Protection des transformateurs de postes MT/BT

..........................................................................Collection Technique

Cahier technique n° 192

Protection des transformateurs depostes MT/BT

D. Fulchiron

Merlin Gerin Modicon Square D Telemecanique

Les Cahiers Techniques constituent une collection d’une centaine de titresédités à l’intention des ingénieurs et techniciens qui recherchent uneinformation plus approfondie, complémentaire à celle des guides, catalogueset notices techniques.

Les Cahiers Techniques apportent des connaissances sur les nouvellestechniques et technologies électrotechniques et électroniques. Ils permettentégalement de mieux comprendre les phénomènes rencontrés dans lesinstallations, les systèmes et les équipements.Chaque Cahier Technique traite en profondeur un thème précis dans lesdomaines des réseaux électriques, protections, contrôle-commande et desautomatismes industriels.

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Didier FULCHIRON

Diplômé de l’Ecole Supérieure d’Electricité en 1980, il rejoint lesservices techniques de Merlin Gerin dès 1981, à la station d’essais àgrande puissance. Maintenant, à la Division Moyenne Tension, ilexploite sa connaissance des applications de distribution publiquepour l’expertise, la prescription, la normalisation.

n° 192Protection des transformateursde postes MT/BT

CT192 édition avril 1998

Cahier Technique Schneider n° 192 / p.2

Lexique

Courant de transition :Valeur du courant triphasé symétrique pourlaquelle les fusibles et l’interrupteur échangent lafonction de coupure (dans un combinéinterrupteur-fusibles) (CEI 420).

Courant d’intersection :Valeur du courant correspondant à l’intersectiondes caractéristiques temps-courant de deuxdispositifs de protection à maximum de courant(VEI 441-17-16).

DGPT :Dispositif utilisable sur les transformateursimmergés à remplissage total et regroupant les

surveillances de Dégagement Gazeux, Pressionet Température.

Foisonnement :Diversité technique et/ou temporelle des utilisa-tions d’un réseau qui permet de tabler sur unepuissance maximum appelée très inférieure à lasomme des puissances maximales individuelles.Onde coupée :Partie d’une onde de surtension, généralementde foudre, qui continue à se propager au-delà del’amorçage d’un intervalle d’air (éclateur oucontournement d’isolateur). Le front descendanttrès rapide généré par l’amorçage présente unegrande sévérité pour certains matériels.


Protection des transformateurs depostes MT/BT

Les choix concernant la protection des transformateurs MT/BT peuventparaître simples car ils résultent souvent des habitudes des concepteursde réseaux électriques, voire d’une politique dictée par des considérationstechnico-économiques. En fait, les choix sont à faire en fonction de latechnologie des transformateurs, des types de charges qu’ils alimentent, etsurtout des agressions qu’ils subissent.

Ce Cahier Technique fait le tour des contraintes auxquelles lestransformateurs sont soumis en exploitation, des conséquences de cescontraintes et présente les différentes protections qui peuvent êtreutilisées. Il est nécessairement simplificateur, du fait de la multitude decritères et de solutions. L'électricien doit toutefois trouver dans ce cahierles principales informations nécessaires pour faire les bons choix.

Sommaire

1. Introduction 1.1 Transformateurs MT/BT et politique de protection p. 4

1.2 Rappels sur les transformateurs, leur technologie et leurutilisation p. 5

2. Contraintes en exploitation et 2.1 Mises sous et hors tension p. 7

2.2 Surtensions externes p. 7

2.3 Surcharges p. 9

2.4 Courts-circuits sur le réseau BT p. 10

2.5 Evolution des défauts internes p. 10

2.6 Défauts liés à la technologie p. 13

3. Protection contre les surtensions 3.1 Généralités p. 14

3.2 Eclateurs et parafoudres p. 14

4. Protection contre les surcharges 4.1 Protection par mesure de courant p. 16

4.2 Protection par la mesure de température p. 17

5. Protection par fusibles MT et 5.1 Caractéristiques des fusibles MT p. 18

5.2 Limites des fusibles p. 19

5.3 Utilisation d'un combiné interrupteur-fusibles p. 21

6. Protection par disjoncteur MT, organes de 6.1 Critères de choix d'une courbe de déclenchement p. 22

6.2 Avantages d'une protection terre p. 24

6.3 Les protections autonomes : Time Fuse Links (TFL) et relais p. 24

6.4 Les protections à source auxiliaire : DGPT, sondes et relais p. 25

7. Conclusion p. 27

Annexe 1 : règles de sélection d'un fusible pour protéger un transformateur p. 29

Annexe 2 : calcul des courants de transition et d'intersection d'un combiné interrupteur-fusibles p. 30

Bibliographie p. 32

Logigramme des situations, critères et solutions

modes de défaillance

combinés interrupteur-fusibles

déclenchement associés


1 Introduction

1.1 Transformateurs MT/BT et politique de protection

Les raisons d'être des transformateursDans les réseaux de distribution ils permettent :c de minimiser les pertes d'énergie par effetJoule ; une élévation de tension d'un rapport 10conduit à réduire ces pertes d'un facteur 100(Pertes = R (Pappelée / U)2),c de minimiser les chutes de tensions,résistives (R) et réactives (X) à puissance transitée(U I cosφ) donnée (∆ U ≈ R I cosφ + X I sinφ),c éventuellement, d'assurer une séparationgalvanique entre réseaux de même tension (limitede propriété, changement de régime de neutre...).Bien qu'il soit rare d'interrompre volontairementune distribution d'énergie, on a néanmoins besoinde « manœuvrer » les transformateurs dans lesconditions normales d'exploitation, par exemple :c pour reconfigurer le réseau,c pour raisons de maintenance ou de sécurité,c pour répondre à une pointe de consommation,c pour mettre en route ou arrêter un process.

Ces opérations sont faites avec le transforma-teur en ou hors charge et cela peut changernotablement les conditions de manœuvre et lesphénomènes électriques transitoires résultants.Les transformateurs de distribution sont desappareils passifs d'une très grande fiabilité dontla durée de vie est de plusieurs dizainesd'années. Un distributeur norvégien a fait étatd'un taux annuel d'incident de 0,09 % (9 pour10 000), toutes causes confondues, sur un parcde 5 000 transformateurs suivis sur quatreannées. Pour les réseaux souterrains, le tauxd'incidents observé reste toujours inférieur à0,2 % ; il peut monter jusqu'à 0,5 % sur certainsréseaux aériens. Ce sont souvent des critèresd'obsolescence - évolution des niveaux depuissance ou de tension - qui entraînent leurremplacement. Les défauts en service sont trèsrares, mais le besoin de sécurité des biens etdes personnes, ainsi que de continuité de serviceentraîne néanmoins l’utilisation de protections.

Les contraintes subies par les transformateursLes transformateurs sont soumis à de nombreusescontraintes électriques externes en provenance del'amont et de l'aval. Les conséquences d'unedéfaillance éventuelle peuvent être très lourdes entermes de dégâts ainsi qu'en termes de perted'exploitation. Les transformateurs doivent doncêtre protégés contre les agressions d'origineexterne d'une part, et séparés du réseau en casde défaillance interne d'autre part.Le terme de « protection transformateur » esttrès souvent associé à l’action de déconnexiondu réseau, alors même que le transformateur estdéjà défaillant, et l'amalgame est fait entre des

mesures préventives (surtensions, défaut aval,surcharges, température) et des mesures cura-tives d'élimination du transformateur en défaut.

Politique de protectionIl est du ressort du concepteur de réseauélectrique de définir les mesures à mettre enœuvre au niveau de chaque transformateur, enfonction des critères de continuité et de qualitéde service, de coût d'investissement et d'usage,de sécurité des biens et des personnes ainsi quedu niveau de risque admissible. Les solutionsretenues sont toujours un compromis entre cesdifférents critères et il est important que lesavantages et les faiblesses du compromis retenusoient bien identifiés. Par exemple, un mêmeexploitant, distributeur d'énergie, peut retenir dessolutions très différentes sur les parties duréseau, urbaines et rurales, car les critères depuissance unitaire, de coût, de conséquences encas d'incident, ne sont pas les mêmes.La grande fiabilité des transformateurs est unélément déterminant dans les choix réalisés parles distributeurs, face au coût unitaire desorganes de protection qui peuvent être associés.Elle justifie par exemple que l'on ne cherche pasà protéger le transformateur, en tant quesauvegarde du matériel, mais qu'on se contentede limiter les conséquences d'une défaillance.Certains choix usuels, bien que nonsystématiques illustrent la situation, comme :c la « protection » exclusivement ciblée« prévention du risque d'explosion et sauvegardedu réseau MT » pour les transformateursraccordés au réseau de distribution publique,c la surveillance en température destransformateurs d'installations industrielles outertiaires dans lesquelles des plans de délestagepeuvent être mis en œuvre,c la non surveillance en surcharge des transforma-teurs de distribution publique ; le foisonnement desclients rend la situation de surcharge peu probableet, par ailleurs, des délestages ne peuvent êtreenvisagés qu'en situation d'incident. Si letransformateur alimente un groupe de clientshomogène, on retrouve un besoin de protection desurcharge car il n’y a plus de foisonnement.Ces différents choix étant toujours le résultat d'uncompromis technico-économique et d'uneorientation politique, il est impossible de proposerune solution donnant satisfaction dans tous lescas. Nous allons donc, après quelques rappels surles transformateurs et leurs caractéristiques,examiner les contraintes auxquelles peuvent êtresoumis les transformateurs et les différentsmoyens de protection. La solution retenue reste duressort du concepteur de réseau, au cas par cas.


1.2 Rappels sur les transformateurs, leur technologie et leur utilisation

La technologie, transformateur à diélectriqueliquide ou sec, influe sur certainescaractéristiques, sur les protections à mettre enœuvre et sur les lieux possibles d’installation.La connaissance des caractéristiquesélectriques et thermiques des transformateursest nécessaire pour connaître leurcomportement et leur résistance aux contraintesen exploitation ou situation de défaut.

Technologiesc Les transformateurs à diélectrique liquide sontgénéralement à remplissage total.Ces transformateurs conviennent bien pour :v les postes non surveillés (entretien nul),v les ambiances sévères si le revêtement de lacuve est adapté (parties actives protégées),v les applications à consommation cyclique(bonne inertie thermique),Par contre la présence du diélectrique entraînedes risques :v de pollution de la nappe phréatique (si fuite dudiélectrique), d’où l’obligation, dans certains cas,de prévoir un bac de rétention,v d’incendie (cf fig. 1 ), d’où leur interdictiondans certains bâtiments.Ces risques sont pris en compte dans les diffé-rents textes réglementaires et normesconcernant leurs conditions d’installation oulimitations d’emploi.c Les transformateurs « secs » conviennentmieux pour :v les locaux à environnement maîtrisé :poussière - humidité - température…, ils doiventfaire l’objet d’un nettoyage, dépoussiéragepériodique,v les immeubles, particulièrement les bâtimentsde grande hauteur ; ceci car ils peuvent avoir unbon comportement au feu (par exemple,classe F1 selon NF C 52-726) et répondre auxcritères de non toxicité des fumées.

CaractéristiquesLes différentes valeurs assignées sont définiespar la CEI 76 (transformateur de puissance).Certaines caractéristiques électriques sontdéterminantes pour connaître la tenue auxcontraintes en exploitation et en situation dedéfaut, elles le sont aussi pour le choix et leréglage des protections.c Tension assignée du primaire (Ur )Par application de la norme CEI 71 (coordinationde l’isolement), elle permet le choix de la tensiond’isolement et de la tenue aux chocs de foudre(cf. fig. 2 ).c Tension de court-circuit (Ucc )Elle permet de calculer le courant absorbé par leprimaire en cas de court-circuit aux bornes dusecondaire si l’on néglige l’impédance de source :

I

Icc

n

ccU

= 100 %

.

c Bacs de rétentionc Distances ou écrans pour non propagationd’incendiec Dispositif pour obtenir l’extinction spontanéec Dispositif de mise hors tension automatique surdégagement gazeuxc Dispositif de mise hors tension automatique surélévation de températurec Dispositif de mise hors tension et d’extinctionautomatique sur détection d’incendiec Fermeture automatique de portes coupe-feu

Fig. 1 : protections contre l’incendie liées à l’emploi detransformateur à diélectrique liquide.

