de R&D.
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