Niveau d’isolement 17,5 24 36selon CEI 71Tension la plus haute 17,5 24 36pour le matérielTenue à fréquence 38 50 70industrielle 1 mnTenue au chocs de 75 95, 125 145foudre ou 95 ou 145 ou 170Tension de service 12 à 17,5 à 24 àdu réseau 17,5 24 36

Note : la tenue aux chocs de manœuvre n’est passpécifiée en dessous de 245 kV

Fig. 2 : niveaux d’isolement normalisés (kV).

Puissance assignée Ucc selonSn en kVA CEI 76 H426.S1 (Europe)Sn < 50 4 % non spécifiée50 < Sn < 630 4 % 4 %630 < Sn < 1250 5 % 6 %1250 < Sn < 2500 6,25 % 6 %

Fig. 3 : tensions de court-circuit normalisées destransformateurs de distribution.

Elle permet également de connaître l’impédancedu transformateur, nécessaire pour le calcul ducourant de court-circuit lorsque celui-ci seproduit dans la distribution BT :

Z

U Ucc r

r

= %

100 I.

Les tensions de court-circuit sont normalisées etfonctions de la puissance du transformateur : 4 à6 % pour les transformateurs MT/BT (cf. fig. 3 ).

c Courant d’enclenchementDans des conditions particulièrementdéfavorables (transformateur à vide, fluxrémanent important et enclenchement au zérode tension avec une première alternance de fluxde même signe que le flux rémanent), on obtientune saturation très marquée du noyaumagnétique, l’enroulement embrassant jusqu’àtrois fois son flux nominal. Du fait de cette


saturation, l’inductance apparente de la bobinechute de manière importante, se rapprochant ducomportement d’une bobine dans l’air(augmentation du flux de fuite) : le courantrésultant dans l’enroulement peut alors atteindredes valeurs de crête très élevées, jusqu’à unedizaine de fois la crête du courant assigné, avecune forme d’onde de courant très déformée dufait du phénomène de saturation (cf. fig. 4 ).

Ces phénomènes d’enclenchements’amortissent avec une constante de tempspropre au transformateur, liée à sescaractéristiques magnétiques et de flux de fuite.La constante de temps est de l’ordre dequelques centaines de millisecondes, pour lestransformateurs de distribution (un tableau de

valeurs numériques est proposé dans la suite dece document).La connaissance du courant d’enclenchementest nécessaire pour déterminer le choix et/ou leréglage des protections contre les courts-circuitsplacées au primaire du transformateur.

c Inertie thermique du transformateur

Elle est fonction du type de transformateur (secou à diélectrique liquide) et de sa puissance. Saconnaissance est utile à la détermination de laprotection contre les surcharges.

Le lecteur désirant approfondir sa connaissancedes transformateurs (technologie,caractéristiques, emploi) est invité à lire leCahier Technique correspondant.

Fig. 4 : allure des courants d’enclenchement avec saturation asymétrique.

t

I


2 Contraintes en exploitation et modes de défaillance

2.1 Mises sous et hors tension

Les « manœuvres » d'un transformateur dedistribution se limitent à la mise sous tensionet à la mise hors tension. En distributionpublique, ces manœuvres sont exceptionnelleset ne correspondent pas réellement à del'exploitation. Toutefois, les transformateurs sontmis sous et hors tension lors des interventionsdes disjoncteurs du réseau amont, y compris lorsdes cycles de réenclenchements. Desrefermetures rapides peuvent entraîner la misesous tension avec un fort flux rémanent, ce quigénère des courants d'enclenchementparticulièrement élevés.

Dans des process industriels ou tertiaires, lesmêmes manœuvres peuvent être réalisées demanière systématique pour des démarrages-arrêts de procédés ou ouvertures-fermetures desites par exemple. Quand la charge connectéeau transformateur est maîtrisée, on peut choisird'effectuer la mise sous tension en charge ouhors charge.

L'amortissement des courants d'enclenchementétant lié aux caractéristiques magnétiques dutransformateur (principalement ses pertes parhystérésis), la présence d'une charge influencepeu le comportement. La mise sous tension

s’effectue généralement avec les chargesconnectées. Si celles-ci présentent elles-mêmesdes phénomènes transitoires, c'est lecomportement global qui doit être pris enconsidération. Par exemple, dans le cas desmoteurs-blocs, le courant transitoire dutransformateur se superpose au courant dedémarrage du moteur, mais les durées sontnotablement différentes et l'impédance dutransformateur est dimensionnée pour limiterl'appel de courant pendant la phase dedémarrage. De tels cas bien identifiés doiventfaire l’objet d’une étude particulière. Ils necorrespondent pas à des applications de type« distribution ».

Les courants d'enclenchement imposent auxdispositifs de surveillance (relais et capteurs decourant associés, fusibles...) d'intégrer unenotion de temporisation afin de ne pas générerd'action intempestive. Cet aspect est repris dansles paragraphes correspondants.

2.2 Surtensions externes

Origine et sévérité

Les transformateurs de distribution sont soumisà des surtensions transitoires en provenancedes réseaux auxquels ils sont connectés. Cessurtensions proviennent soit de chocs defoudre directs ou induits sur les réseaux MTou BT (cf. Cahier Technique n° 168 : La foudreet les installations électriques MT), soit de latransmission par le niveau MT de surtensionsde manœuvre générées sur le réseau amont.Lors de la mise hors tension par unappareillage situé immédiatement en amont,des surtensions peuvent être générées parl'ensemble transformateur - appareillage decoupure - circuit d'alimentation, entraînantalors une sollicitation diélectrique dutransformateur. Cette sollicitation se traduitpar un vieillissement prématuré, ou même par un

défaut d'isolement entre spires, ou à la masse.Les conditions les plus critiques sont obtenueslors de la mise hors tension de transformateursnon chargés, par des organes de manœuvrecapables d'interrompre des courants à hautefréquence tels que les disjoncteurs à vide.L'utilisation de tels appareillages en tant quemoyen de manœuvre d'exploitation est donc àenvisager avec précautions.

Les critères de sévérité des surtensions vis à visde transformateurs sont la valeur crête, bienentendu, mais également la vitesse de variationde la tension (front de montée, ou front dedescente en cas d’amorçage à proximité,« onde coupée ») qui amène une répartitioninégale de contraintes dans les enroulements etaboutit ainsi à dépasser la tenue entre spiresmême si la valeur crête aux bornes de


l’enroulement primaire ne dépasse pas lesvaleurs admises (cf. fig. 5 ).

Risques d'exposition

Les risques d'exposition aux surtensions d'untransformateur donné sont liés à sonenvironnement, avec des critères tels que :c l'alimentation MT par réseau aérien ousouterrain,c la présence éventuelle, le dimensionnement etles conditions d'installation de limiteurs desurtensions (parafoudres ou éclateurs),c la longueur et la nature des connexions entrele réseau et le transformateur,c le type d'appareillage et les conditions demanœuvre,c la qualité des prises de terre et de laconception du réseau de masse au niveau duposte,c le réseau BT en aérien ou souterrain,c la mise à la terre du réseau BT et soncouplage éventuel avec la prise de terre duposte.

Les définitions normalisées associées à la notionde niveau d'isolement ne couvrent pasentièrement les contraintes auxquelles peuventêtre confrontés les transformateurs car certainsphénomènes en réseau sont mal pris en compte,comme les transitoires à front très raide.

En pratique, l'appréciation des risques de sollici-tations reste très globale, car l'enjeu représentépar un transformateur MT/BT ne justifie pas desétudes de coordination d'isolement poussées.De plus, il est judicieux, pour le concepteur duréseau, d'éviter de spécifier des caractéristiquesparticulières pouvant demander une fabricationspéciale. Il se limite donc à un choix entre lesniveaux d'isolement normalisés (cf. fig. 2 ).

Défaillances d'isolementc Les défaillances internes entraînées par lessurtensions se présentent sous ces formes :v les défauts d'isolement entre spires d'un mêmeenroulement (cas le plus fréquent),v les défauts entre enroulements,v les défauts d'isolement entre l'enroulementsollicité et une partie conductrice proche (noyauou cuve).

Le comportement associé à ces trois catégoriesde défauts est décrit dans les pages qui suivent.

c Les isolements externes des transformateursimmergés sont dimensionnés largement et onn'observe pas de cas de défaillance diélectriqueexterne sur ces transformateurs, hormis certainscas de transformateurs de réseaux aériens enzone particulièrement polluée. Comme indiquéprécédemment, les transformateurs secspeuvent donner lieu à des défaillancesdiélectriques externes en cas de pollution dessurfaces isolantes.

Fig. 5 : capacités réparties et contraintes le long d’un enroulement.

V %

40

1

Poucentage d'un choc de tensionvu par les premières spires en fonctiondu front de montée

τ (µs)

Capacités à la masse

Schéma équivalent

Capacités entre spiresou entre couches


2.3 Surcharges

Généralités

Les échauffements admissibles dans lesdifférentes parties du transformateur, en tenantcompte des valeurs limites d'échauffementfournies par les normes, basées sur une duréede vie escomptée liée au vieillissement desisolants, caractérisent un fonctionnementpermanent.Un courant de valeur supérieure à la valeurassignée correspond à un fonctionnement ensurcharge. Une situation de surchargemaintenue, entraîne un dépassement deséchauffements sur certains points dutransformateur (selon sa construction) et, dans lecas d'une température ambiante élevée, undépassement des températures admissibles.

La distinction entre échauffements ettempératures est importante car elle permetd'apprécier différemment la criticité de certainessituations de surcharge. A titre d'exemple, unesurcharge liée aux chauffages électriques enpériode d'hiver en région froide n'entraînera pasles mêmes conséquences qu'une surcharge demême niveau liée aux climatiseurs en périoded'été en pays chaud.

Toutefois, dans des conditions defonctionnement anormales ou exceptionnelles, ilest admis de passer outre aux limitations,éventuellement au détriment de la durée de vie.Cela peut être préférable à une interruption deservice du fait d'un dépassement momentané depuissance.Les critères admissibles de surcharges, commela température ambiante, le fonctionnement avecdes charges cycliques, etc., sont traités dans lecahier technique sur les transformateurs dedistribution.

La surcharge est souvent transitoire et l'équilibrethermique n'est pas atteint ; l'inertie thermiquedu transformateur, importante pour lestransformateurs de types « immergés », permetde supporter des valeurs élevées, suivant une loi« à temps inverse » (cf. fig. 6 ).

Les courants de surcharge admissibles sontdifférents selon que l'on s'intéresse à desrégimes équilibrés ou non ; une simplesurveillance en seuil de courant sur chaquephase peut être inutilement pénalisante.

Distribution publique

En distribution publique, la surcharge n’entraînegénéralement pas la déconnexion dutransformateur, la priorité étant donnée à lacontinuité de service à court terme. Par ailleurs,les circuits basse tension sont toujourssurdimensionnés et la surcharge dutransformateur ne correspond jamais à unesurcharge des conducteurs BT. Si les situationsde surcharge se répètent trop souvent, le

Fig. 6 : ordre de grandeur de la capacité de surcharged’un transformateur immergé.

distributeur est amené à remplacer letransformateur par un modèle plus puissant.Certains distributeurs utilisent des maximètresde courant afin de pouvoir suivre l'évolution despuissances de pointe appelées sur chaquetransformateur.

Distribution industrielle

Dans une installation industrielle, une situationde surcharge peut être de courte durée, liée parexemple à une phase de démarrage demachines, ou susceptible de se prolonger dansle cas d'un mauvais foisonnement des charges.Dans ces installations, le tableau général bassetension immédiatement en aval dutransformateur est équipé de disjoncteurs quiprotègent contre une situation de surchargeprolongée. La gestion est donc effectuéecôté BT, soit par des procédures de délestagepour des installations complexes, soit par undéclenchement général si aucun déclenchementdivisionnaire n'intervient auparavant.

Distribution tertiaire

Dans les installations du secteur « grostertiaire », qui concernent des immeubles debureaux, des centres commerciaux, etc., lescritères de continuité de service sont importants.Il n’y a pas de charge ponctuelle présentant desrégimes de démarrage ou un comportementsimilaire. Le délestage est nécessaire en cas desurcharge du transformateur et peut êtreeffectué aux dépens d’applications nonprioritaires, par exemple le chauffage ou laclimatisation. La fonction « délestage » est deplus en plus souvent intégrée dans la GTB(Gestion Technique du Bâtiment).

5 In

10 In

In

2 In

In

5 s10 s

20 s1 mn

2 mn5 mn

10 mn20 mn

1 h2 h

5 h t


2.4 Courts-circuits sur le réseau BT

En cas de défaut en aval du transformateur,l'impédance des circuits basse tension prendtrès rapidement une importance prépondérantedans les calculs des courants de court-circuit(cf. Cahier Technique n°158 : Calcul descourants de court-circuit), et seuls les défautslocalisés à proximité immédiate dutransformateur représentent une contraintesignificative pour celui-ci. Ces défauts sont géréssoit par la protection BT concernée (fusibles oudisjoncteur), soit par la protection MT en amontdu transformateur dans le cas d'un défaut enamont des protections BT.Rappelons qu’un transformateur ayant unetension de court-circuit de 5 % a un courant decourt-circuit de 20 In , avec une source depuissance infinie et un court-circuit bassetension d'impédance nulle. L'hypothèse desource de puissance infinie est souvent réalisteen distribution publique, où la puissance unitairedes transformateurs de distribution est faible enregard de la puissance de court-circuit duréseau MT. Ce n'est généralement pas le cas

dans l'industrie et le grand tertiaire, et négligerl'impédance de source impose des contraintesinutilement élevées pour la conception de lapartie basse tension et des protectionsassociées.Pour le transformateur, le défaut basse tensionproche des bornes se traduit par des contraintesthermiques, fonctions de la valeur et de la duréedu défaut, et des contraintes mécaniques, pareffet électrodynamique surtout à l'apparition dudéfaut. Les transformateurs sont généralementconçus pour pouvoir supporter le court-circuitaux bornes (source infinie et court-circuitboulonné), ce qui correspond à une situationplus sévère que toutes les situationsenvisageables en exploitation. Toutefois, larépétition de défauts peut avoir un effetcumulatif, sur des déplacements de bobinagespar exemple, et participer à un vieillissementprématuré. Dans tous les cas, la durée dudéfaut doit être limitée par une protection souspeine de conduire à la destruction par effetthermique.

2.5 Evolution des défauts internes

Défauts entre spiresLes défauts entre spires de l'enroulementmoyenne tension correspondent au mode dedéfaillance le plus fréquent et également le plusdifficile à détecter. Ils résultent de la dégradationlocale de l'isolant du conducteur, par contraintethermique ou diélectrique. La manifestationimmédiate se réduit à une faible augmentation

du courant primaire, du fait de la modification durapport de transformation d'une part, et del'apparition d'un phénomène de spire en court-circuit sur l'enroulement concerné. Cette spire endéfaut se comporte comme un enroulementsecondaire et est le siège d'un courant limitéseulement par son impédance propre et par larésistance au point de défaut (cf. fig. 7 ).

Fig. 7 : fonctionnement d’un transformateur avec une spire en court-circuit au primaire.

MTn1 n1 n1-1

n2BT

Rdéfaut


Selon le courant qui va parcourir cette spire,l'évolution du défaut va être plus ou moinsrapide. En cas de courant important,l'échauffement local va entraîner la détériorationdes spires avoisinantes et le défaut va s'étendrerapidement. L'ordre de grandeur correspond àenviron cent fois le courant assigné soitsensiblement 1kA pour l’enroulement primaired’un transformateur de 400kVA à 20kV(CIRED 1991/1.14). Dans tous les cas, laprésence d'un arc local va entraîner undégagement gazeux, que le transformateur soitimmergé ou sec. Ce dégagement peut entraînerune montée en pression importante, jusqu'àrupture d'un élément (cuve ou isolant solide).

Si le défaut provoque un courant primaire faible,le phénomène peut être lent et difficilementdétectable par la surveillance du courantd'alimentation. Des essais de laboratoire sur destransformateurs immergés ont mis en évidencedes courants compris entre 1 et 6 fois le courantassigné, accompagnés de dégagementsgazeux importants, pour des défauts impliquantjusqu'à 8 % de spires primaires(CIRED 1991/1.14). C'est pourquoi lessurveillances d’émissions gazeuses ou depression peuvent être utilisées de manièrecomplémentaire aux protections basées sur lesmesures de courant.

Défauts entre enroulements

c Enroulements MTLes défauts entre enroulements MT sont raresmais peuvent donner lieu à des courants dedéfaut élevés, jusqu'au courant de court-circuitdu réseau en cas de défaut au niveau desbornes, avec des manifestations très

importantes. Certaines localisations particulières,comme un défaut entre enroulements auvoisinage des connexions de point neutre d'uncouplage étoile, s'apparentent à un défaut entrespires car les points venant en contact ne sontpas à des tensions très différentes.

c Enroulements BTLes défauts entre enroulements BT sontexceptionnels car ces enroulements sont placésau plus près du noyau magnétique et sontentourés par les enroulements MT. Dans le casde plusieurs enroulements BT sur la mêmecolonne du circuit magnétique (couplage zig-zagpar exemple), la possibilité de défaut existe.Dans tous les cas, le courant de défaut resteinférieur à celui d’un court-circuit aux bornessecondaires, mais l’évolution peut être rapide dufait de la présence d’un arc d’intensitésignificative.

c MT/BTUn défaut entre enroulements peut égalemententraîner une mise en contact entre primaire etsecondaire, avec l'apparition de potentieldangereux sur le réseau basse tension(cf. Cahier Technique n° 172 : Les schémas desliaisons à la terre en basse tension). Le risquepour les équipements et les personnes dépenddes régimes de neutre des deux réseaux(cf. fig. 8 ). Dans certaines applications, afin deprivilégier la sécurité de l'enroulement de plusfaible tension, l'utilisation d'un écran relié à lamasse, positionné entre les enroulementsprimaires et secondaires, permet de supprimercette hypothèse de défaut en privilégiant lesdéfauts phase-masse. Dans ce cas, les prisesde terre de la masse et du neutre BT sontdifférentes, ce qui évite la montée en potentieldu réseau BT par rapport à la terre.

Fig. 8 : exemple de défaut entre enroulements primaire et secondaire.

Prise de terred'impédancenon nulle

Courant à la terrepar le neutre BT

Idéfaut

Défautd'isolementMT/BT


Défauts à la masse et influence du régime deneutre

Les défauts entre enroulement MT et la masseont comme origine la plus fréquente une ruptured'isolement suite à surtension. Toutefois, ilspeuvent également être la conséquence dedéfauts de type mécanique ou de l'évolution d'undéfaut électrique comme vu précédemment. Lescaractéristiques d'un défaut à la masse, ainsique les capacités à le diagnostiquer, dépendentdu mode de mise à la terre du réseaud'alimentation et de l'emplacement du défautdans le transformateur (cf. fig. 9 ).

c Dans le cas d'un neutre moyenne tensionnon distribué, relié à la terre par une impédance,le défaut fera apparaître un courant à la terrefonction de l’impédance de neutre et de laposition du défaut sur l'enroulement. Dans le casd'un courant de défaut très faible, on retrouve unrisque de montée en pression lente comme pourles défauts entre spires. Une détectionarbitrairement fine du courant à la terre serait unmoyen de protection efficace ; néanmoins, unetelle protection n'est pas toujours réalisabletechniquement et/ou économiquement.

c Dans le cas d'un réseau à neutre accordé (misà la terre par une bobine de Petersen), le défautd'isolement d'un transformateur immergé vaprésenter un caractère auto-extincteur récurrent.La faible valeur du courant de défaut permet sonextinction spontanée dans l'huile et laréapparition progressive de la tension,caractéristique d'un réseau à neutre accordé,

entraîne un reclaquage quelques centaines demillisecondes plus tard. La fréquence duphénomène va augmenter s’il y a dégradationprogressive par les claquages successifsentraînant une baisse de tenue diélectrique.

c Dans le cas d'un réseau à neutre reliédirectement à la terre et distribué (réseau à4 conducteurs, de type nord-américain), laprésence d'un courant de neutre est normale, dufait de l'existence de charges monophasées, etl'apparition d'un défaut va augmenter ce courant(en fonction de l'impédance du tronçond'enroulement non court-circuité). La situation estalors analogue à un autotransformateur encourt-circuit. Le courant de défaut sera toujourssignificatif et demandera une intervention rapideau risque d'aboutir à l'explosion. Il risque, parcontre, de ne pas être vu par les protections duréseau qui sont réglées pour admettre un courantde neutre important (jusqu'à 40 % du courantnominal de la ligne). C'est donc la protection dutransformateur qui doit pouvoir agir.

Une part significative des défauts concerne lamasse du transformateur, donc la terre. Uneprotection contre les défauts à la terre est doncutile. Le courant à la terre étant nul en conditionsnormales (sauf réseaux avec neutre à la terre etdistribué), une telle protection peut être régléeavec un seuil bas, par exemple 10 % du courantassigné, avec une temporisation de 100 ms,dans le cas d'utilisation de transformateurs decourant et quelques ampères dans le casd'utilisation d'un capteur de courant résiduel.

Fig. 9 : courant de défaut à la masse fonction du couplage MT et de l’emplacement du défaut.

100 %

Pointmilieu

Phase

100 %

50 %

Phase Phase


2.6 Défauts liés à la technologie

Les défaillances internes aux transformateurssont majoritairement la conséquence desollicitations externes (surtensions,surintensités). Nous avons vu précédemment lesdifférents modes de défaillance et la manièredont la situation peut évoluer.Toutefois, d'autres possibilités de défaillancesont envisageables selon les technologies detransformateurs.

c Transformateurs immergésv Une fuite de diélectrique non diagnostiquée àtemps aboutira à un défaut électrique par perted'isolation en haut des bobinages. Une telle fuitepeut être initiée par la corrosion de la cuve, oupar un choc par exemple.v La pollution du diélectrique, par présence departicules issues de la cuve, du noyau ou desisolants, ou par pénétration d'eau, peut égalementdonner une situation de dégradation diélectrique.De telles pollutions ne sont habituellement passurveillées sur les transformateurs de distribution.

c Transformateurs à isolation solidev Des contraintes mécaniques anormales (chocs,efforts de serrage de connexions...) peuvent

fissurer l'isolant, permettant des amorçages entrespires ou vers des masses avoisinantes.v La fissuration d'isolant peut également être laconséquence d'un vieillissement thermiqueanormal lié à une mauvaise utilisation dutransformateur.v Des imperfections de moulage de l'isolationsolide peuvent donner naissance au phénomènede décharges partielles, si des bulles sontprésentes dans l'isolant à des endroits à champélectrique élevé. Ce phénomène provoque unedégradation interne de la matière jusqu'àl'apparition d'un défaut majeur.v La présence de polluants externes (poussières)sur de tels transformateurs perturbe la répartitiondes contraintes diélectriques en surface jusqu'àl'apparition de défauts d'isolement.v L'approche de masses métalliques à unedistance inférieure à la distante prescrite par leconstructeur peut créer localement unecontrainte excessive pour l'isolation.

Une synthèse des contraintes en exploitation etde leurs conséquences est présentée figure 10 .

Fig. 10 : synthèse des contraintes en exploitation et conséquences.

Contrainte Cause possible Défaillance la plus probable Manifestations initialesSurtensions Choc de foudre proche Claquage entre spires MT Dégagement gaz ou fumée

Manœuvres du réseau Claquage entre enroulement Faible augmentation de courantet masse phase

Courant à la terreSurintensité faible Surcharge Destruction enroulements Dégagement gaz ou fumée

Défaut impédant sur aux points les plus chauds Faible augmentation de courantréseau BT avec court-circuitage de phase

spiresSurintensité violente Défaut BT proche Destruction enroulements Evolution rapide et aléatoire vers

aux points les plus chauds un défaut d’enroulementsavec court-circuitage despires et déplacements debobines

Vieillissement Cumul des contraintes Claquage entre spires MT Dégagement gaz ou fuméeantérieures Evolution possible à la terre Faible augmentation de courant

phaseCourant à la terre

Note : tous les mode de défaillances, s’ils ne sont pas traités dans leur phase initiale, vont évoluer vers unegénéralisation aux différents enroulements, et des manifestations violentes par rupture de cuve et/ou explosion debobines éventuellement suivie d’incendie.


3 Protection contre les surtensions

3.1 Généralités

Un transformateur alimenté en antenne, oupositionné au point d'ouverture d'une boucle,représente en haute fréquence une impédancetrès élevée comparée à l'impédance d'onde ducâble ou de la ligne d'alimentation. De ce fait,lors des phénomènes de propagation d'ondes,ce transformateur représente un point deréflexion presque totale et la contrainte qu'ilsubit peut atteindre, en première approche, ledouble de la tension maximale de l'ondeincidente. Il est important que les dispositifslimiteurs soient positionnés à proximitéimmédiate du transformateur pour être d'une

bonne efficacité. L’ordre de grandeurcorrespondant est d’une dizaine de mètres. Lesconditions d'installation, avec en particulier leslongueurs des connexions et les valeurs deprises de terre, sont très influentes sur lesperformances de la protection(cf. Cahier Technique n° 151 : Surtensions etcoordination d'isolement, etCahier Technique n° 168 : La foudre et lesinstallations électriques MT).

3.2 Eclateurs et parafoudres

Deux moyens de protection contre lessurtensions sont utilisés de manière large : leséclateurs et les parafoudres. Les éclateurs sontles dispositifs les moins coûteux et les plusrustiques. Ils sont utilisés exclusivement sur lesréseaux aériens. Les parafoudres offrent uneprotection plus performante, mais pour un coûtnotablement plus élevé.

Les éclateurs

L'éclateur est un dispositif simple constitué dedeux électrodes dans l'air. La limitation detension aux bornes est effectuée par l'amorçagede l'intervalle d'air. Ce mode de fonctionnementprésente un certain nombre d'inconvénients :c Une forte dispersion du niveau d'amorçageen résulte, fonction des conditionsd'environnement (humidité, poussière, corpsétrangers...).c Le niveau de protection dépend de la raideurdu front de la surtension. En effet, l'air présenteun comportement « retard à l'amorçage » qui faitqu'une surtension importante à front très raideentraîne l'amorçage à une valeur de crêtenotablement supérieure au niveau de protectionsouhaité (cf. fig. 11 ).c Un courant de défaut à la terre apparaît lors del'intervention de l'éclateur. Ce courant « desuite », dont l'intensité dépend du mode de miseà la terre du neutre du réseau, ne peutgénéralement pas s'éteindre spontanément etimpose l'intervention d'une protection en amont.Un réenclenchement réalisé quelques centainesde millisecondes plus tard permet la reprise duservice. Des dispositifs comme le disjoncteur

Fig. 11 : comportement d’un éclateur sur front raide ;plus le dV/dt augmente, plus la surtension atteinte estélevée.

shunt, pour des réseaux à neutre impédant,réalisent l'extinction de l'arc et la suppression dudéfaut sans entraîner de coupure de fourniture.

Les parafoudres

Les parafoudres permettent de se débarrasserde ce comportement néfaste car ils présententun comportement réversible. Ce sont desrésistances fortement non-linéaires quiprésentent une diminution importante de leurrésistance interne au-dessus d'une certainevaleur de tension aux bornes. La reproductibilitéde fonctionnement est bien meilleure que pourles éclateurs et le phénomène de retard estinexistant.Les modèles anciens au carbure de silicium(SiC) ne sont pas capables de supporter de

t

U

Niveaud'amorçageà tension« maintenue »

Surtensionatteinte

Onde incidentePoint d'amorçage

Lieu des pointsd'amorçage


manière permanente la tension de service carleur courant résiduel est trop important etgénère un dégagement de chaleurinadmissible. Ils sont donc associés à undispositif éclateur en série capable d'interromprele courant résiduel et de tenir la tension deservice. Les modèles plus récents à l'oxyde dezinc ZnO présentent une non-linéarité beaucoupplus accentuée, qui leur permet d'avoir uncourant de fuite à la tension de service de l'ordrede 10 mA. De ce fait, il est possible de maintenirles parties actives en permanence sous tension.Leur très forte non-linéarité améliore égalementl'efficacité de la protection aux forts courants(cf. fig. 12 ).Les parafoudres à oxyde de zinc, dont l'usagetend à se généraliser, sont disponibles dans desréalisations adaptées aux utilisations surréseaux aériens, en cellules ou en extension surdes accessoires de prises embrochables. Tousles cas d'installation peuvent donc être couverts.

Fig. 12 : exemple de caractéristique d’un parafoudre àoxyde de zinc (ZnO) utilisable sur réseau 20kV,isolement 125 kV « choc ».

5 kA

10 mA

I

75 kV U15 kV


4 Protection contre les surcharges

4.1 Protection par mesure de courant

La protection contre les surcharges doitintervenir avec un seuil compris entre 110 et 150 %du courant assigné et avoir, de préférence, unfonctionnement à temps dépendant. Elle peut êtreplacée côté MT ou côté BT.Plus la puissance du transformateur est faible,plus le positionnement de la protection côtébasse tension est adapté. Inversement, plus lapuissance est importante, plus le choix d’uneprotection MT est judicieux.

Protection côté MT

La protection contre les surcharges côté MT estintéressante lorsqu’il s’agit de transformateursde forte puissance avec disjoncteur MT associéà des protections à source auxiliaire. Cesprotections peuvent être à temps constant ou àtemps dépendant. Elles assurent également laprotection contre les forts courants de défaut(hypothèse de défaut MT). Dans tous les cas, lesimpératifs de sélectivité avec les protectionsbasse tension devront être respectés.

Protection côté BT

La protection côté BT est facile à réaliser par undisjoncteur général BT. Ce type d’appareildispose d’une courbe à temps inverse (ditethermique ou long retard) qui généralementsurprotège le transformateur. En effet, laconstante de temps et l’inertie prises en comptepour définir cette courbe sont celles descanalisations basse tension, qui sont plus faiblesque celles du transformateur.

Afin de protéger le transformateur, le disjoncteurn'est pas réglé en fonction de la tenue thermiquedes conducteurs avals, ce qui est souventl'habitude en basse tension, mais en fonction ducourant assigné du transformateur placé enamont qui est généralement plus faible que lecourant assigné des conducteurs. Si cedisjoncteur général est temporisé, pour assurerla sélectivité chronométrique avec desdisjoncteurs de départs basse tension, lasélectivité avec une éventuelle protectionmoyenne tension peut devenir délicate. Le sujetest repris dans les paragraphes qui traitent de laprotection moyenne tension.

Dans un tel schéma de protection par la bassetension, il faut rappeler que le choix est fait deprotéger le transformateur contre lessurcharges et courts-circuits sur le réseau basse

tension, mais pas contre les défaillancesinternes.

Dans les réseaux de distribution publique, il estcourant d'utiliser des fusibles sur les départsbasse tension, lorsque le courant de défaut entout point du réseau est suffisamment élevé.Ces fusibles sont calibrés pour n'intervenir quelors de courts-circuits entre les conducteurs duréseau basse tension public et n'ont aucunobjectif de protection du transformateur ensurcharge. L'utilisation de fusibles, avec doncdes durées d'intervention très faibles à fortcourant de défaut, rend la coordination facile visà vis d'une éventuelle protection côté moyennetension.

Un cas particulier à la distribution publiqueaérienne se présente quand le réseau bassetension possède une impédance importante dufait d'une grande longueur et d'une utilisation deconducteurs nus. On peut alors avoir desdéfauts francs, éloignés du transformateur,entre phases ou entre phase et terre pourlesquels le courant reste faible, par exemple del'ordre de 2 à 3 In transfo.

Une telle situation de défaut présente un risquepour le public à l'endroit du défaut, et égalementun risque pour le transformateur si elle seprolonge. Ces défauts ne sont pas vus par desprotections de court-circuit habituelles, tellesque des fusibles, et peuvent justifier l'adoptiond'une protection « de surcharge » pardisjoncteur à même d'intervenir dans cettesituation.

Les déclencheurs associés à de telsdisjoncteurs basse tension peuvent être dotésd'un fonctionnement « à image thermique » quitolère des surcharges monophasées, si lesautres phases sont peu chargées et que latempérature résultante à l'intérieur dutransformateur reste acceptable. Cefonctionnement est exclusivement valable pourles transformateurs de technologie« immergée » pour lesquels le diélectriqueliquide favorise les échanges de chaleur entreles différents éléments constitutifs.

Cette solution est particulièrement intéressanteen distribution publique où le foisonnement descharges raccordées à un transformateur defaible puissance est difficile à optimiser. Elle estmise en œuvre dans les disjoncteurs destinésaux transformateurs sur poteaux et participe


Phase 1 Phase 2 Phase 3Cas limite 0 0 2,15Cas fréquent 0,8 0,8 1,6Sans image thermique 1,2 1,2 1,2

Fig. 13 : protection avec image thermique - différentscas de fonctionnements déséquilibrés possibles.

ainsi à éliminer les coupures de clientèleinjustifiées. La technique retenue consiste àrecréer dans le déclencheur une interaction paréchange de chaleur entre les trois éléments demesure de courant - généralement desrésistances à coefficient de température positif -ainsi qu’une inertie thermique globalereprésentative de celle du transformateurprotégé. Pour la même température maximalede point chaud dans le transformateur, lecourant de déclenchement en régimedéséquilibré permanent peut ainsi être porté àdes valeurs nettement supérieures à cellesobtenues en protection par phases

4.2 Protection par la mesure de température

Le contrôle de la température des enroulementsest l’action la plus pertinente car c’est latempérature qui génère le vieillissement desisolants.Toutefois, les échauffements se produisant surles parties sous tension, la mesure ne peutgénéralement pas être effectuée directement surces points. La faible vitesse de variation destempératures pour des courants dans ledomaine de la surcharge, du fait de l'inertiethermique du transformateur, permet deconsidérer que la mesure reste représentative.Le cas d'une élévation rapide de températuredes enroulements est normalement géré par unedétection de surintensité.

Pour les transformateurs de type immergés,c'est généralement la température de l'huile quiest prise comme indication. En effet, le liquidediélectrique intervient comme réfrigérant vis à visdes enroulements et tend à homogénéiser latempérature à l'intérieur du transformateur. Cettemesure de température peut être réalisée par unthermostat capable de fournir de manièreautonome une information sur un contact de

sortie. Eventuellement, deux seuils peuvent êtreutilisés pour définir un niveau d'alarme,entraînant par exemple des délestages ou unrefroidissement forcé, et un niveau dedéclenchement. Une telle fonction est inclusedans les dispositifs comme le DGPT2 décrit plusloin dans ce document.

Pour les transformateurs de type secs enrobés, ilest nécessaire de faire plusieurs mesures car lestempératures peuvent rester très différentes d'unenroulement à l'autre en cas de déséquilibre.Par ailleurs, la technologie se prête mal àl'utilisation de thermostats dont les partiesactives sont assez volumineuses. Lesconstructeurs proposent un équipement dutransformateur avec des sondes de platine,comme sur certains moteurs moyenne tension. Ilest usuel d'équiper chaque enroulement de deuxsondes, afin de pouvoir surveiller au plus prèsles points connus comme étant les plus chauds.Ces sondes sont raccordées à une électroniquede traitement qui peut gérer plusieurs seuilsutilisés pour provoquer soit des délestages, soitune ouverture générale.

indépendantes. Par ailleurs, la prise en comptedes inerties thermiques permet de mieux utiliserle transformateur lors des surchargestemporaires (cf. fig. 13 ).


5 Protection par fusibles MTet combinés interrupteur-fusibles

Pour des besoins d’exploitation — manœuvre,échange de fusible, sectionnement — les fusiblessont installés en aval d’un organe de manœuvre.Les réalisations d’appareillage prennent souventla forme d’interrupteurs-fusibles. Dans ce cas, lesfusibles sont installés dans l’appareillage sanspour autant impliquer un lien entre lefonctionnement des fusibles et celui de

l’interrupteur. Lorsque le fusible utilisé comporteun percuteur capable de faire ouvrir l’interrupteuren cas de fusion, l’appareillage est alors désignépar le terme de « combiné interrupteur-fusibles ».

5.1 Caractéristiques des fusibles MT

Généralités

Les fusibles constituent une protection trèslargement utilisée pour les transformateurs dedistribution, essentiellement du fait de lasimplicité et du coût limité du matérielcorrespondant. Toutefois, les limitestechnologiques de leur réalisation entraînent uncertain nombre d'inconvénients oud'imperfections qui font considérer la protectionpar fusibles comme une protection relativementrustique.Les fusibles sont caractérisés par leur courantassigné, valeur la plus élevée de courant que lefusible peut admettre de manière permanentedans une installation à l'air libre, et par leurcaractéristique de fusion courant/temps. Lecourant assigné dépend des critèresd'échauffement en régime permanent sur lessurfaces de contact et sur les enveloppesisolantes. Il ne correspond pas à la fusion.Il existe toujours une zone de valeurs de courantentre le courant assigné et le début de lacaractéristique de fusion. Un courant situé danscette zone génère des échauffementsinadmissibles, sources de dégradation à plus oumoins longue échéance du fusible et de sonenvironnement. Certains fusibles intègrent desdispositifs sensibles à la température destinés àfaire déclencher l'interrupteur dans le cas d'uncombiné.

Classification des fusibles MT

Il existe deux grandes familles de fusibles : lesfusibles à expulsion et les fusibles limiteurs. Lesfusibles à expulsion sont largement utilisés dansla distribution aérienne de type nord-américaine,dans des montages assurant souvent lesectionnement automatique. Toutefois, leur

fonctionnement non limiteur, leur pouvoir decoupure limité et surtout leurs manifestationsextérieures tendent à réduire de plus en plus leuremploi. La suite du document s’intéresse doncexclusivement aux fusibles limiteurs, tels quedéfinis dans la CEI 282.

c Parmi ces fusibles, les plus courants fontpartie de la catégorie des fusibles « back-up »(ou « associés »). Ils présentent un courantminimal de coupure ( I3 dans les normes)supérieur à leur courant minimal de fusion.

c Les fusibles de la catégorie « generalpurpose » (ou « d'usage général ») sont définiscomme ayant un courant minimal de coupure telque le temps de fusion associé soit supérieur àune heure.

c Les fusibles de la catégorie « full range »(ou « à coupure intégrale ») garantissent lacoupure pour tous les courants entraînant lafusion, jusqu'au pouvoir de coupure en court-circuit. Ces fusibles sont généralement pluscoûteux que la catégorie « back-up », ce qui enlimite l'utilisation. Par ailleurs, ils présentent toutde même des possibilités de suréchauffement etne permettent donc pas d'apporter une solutionà tous les cas d'installation.

L'observation des courbes caractéristiques desfusibles fait apparaître que :c le courant minimal de fusion est entre 2 et 5fois le courant assigné, selon les types defusibles,c la durée d'intervention est très dépendante ducourant, et présente une dispersion importante(tolérance sur le courant de ± 10 %). La formeexacte de la courbe dépend du type du fusible,de sa technologie. Cette durée atteint desvaleurs très faibles pour les forts courants,


supérieurs à 20 fois le courant assigné(cf. fig. 14 ).

Critères de sélection

La capacité des fusibles limiteurs à intervenirdans des temps de l'ordre de quelquesmillisecondes, pour les courants élevés,constitue leur avantage principal, hormis leurcoût. Cette caractéristique permet aux fusiblesd'assurer un effet limiteur de courant trèsapprécié sur les installations à fort courant decourt-circuit. En effet, le concepteur peutdimensionner les conducteurs et composants ducircuit aval en prenant en compte cet effetlimiteur et donc, en considérant desperformances de tenue aux courants de défauttrès inférieures au courant de court-circuit duréseau. Cette limitation participe également àdiminuer les effets destructeurs d'un défautmajeur.

Les règles de choix des fusibles, exprimées parles constructeurs et dépendant descaractéristiques de chaque type, couvrent lescritères suivants :c la tension de service du transformateur,c les courants d'enclenchement,c la possibilité généralement admise desurcharger temporairement un transformateur,c la nécessité qu'un défaut basse tension proche(en amont des dispositifs de protection BT) soitéliminé en un temps suffisamment court,c le respect de la sélectivité avec lesprotections BT (cf. fig. 15 ).Ces critères sont développés dans l'annexe 1.

La prise en compte de l'ensemble de cescritères, ainsi que du courant de court-circuit MT,des conditions d'installation et du besoinéventuel de sélectivité, rend la sélection d'unfusible adapté assez délicate. De ce fait, uncertain nombre d'installations fonctionnent avecdes fusibles n'assurant pas de manière correctela protection pour laquelle ils ont été mis enplace. Cela peut aboutir, soit à des fusionsintempestives lors de mises sous tension, soit àune non-protection par inadaptation descaractéristiques.

Fig. 14 : caractéristique typique d’un fusible« associé ».

Fig. 15 : sélectivité entre fusibles MT et protections BT.

5.2 Limites des fusibles

Précautions de manipulationLa technologie employée — des fils ou rubansmétalliques connectés en parallèle dans dusable — présente une certaine fragilitémécanique lors des opérations de manipulationou de transport. Il a été observé fréquemmentdes détériorations par rupture d'un ou plusieursconducteurs, en l'absence de toute contrainteélectrique. La mise en service d'un fusible

endommagé équivaut à utiliser un calibreanormalement faible et entraîne rapidement uneévolution de type emballement thermique. Unetelle évolution peut avoir des conséquencesdésastreuses sur l'appareillage d'accueil, et doncsur l'intégrité de l'installation. Afin de se prémunircontre ce type d'incident, les exploitants peuventréaliser une mesure de résistance juste avant lamise en place, afin de s'assurer que le fusible

30 s

1 ms

1 h

t

Iminicoupure

Zon

e de

non

-cou

pure

Zon

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sur

-éch

auffe

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t

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Iminifusion

In I

Zon

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tect

ion

t

Zone de défaut MT ou BT

Zone dedéfaut MT

Fusible MTFusible

BT

In IMT

DisjoncteurBT


présente une valeur conforme à sa définition etn'a donc pas subi de rupture d'élémentconducteur.

Points de fonctionnement interdits

c La zone « interdite » des fusibles « back-up »s'étend du courant assigné au courant minimalde coupure. Dans cette zone, deuxcomportements se succèdent :v entre le courant assigné et le courant minimalde fusion, les échauffements excessifs peuventdétériorer l'enveloppe du fusible et sonenvironnement au sein de l'appareillage ;v entre le courant minimal de fusion et le courantminimal de coupure, il y a apparition d'un arc quine s'éteint pas et qui entraîne rapidement undéfaut moyenne tension majeur si aucun autredispositif n'intervient.

De ce fait, ces fusibles doivent être utilisés avecdiscernement, sur des applications danslesquelles l'occurrence d'un courant de valeursituée dans cette zone critique est impossible. Sices situations de défaut sont possibles, il faututiliser le fusible dans un combiné. Cette solutionest développée plus loin. Le guide de choixCEI 787 de la protection des transformateurs pardes fusibles rappelle ces différents critères.

c Les fusibles « full range » n'ont pas de courantminimal de coupure. Leur zone « interdite » selimite donc aux valeurs de courant comprisesentre le courant assigné et le courant minimal defusion. Cette zone n'est problématique que pourdes phénomènes quasi-permanents pouvantentraîner des effets thermiques néfastes. L'ordrede grandeur de durée est l'heure.

c Dans les applications de protectiontransformateur, les défauts sont très souventévolutifs, à partir de courants faibles.Ce type de défaut peut amener à solliciter laprotection avec un courant croissant trèslentement au-delà du courant assigné. Une telleévolution, dans un circuit protégé par fusiblesquel qu'en soit le type, peut être considéréecomme dangereuse, du fait qu'elle vasystématiquement faire passer le fusible dans sazone critique. Avec une faible vitesse d'évolutiondu défaut dans le transformateur, on peut aboutirà une défaillance de l'appareillage, paremballement thermique ou non coupure dufusible.A titre d'exemple, un transformateur de 400 kVAsous 11 kV est protégé par des fusibles« back-up » de courant assigné 40 A, selon letableau de choix du constructeur des fusibles,alors que le courant assigné du transformateur estde 21 A. La courbe de fusion associée à un telfusible montre un courant minimal de fusiond'environ 100 A avec un courant minimal decoupure d'environ 130 A. En cas de défaut entrespires primaires, la probabilité est grande desolliciter ce fusible avec des valeurs dangereuses,

le courant minimal de coupure étant de l'ordre de6 fois le courant assigné du transformateur.

Fonctionnement monophasé

Dans l'hypothèse où un seul fusible fond, letransformateur se trouve alors alimenté par lesdeux phases restantes. En fonction du couplagedu transformateur, les charges basse tensionvont voir une situation différente. Dans le cas ducouplage triangle-étoile, deux phasesbasse-tension sur trois se trouvent en situationde tension réduite et les déphasages ne sontplus respectés. Cette situation est principalementpréjudiciable aux moteurs triphasés, ainsi qu'auxmoteurs monophasés connectés sur les phasesà tension réduite. D'autres applications peuventégalement être perturbées par une tensionréduite, par exemple les relais ou les lampes àdécharge. Une séparation sur une seule phasecorrespond donc le plus souvent à une situationà éviter, qui peut être considérée comme étantpire qu'une interruption de fourniture.

Cas des transformateurs en parallèle

En cas d'utilisation de transformateurs enparallèle, il est indispensable de les protéger àl'aide d'un dispositif commun. Cela évite laréalimentation d'un défaut transformateur àtravers le couplage basse tension (cf. fig. 16 ).

Si l'on souhaite réaliser cette protection aumoyen de fusibles, l'application des critères dedimensionnement cités précédemment amène àsélectionner des fusibles à partir du courantrésultant des deux transformateurs. De ce fait,les courants minimaux de fusion et de coupurese trouvent augmentés d'un facteur proche de 2,par rapport au cas de fusibles dédiés à un seultransformateur. La protection assurée vis à visde la défaillance interne d'un des deuxtransformateurs est alors notablement dégradée.Le risque est donc augmenté de voir les fusiblessoumis à des situations critiques desuréchauffement ou de fusion en dessous de I3.L'utilisation d'une protection par fusibles est doncdéconseillée dans de telles installations.

Fig. 16 : circulation des courants après ouvertured’une protection MT sur défaut primaire.


5.3 Utilisation d'un combiné interrupteur-fusibles

IntérêtsLes fusions intempestives, par vieillissement ousur phénomène transitoire, sont la principalecause des situations de fonctionnement avecmanque d'une phase MT.La séparation monophasée est évitée parl'utilisation d'un appareillage combinéinterrupteur-fusibles, dans lequel les fusibles misen œuvre sont dotés d'un percuteur. Dans cetype d'appareillage, le premier fusible sollicitéactionne, par son percuteur, le mécanisme del'interrupteur et entraîne l'ouverture de celui-ci.La coupure d'alimentation est donc réalisée entriphasé quelle que soit la raison de la fusion dufusible.Ce mode de fonctionnement permet égalementde faire couper par l'interrupteur les courants dedéfaut de faibles valeurs situés dans la zoneinterdite du fusible (entre le courant minimal defusion et le courant minimum de coupure I3). Lerisque associé à la non coupure du fusible estainsi supprimé.Par contre, l'interrupteur du combiné n'ayant pasun pouvoir de coupure sur défaut jusqu'aucourant de court-circuit, la sélection du coupleappareillage-fusibles doit respecter des règlesde coordination. Ces règles ont pour objectifd'assurer que l'interrupteur ne soit jamais misdans une situation dans laquelle il seraitincapable de couper. La publication CEI 420traite de ces critères.

Dans le combiné, la partition des situations dedéfaut est recherchée :c les forts courants sont éliminés par lesfusibles, en bénéficiant de leur pouvoir decoupure et de l’effet de limitation,c les courants plus faibles sont éliminés parl’interrupteur, sur ordre du percuteur ou un ordreexterne.

Complexité

Parmi les paramètres pris en considération dansla détermination d'un couple interrupteur-fusiblesfigure la capacité de l'interrupteur à interrompreles courants « de transition ». La valeur ducourant de transition est définie comme la valeurdu courant triphasé pour laquelle les fusibles etl'interrupteur se passent le relais dans la fonctionde coupure : immédiatement en dessous decette valeur, le courant dans le premier pôle quicoupe est interrompu par le fusible, et le courantdans les deux autres pôles par l'interrupteur ;au-dessus de cette valeur, le courant dans lestrois phases est interrompu par les fusibles. Lecalcul du courant de transition est présenté enannexe 2.Les calculs et les essais réalisés pour couvrircette situation sont tous basés sur deshypothèses d’impédance de défaut constante.Cela n'est pas nécessairement le cas car lecourant de défaut, évolutif, peut augmenter.

Le positionnement du courant de transition doitégalement assurer la prise en charge par lesfusibles des situations de défaut générant destransitoires de rétablissement sévères. C'est lecas, par exemple, pour le défaut aux bornesbasse tension du transformateur. Certains casde défaut basse tension entre deux phasesseulement peuvent, selon le couplage dutransformateur, générer des situations critiquesnon couvertes par la CEI 420.

Limites

La sélection d'un fusible dans un combinéinterrupteur-fusibles pour une applicationprotection transformateur doit satisfaire unnombre de critères important. Les constructeursd'appareillage fournissent la liste des fusiblesutilisables dans leurs combinés (marque, typeset calibres) pour chaque type d’application. Encas de non respect de ces préconisations, laprotection peut s'en trouver dégradée, ou lasécurité compromise selon les cas et les défautséventuels. Les règles de base sont rappeléesdans l'annexe 1. Elles ne peuvent pas à ellesseules garantir la couverture de tous les cas dedéfaut possibles.La zone d’échauffement excessif existe toujours,pour la quasi-totalité des fusibles, et la mise enœuvre d'un combiné n'apporte aucun moyen deprévention contre une dégradation thermique sile courant est maintenu dans cette zone. C'estpourquoi certains constructeurs proposent desfusibles avec capteur de température intégré,entraînant le déclenchement du percuteur, etdonc du combiné, en cas d'échauffementanormal.

Possibilités de protection complémentaire

L'utilisation des combinés peut être mise à profitpour adjoindre une protection annexe comme laprotection contre les défauts à la terre, la priseen compte de la pression ou de la température.La temporisation doit, dans tous les cas,garantir le respect du courant d’intersection ducombiné.Le courant d'intersection est défini comme lavaleur du courant correspondant à l'intersectiondes caractéristiques temps-courant de deuxdispositifs de protection à maximun de courant(VEI 441-17-16), donc la valeur du courant àl'intersection des courbes des fusibles d'une partet du dispositif de protection annexe d'autre part(CEI 420) (cf. annexe 2).

En conclusion, la protection par combiné estrelativement complexe et peut présenter desrisques. Aussi, le concepteur d'installationélectrique peut préférer une protection pardisjoncteur à laquelle il est plus aisé d'associerdes fonctions performantes.


6 Protection par disjoncteur MT,organes de déclenchement associés

L'utilisation d'un disjoncteur procure commeavantages principaux de ne pas présenter decourants critiques - le disjoncteur est capabled'interrompre tous les courants inférieurs à sonpouvoir de coupure - et d'offrir une grandesouplesse dans le choix des critères d'intervention.Les solutions techniques proposées sont fréquem-

ment plus coûteuses avec des disjoncteursqu'avec des fusibles, interrupteurs fusibles oucombinés. Toutefois, certaines réalisations,particulièrement en appareillage compact de typeRing Main Unit, offrent des solutions disjoncteurs àdes coûts unitaires similaires à ceux des solutionsutilisant des fusibles.

6.1 Critères de choix d'une courbe de déclenchement

Généralités

Les protections à maximum de courantinterviennent lorsque la valeur d'un courantdépasse une valeur déterminée pendant untemps déterminé. Les protections dites « àtemps dépendant », pour lesquelles la durée dedéclenchement dépend de la valeur du courantqui circule, sont les plus utilisées. En effet, ellespermettent de concilier des temporisationsimportantes dans les zones de courant faible(surcharge ou défaillance interne « jeune ») avecune intervention rapide en cas de défaut majeur.La courbe courant-temps du relais assureégalement le non déclenchement lors dephénomènes transitoires comme les courantsd'enclenchement.Plusieurs courbes sont proposées par lanormalisation internationale (CEI 255) qui ontl'avantage de permettre une sélectivité entredisjoncteurs moyenne tension.D'autres courbes sont proposées par lesconstructeurs, mieux adaptées à la protectiondes transformateurs de distribution.

Sélectivité

La sélectivité consiste à ne déclencher que laprotection la plus proche du défaut, de manière àminimiser la partie de l’installation ou du réseaumise hors service. Dans l'application particulièrede surveillance d'un transformateur MT/BT, lasélectivité doit être recherchée vis à vis dudisjoncteur MT amont et, éventuellement, vis àvis des protections basse tension en aval. Endistribution publique, le disjoncteurimmédiatement en amont de la protectiontransformateur est un disjoncteur de départ duposte HT/MT ou de dérivation ; ses paramètresde protection sont généralement réglés à desvaleurs très supérieures et la sélectivité estréalisée sans contrainte supplémentaire.La sélectivité vis à vis de l'aval est intéressanteet facile dans le cas où plusieurs protections

basse tension sont en parallèle. Si un disjoncteurgénéral BT est utilisé, une perte de sélectivité nechange pas le fait que tous les utilisateurs BTsont déconnectés. Le disjoncteur MT et laprotection générale BT peuvent être considéréscomme un seul échelon de sélectivité. En fait,les aspects réglementaires et contractuels entrele distributeur et le client BT font que lesintervenants n’ont que rarement accès aux deuxdisjoncteurs. Dans les installations MT privées etquand le matériel utilisé le permet, la mise enœuvre d'une sélectivité logique entre ledisjoncteur MT et la protection générale BT offreune simplification importante(cf. Cahier Technique n° 2 : Protection desréseaux par le système de sélectivité logique).

Exemple

La figure 17 illustre les niveaux de courant dedéfaut dans une installation. On peut constaterque le niveau de court-circuit basse tension varie

Fig. 17 : impédances et courants de défauts - Unexemple d’installation.

15 kV

400 kVA

15,4 A

580 A

In Icc MT Icc BT

400 V

D2

à 20 m

28 mΩ

0,2 mΩ

Z

20 kA

11,6 kA

10 kA

309 A

266 A


rapidement du seul fait de l'impédance desconducteurs.Si l'on considère que le disjoncteur D2 n'est paslimiteur et qu'il est situé à 5 mΩ dutransformateur (15 à 30 mètres deconducteur BT), le courant de défaut qui peuts'établir immédiatement à ses bornes aval vautsensiblement 16 fois le courant nominal dutransformateur. Il faut alors vérifier que lasélectivité est obtenue à cette valeur de courant.La courbe normalisée la plus rapide (extremelyinverse), paramétrée pour obtenir 20 ms à 20 In,donne alors un temps de déclenchement égal à31 ms. La sélectivité est obtenue si ledisjoncteur D2 élimine le défaut en moins de15 ms, pour tenir compte du temps mémoire durelais MT. Dans le cas d'installations complexes,en distribution industrielle, il est possible que ledisjoncteur D2 soit lui-même temporisé auxfortes valeurs de défaut. Il faudra alors utilisersur le relais MT un mode de fonctionnement quipermet d'assurer une sélectivité chronométriquejusqu'à cette valeur de défaut de 16 In(cf. fig. 18 ) ou utiliser la sélectivité logique.Dans les cas de distribution publique, on netrouve jamais de disjoncteurs en cascade sansque l'impédance entre eux soit assezsignificative pour permettre une sélectivitéampèremétrique.

Solutions pratiques

Les seuils disponibles sur les relais necorrespondent que très rarement exactement aucourant nominal du transformateur surveillé, cequi amène à décaler la courbe de protection versles plus forts courants. Cela aboutit à augmenterla marge de sélectivité. Les constructeurspeuvent donc proposer des courbes différentesdes courbes normalisées, permettant d'obtenirun fonctionnement mieux ciblé sur les besoinsd'exploitation des transformateurs.

La protection MT dédiée au transformateur doitrépondre aux critères suivants :c être toujours plus rapide que la protection MTimmédiatement en amont,c être la plus rapide possible pour des valeursde courant supérieures au court-circuit bassetension (20 à 25 In transfo selon Zcc),c laisser passer les pointes d'enclenchement(cf. fig. 19 ),c pouvoir assurer une surveillance de la zone desurcharge, ou immédiatement au-delà de la zonede surcharge admise par l'exploitant.

C'est ce qui justifie la réalisation d'une courbecomme illustré à la figure 20 , mise en œuvredans certains appareillages à protection intégréede Schneider. On peut noter qu'une telle courbeassure la sélectivité avec d'éventuels fusiblessur la basse tension, ceux-ci réalisant toujours

Fig. 18 : coordination avec un disjoncteur bassetension par décalage des réglages. La surcharge estgérée sur la BT. Les défauts internes sont moins bienprotégés.

P (kVA) I crête /In Cte de temps (ms)50 15 100100 14 150160 12 200250 12 220400 12 250630 11 300800 10 3001000 10 3501250 9 3501600 9 4002000 8 450

Fig. 19 : courants d’enclenchement rapportés au courantassigné (valeur crête) des transformateurs immergés.

Fig. 20 : courbe de déclenchement d’un relais dédié àla protection transformateur

t

2 10 20 I/In1Défaut aux bornesdu disjoncteur BT

Disjoncteur BT

Disjoncteur MT

1 2 5 10 20 50

20 ms50 ms

100 ms0,2 s0,5 s

1 s2 s5 s

10 s20 s

t

Seuil à 1,2 Iréglage

I/Iréglage


une élimination de défaut très rapide (de l'ordrede quelques millisecondes) pour des courants de

Fig. 21 : prise en charge de la protection de surcharge, et vis à vis de défauts internes par un disjoncteur MT.

6.2 Avantages d'une protection terre

Le comportement observé lors de défaut interneà la masse dépend du mode de mise à la terredu neutre du réseau MT. Une détection decourant résiduel peut couvrir tout ou partie desdéfauts à la masse. De plus, une détection decourant résiduel est également sensible à desdéfauts entre primaire et secondaire, quicorrespondent à des défauts à la terre vus par leréseau amont. Une telle protection estintéressante pour un transformateur dedistribution, hors réseaux à neutre direct à laterre et distribué.Son seuil d'intervention doit être le plus baspossible ; dans les faits, il existe deslimitations :c il doit laisser passer les courants résiduels« normaux ». En effet, dans certaines situationsd'exploitation du réseau, les déséquilibres destensions simples - par rapport à la terre -peuvent générer un courant résiduel non nul àtravers les capacités à la terre dutransformateur et des éventuels câbles deraccordement;

Même hors situation de défaut, toute portion deréseau présente un déséquilibre capacitif« naturel » générant un courant résiduel;c il peut être limité par les erreurs destransformateurs de mesure dans le cas d'unesommation de trois mesures de courant phase.Les limitations technologiques des capteurs etprotections imposent d'adopter des seuils dedétection généralement supérieurs à 10 % ducourant assigné pour éviter les déclenchementsintempestifs sur phénomènes transitoires ou surcourt-circuit.

Dans certains cas, une détection de type« masse-cuve », qui implique de pouvoir isoler letransformateur de la terre, peut être envisagée.Toutefois, ce type de protection présente desdifficultés de mise en œuvre liées à l'installationphysique des transformateurs, et à l'éloignementéventuel entre ceux-ci et l'appareillage deprotection.Elle n'est presque jamais utilisée pour destransformateurs de distribution.

6.3 Les protections autonomes : Time Fuse Links (TFL) et relais

Dans de nombreuses situations, particulièrementen distribution publique ou bien sur des petitesinstallations, il n'est pas envisageable d'utiliserune quelconque source auxiliaire pour lefonctionnement de la protection. En effet,l'utilisation directe de la basse tension issue dutransformateur ne permet pas de répondresimplement à l'ensemble des hypothèses dedéfaut et la présence d'une source auxiliaire

autre entraînerait un surcoût d'installation et demaintenance inacceptable. Plusieurs types deprotections sans source auxiliaire existent, et lesfusibles sont à classer dans cette catégorie.

Quand il s'agit de faire ouvrir un disjoncteur, ontrouve trois catégories de dispositifs :

c Les relais directs, dans lesquels le courantsurveillé actionne les dispositifs de

1

t

2 10 20 I/In

Fusible BT

Disjoncteur MT

défaut proches du courant de court-circuit duréseau basse tension (cf. fig. 21 ).


déverrouillage par effet thermique oumagnétique, sans transformateur de courant.C'est le cas de nombreux disjoncteurs bassetension, mais les relais directs sont égalementapplicables à l'appareillage moyenne tension.Leur usage tend toutefois à disparaître,essentiellement du fait de leur rusticité, de leurmédiocre précision et de leurs capacités deréglage limitées.

c Les « Time Fuse Links » sont largementutilisés par les britanniques (cf. fig. 22 ). Enfonctionnement normal, la bobine estcourt-circuitée par un fusible basse tension quiva donc déterminer les paramètres deprotection. En cas de défaut, le fusible fond et lecourant secondaire du transformateur de courantactionne la bobine. Ce principe rustique estsimple et efficace. Toutefois, il implique dedisposer de fusibles de remplacement et il n'offrequ'un choix de caractéristiques limité, lié auxcourbes de fusion des fusibles. Une protectionterre peut être réalisée par une bobine placéedans le conducteur commun des transformateursde courant. Le courant étant normalement nuldans cette branche, il n'y a pas de fusible enparallèle sur cette bobine.

c Les relais électroniques auto-alimentés, danslesquels l'énergie nécessaire au fonctionnementde l'électronique et au déclenchement du

disjoncteur est prise sur le secondaire descapteurs. Ces relais sont associés à desdéclencheurs à faible énergie, généralement àaccrochage magnétique, qui demandent à êtreréarmés par le mécanisme du disjoncteurlui-même. Ces relais sont souvent associés àdes capteurs spécialement conçus pour cetteapplication, moins volumineux et moins coûteuxque des transformateurs de courant normalisés.La chaîne de protection ainsi constituée peutêtre intégrée dans un appareillage donné, ce quipermet d'offrir une solution globale dotée depossibilités beaucoup plus larges que lessolutions de relais directs ou de TFL.

Les performances proposées couvrent la quasi-totalité des cas d'installation, avec la disponibilitéde courbes normalisées ou de courbes construc-teur, et des gammes de réglages très larges. Leprincipe est toutefois limité vers les faiblesvaleurs de seuil, du fait du manque d'énergiedisponible en cas de faible courant MT sauf àutiliser des capteurs de courant volumineux dontle coût serait prohibitif. Les limites actuelles(1998) de fonctionnement autonome sontd'environ 10 ampères. Des valeurs de seuils« terre » plus faibles peuvent être utilisées,mais ne seront actives que si un courant decharge - courant de phase - existe au dessus dela limite de fonctionnement autonome.

Fig. 22 : principe de câblage d’une protection par Time Fuse Links, avec deux bobines « phase » et une bobine« terre ».

6.4 Les protections à source auxiliaire : DGPT, sondes et relais

Quand on admet de mettre en œuvre une sourceauxiliaire pour réaliser tout ou partie desfonctions de protection, il est possible d'utiliserd'autres informations que les seules mesures degrandeurs électriques. La basse tension dutransformateur surveillé peut alimenter cesfonctions si la protection contre les court-circuitsest assurée par un dispositif autonome.

Deux applications répandues sont dédiées auxdéfauts ne provoquant pas encore desurintensité notable et aux situations desurcharges : le DGPT et les sondes detempérature.

c Le DGPT, pour « Dégagement Gazeux,Pression, Température », est utilisé sur lestransformateurs à diélectrique liquide et


remplissage total et regroupe sur un seulauxiliaire la surveillance de ces paramètres. Ilinclut donc une fonction de pressostat, unefonction de thermostat, éventuellement avecdeux seuils, et un dispositif à flotteur qui réagit àla présence anormale de gaz. Il est utilisable surles transformateurs immergés à remplissagetotal. Plusieurs contacts de signalisation sontdisponibles, pour les différents événementspouvant se produire (cf. fig. 23 ).La fonction de surveillance de dégagementgazeux intervient également en cas de perteaccidentelle de liquide diélectrique, de manièrepréventive.

Ces fonctions sont limitées aux phénomèneslents. Les défauts à évolution rapide, etdemandant donc une intervention rapide, restentdu domaine du relayage, au sens de l'analysedes grandeurs électriques.

c Les sondes de températures, généralementassociées à des transformateurs secs,fournissent une information précise de lacontrainte thermique interne. Elles sontassociées à une électronique de traitement qui

peut gérer différents seuils (alarme desurcharge, délestage, déclenchement). Cesinformations sont utilisées par le système decontrôle-commande pour manœuvrer lesappareillages environnants.

Par ailleurs, une source auxiliaire permetd'accéder à des valeurs faibles de seuils deprotection, pour les défauts sur les phases ou àla terre.Quand un relais alimenté par une sourceauxiliaire réalise les fonctions de base de laprotection (y compris la protection contre lescourts-circuits), il est nécessaire qu'il disposed'une alimentation secourue. Cette conditionassure la capacité à gérer l'ensemble dessituations de défaut, quelle que soit latension BT durant le défaut. L'existence d'unetelle source secourue, ainsi que la surveillanceet la maintenance qui doivent y être associées,constituent une contrainte lourde qui limitel'utilisation de ces dispositifs à des installationsdisposant déjà d'une source secourue pour uneautre raison. On ne trouve donc de tels relais, defait, que dans des postes de type industriel outertiaire.

Fig. 23 : fonctionnement d’un DGPT.

Normal

T° T° T°

T° T° T°

Faible baissede niveau

Importante baissede niveau

Surpressioninterne

Elévation detempérature (1er seuil)

Elévation detempérature (2éme seuil)

121110

987

654

321

121110

987

654

321

121110

987

654

321

121110

987

654

321

121110

987

654

321

121110

987

654

321


Choix de protectiontransformateur

Capteurs

Installation

Fonctionnel Technologieréseau

ExploitationBT

Besoin de manœuvre,hiérarchisation...

Sélectivitéavec la MT

Types de courbesseuils,

image thermique

Aérien nu/torsadé,souterrain

Puissance, isolement ...

Surcharges,risques/sécurité

Réglements, incendie,intérieur/extérieur...

Exploitation

Réseau MTtension neutre ...

Spécificationet choix transfotechnologie ...

Choix deprotection BT

fusiblesdisjoncteurs ...

7 Conclusion

Le choix concernant la protection destransformateurs de distribution (MT/BT) estrelativement complexe car cela nécessite deprendre en compte un grand nombre deparamètres et plusieurs choix techniquespeuvent être retenus pour assurer un même typede protection.Le transformateur est généralement spécifié enpremier lieu. Cependant, au-delà des critèresliés aux besoins fonctionnels du transformateurtels que la puissance ou les tensions de service,ou liés aux conditions d’installation (présenced’harmoniques, risques de surcharge),l’utilisateur devra définir ses choix en termes depolitique d’exploitation et de protection :c sécurité des personnes et des installations, oumanifestations extérieures en cas de défaut,c continuité de service ou longévité desmatériels,

c coût d’investissement face aux probabilités dedéfaut.

Les protections en aval du transformateur étantdirectement dépendantes de la nature duréseau BT et du type de charges, elles sontnormalement définies avant les protectionsamont.

Le choix des protections du transformateur sefait à ce moment ; un processus itératif est alorsnécessaire pour s’assurer de la cohérence del’ensemble du dispositif : transformateur,protection BT et protection MT (cf. fig. 24 ).

Les différents moyens de protection sont rappelésde manière synthétique dans le logigrammeprésenté dans le rabat de couverture. Il montreles nombreuses interdépendances entre les choixtechniques, et illustre par là-même, l’approchemulticritères nécessaire à la détermination de la

Fig. 24 : processus itératif de choix d’une protection transformateur.


Objectif ⇒ Protection du transformateur sain Séparation du transformateur endommagé

Situation ⇒ Surtensions Surcharges Défaut BT Défaut Défaut DéfautMT défaut BT loin proche interne 1 interne 2 majeur MT

Dispositif Risque ⇒ Défaut Echauffement, Destruction Evolution Evolution Explosion,⇓ interne de diminution de thermique vers explosion vers explosion incendie

type 1 ou 2 durée de vie (qq s)

Fusible BT

Disjoncteur BT

(image thermiquepour immergés)

Eclateurs

Parafoudres (znO)

Fusibles MT

Combiné CEI 420 (2) (3)

Disjoncteur MT Relais à temps

dépendant

Température Avec combiné

ou disjoncteur

Pression Avec combiné (1) ou disjoncteur(immergésseulement)

Défaut de type 1 : défaut à la masse de valeur inférieure au courant assignéDéfaut de type 2 : défaut générant un courant de valeur comprise entre une et cinq fois le courant assignéDéfaut majeur MT : défaut générant un courant supérieur à 5 In

(1) : la détection de surpression peut intervenir pour des défauts générant un dégagement de gaz quelle que soit la valeur de courant(2) : en association avec un relais de défaut terre(3) : sous réserve d’une coordination appropriée

: risque de défaillance du fusible dans ces situations

protection. Le tableau de la figure 25 fournit unrappel des critères techniques envisageables. Lacomplexité du processus de choix apparaît, ainsique l’absence de solution idéale et absolue.Dans les faits, les dispositifs de protection MTsont partie intégrante de tableaux et le choixpeut en être affecté. A titre d’exemple,l’utilisation de tableaux modulaires ou compacts,le choix se faisant souvent sur des critèresautres que la protection transformateur, commel’environnement ou l’évolutivité, entraîne un

positionnement économique très différent pourles solutions envisageables. En effet, l’utilisationde fusibles dans une technologie d’appareillagecompact implique de les placer dans desenceintes étanches qui représentent un surcoûtsignificatif. Sur une telle technologie, unesolution à disjoncteur devient particulièrementcompétitive. A l’inverse, les gammesd’appareillage modulaire proposent des solutionsà fusibles plus économiques que les solutions àdisjoncteurs.

Fig. 25 : tableau de synthèse des différents cas et possibilités de protection transformateur.


Annexe 1 : règles de sélection d'un fusiblepour protéger un transformateur

Les tableaux de choix proposés par lesconstructeurs de fusibles et d'appareillageprennent en compte les règles ci-dessous, pourla part qui leur incombe, ainsi que lesparticularités éventuelles de l'appareillageconcerné (confinement des fusibles modifiantleurs conditions de refroidissement par exemple)(cf. CEI 787).

Int : courant assigné du transformateur

Icc BT : courant primaire en cas de court-circuit BT

Inf : courant assigné du fusible

Ic t( ) : courant entraînant la fusion en un temps t(courbe caractéristique temps-courant du fusible)

I3 : courant minimal de coupure du fusible

Règles visant l'absence de fusion intempestive

c Supporter le courant de service (et surchargeséventuelles)

1,4 < I In nt fc Supporter les courants d'enclenchement

1 < (0,1s)2 I In ft

Règle visant l'élimination d'un défaut majeur BT

c Intervenir avant destruction du transformateur

I If cc BT (2s) <

Règle de bon fonctionnement du fusible en l'absence de combiné

c Ne pas solliciter le fusible dans sa zonecritique.Gérer les situations avec

I I Inf

< < 3 par unmoyen complémentaire.

Règles de coordination pour le bon fonctionnement d'un combinéinterrupteur-fusibles

(cf. CEI 420 )ts : durée d'ouverture minimale du combinéprovoquée par le percuteur.td : durée d'ouverture du combiné sous l'actiondu déclencheur.I4 : courant de transition assigné du combiné.I5 : courant d'intersection assigné du combiné.

c Ne pas solliciter l'interrupteur au-delà de sesperformances : courant de transition inférieur àla valeur assignée.

I Itransition 4 < Voir l'annexe 2 pour le détail du calcul.

c Ne pas solliciter l'interrupteur au-delà de sesperformances : courant de transition inférieur aucourant en cas de défaut aux bornes bassetension.

I Itransition cc BT < (cette règle ne couvre pas tous les cas de défautne concernant que deux phases coté bassetension).

c Ne pas solliciter l'interrupteur au delà de sesperformances : courant d'intersection inférieur àla valeur assignée.

1,065 t < f d 5I I , +( )0 02 sVoir l'annexe 2 pour le détail du calcul.


Annexe 2 : calcul des courants de transition etd'intersection d'un combiné interrupteur-fusibles

Courant de transition

Pour caractériser les limites de fonctionnementdu combiné, la recherche des conditions les plussévères amène à considérer le fonctionnementsuivant (cf. fig. 26 ) :

c soumis à un courant de défaut Id , le premierfusible qui fond est sur la tolérance minimale dela courbe temps-courant,c les deux autres fusibles sont sur la tolérancemaximale et sont soumis, à partir du moment de

Fig. 26 : détermination du courant de transition.

Fig. 27 : détermination du cœfficient a de pente de lacourbe de fusion fusible.

Fig. 28 : principe d’établissement du courant detransition.

la coupure de la première phase à un courant devaleur réduite à 0,87 Id .

La norme CEI 420, qui traite des combinés,propose un calcul détaillé qui aboutit à laconclusion suivante : le courant de transition estle courant qui correspond à une durée de fusionsur la caractéristique minimale égale à

t

tI = 0,87 t 1,13 -1sα α/ ( )[ ]

où ts est le temps d'ouverture du combiné sousl'action d'un percuteur, et a la pente de lacaractéristique de temps-courant du fusible auvoisinage du point considéré (cf. fig. 27 ).Un calcul itératif, en quelques pas, estgénéralement nécessaire du fait de la variationde la pente le long de la caractéristique. On peututiliser la valeur de ts comme valeur initiale det

tI pour une telle itération (cf. fig. 28 ).

Les paramètres constructifs des fusibles peuventvarier d'un calibre à l'autre au sein d'une mêmegamme. A titre d'exemple, au sein de la gammeFUSARC de Merlin Gerin, le coefficient α varieentre 2,2 et 5,2.

t2

t

t1

Caractéristiquemaximale

Caractéristiqueminimale

Id I0,87 Id

t

ts

Pente

Courbe de fusion fusible

I

Courbe defusion fusible

Temps d'ouverturedu combiné ts

Pente de la courbe au voisinage de ts

Temps de fusion aucourant de transition

Valeur du courantde transition

Tolérance de lacourbe fusible


Le courant de transition pour tout fusible utilisédans le combiné doit être inférieur au courant detransition assigné du combiné.

Exemples numériquesConsidérons un combiné interrupteur-fusibleéquipé de fusibles 80 A/24 kV, dont la duréed'ouverture sur action du percuteur est de60 ms (ts).Si on choisit des fusibles SIBA, la pente obtenueà partir de la caractéristique est de α = 3,32 ; onobtient une durée de fusion à la transition égaleà :

ttI = 0,87 60 1,13 -1 = 75,5 ms3,32 3,32 / × ( )

soit, d'après les courbes de fusion, It = 850 A.Si on choisit des fusibles Merlin Gerin, on trouveα = 3,34 ce qui est similaire. Le courant de

transition est obtenu d'après les courbes defusion, It = 800 A. Ces deux fusibles utilisésdans un combiné RM6 donnent donc desfonctionnements équivalents.

Considérons maintenant le même combinééquipé de fusibles 125 A/12 kV. Dans le cas defusibles SIBA, les courbes nous fournissent uncoefficient α égal à 3,1 soit un temps de fusionau courant de transition égal à 85 ms. Le courantde transition est alors de 1300 A. Dans le cas defusibles Merlin Gerin les courbes donnent α égalà 2,65, soit un temps de fusion de 108 ms. Lecourant de transition n'est plus alors que de870 A. Dans ce cas, le choix des fusiblesinfluence fortement les sollicitations que peutvoir l'interrupteur du combiné, même si ces deuxvaleurs peuvent être acceptables.

Courant d'intersection

Le courant d'intersection assigné d'un combiné(désigné par I5) est le courant d'intersectionmaximal admissible. Le constructeurd'appareillage fournit le temps d'ouverture td del'interrupteur sous l'action du déclencheur.Tous les fusibles utilisés dans le combinédoivent assurer le respect du courantd'intersection assigné (cf. fig. 29 ).Le cas le plus sévère, pour un fusible donné, estcaractérisé comme suit :c fonctionnement « instantané » du relaisexterne ; la norme propose d'utiliser un temps deréaction de 20 ms pour un tel fonctionnementinstantané. Le temps d'ouverture résultant estalors le temps d'ouverture du combiné sousl'action du déclencheur (td) augmenté de 20 ms ;c fusible à l'état froid et au maximum de sestolérances (la norme considère que la tolérancepour les courbes de fusion est de ± 10 % sur lecourant, permettant d'utiliser une valeur de deuxécarts types, soit ± 6,5 %).Le courant d'intersection est relevé sur lacaractéristique temps-courant dans lesconditions ci-dessus, pour la durée de fusion detd + 0,02 s.

Fig. 29 : détermination du point d’intersection.

t

Courantd'intersection

Tempsminirelais

+ 0,02 s

Courberelais

Courbe fusible

I


Bibliographie

Ouvrages divers

c Trends in distribution transformer protection,Blower / Klaus / Adams, IEE conference, 90/04.

c Tenue des transformateurs en cas de défautsinternes, Raux / Leconte / Gibert, CIRED 89.

c Protection contre les défauts dans lestransformateurs de distribution MT/BT,Bruggemann / Daalder / Heinemeyer / Blower,CIRED 91.

Normes

c CEI 71-1 : Coordination de l'isolement.

c CEI 71-2 : Coordination de l'isolement, guided'application.

c CEI 76 : Transformateurs de puissance.

c CEI 255 : Relais de protection.

c CEI 787 : Guide d'application pour le choix deséléments de remplacement de fusibles à hautetension destinés à être utilisés dans des circuitscomprenant des transformateurs.

c CEI 420 : Combinés interrupteurs-fusibles.

c NF C 52-726 : Transformateurs de puissancede type sec.

Cahiers techniques Schneider

c Surtensions et coordination d'isolement,Cahier Technique n°151, D. Fulchiron.

c Calcul des courants de courts-circuits,Cahier Technique n°158, B. De Metz Noblat.

c La foudre et les installations électriques MT,Cahier Technique n°168, B. De Metz Noblat.

c Les schémas de liaison à la terre en bassetension (régimes de neutre),Cahier Technique n°172, B. Lacroix et R.Calvas.

c Les transformateurs de distribution,Cahier Technique (à paraître à la date d’édition),M. Sacotte.

Protection contreles défauts internes

Protection contreles surtensions

Protection contrela marche «mono»

Protection contreles défauts BT

Protection contreles surcharges

Réseauaérien oumixte ?

Faut-il éliminertout risque?

Admet-ondes manifestations

externes ?

Veut-onprivilégier lacontinuitéamont ?

Le risquede non-coupure

fusibles est-iladmis ?

Veut-ondéconnecter le

transformateur auplus tôt ?

Transformateurenrobé ?

Veut-onsauver letransfo.?

Y a-t-ilune protectionbasse tension

?

Possibilitéde défauts

< 4In ?

Y a-t-ilune protection

basse tension ?

Y a-t-ilplusieursdéparts ?

Le risqueexiste-t-il?

Admet-onde couper desutilisateurs ?

Y a-t-ildes chargesprioritaires ?

Parafoudres Disjoncteur+ relais

CombinéInterrupteur-fusibles

Fusibles à coupureintégrale

Fusiblesassociés

Appréciationdu compromiscoût / risque

Courantrésiduel etsondes detempérature

RIEN

Fonctiont

monophasédangereux

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On admetle risque dedestructiontransfo.

ThermostatImagethermique

Thermostat ouimage thermiqueou max I > sur la protection BT

Sélectivitéentre départsetniveau amont

Délestage etSélectivitéentre départsetniveau amont

Courant résiduelDégagement gazPressionThermostat

Protection BTadaptée :max I >>

RIEN

Fig. 30 : logigramme des situations, critères et solutions.

Schneider Direction Scientifique et Technique,Service Communication TechniqueF-38050 Grenoble cedex 9Télécopie : (33) 04 76 57 98 60

Réalisation : Sodipe (26).Impression : CLERC Fontaine - 1500- 100 FF-

© 1

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04-9894094

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Protection des transformateurs de postes MT/BT