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Protection des transformateurs et des circuits

De Guide de l'Installation Electrique

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Les installations photovoltaïques
La norme NF C 15-100 dans l’habitat
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Mesure

Sommaire

Généralités

Les circuits et matériels d’un poste doivent être protégés de façon à éviter ou limiter les conséquences résultant de courants ou tensions anormales.

Tous les équipements normalement utilisés dans les installations électriques de distribution MT ont des caractéristiques de tenue de courte durée pour les surintensités. L’objectif du plan de protection est de garantir que ces limites ne soient jamais dépassées. En général, cela signifie que :

  • les situations de défaut doivent être éliminées aussi rapidement que possible sans négliger la coordination entre les dispositifs de protection placés en amont et en aval de l’équipement à protéger,
  • si un défaut apparaît sur le réseau, généralement plusieurs dispositifs de protection le détectent en même temps mais seulement un seul doit agir.

Ces dispositifs peuvent être :

  • des fusibles qui éliminent directement le circuit en défaut ou associés à un dispositif mécanique à percuteur qui ouvre l’interrupteur triphasé associé,
  • des relais qui agissent indirectement sur les bobines des disjoncteurs.

Les dispositifs de protection doivent, selon les normes NF C 13-100 et NF C 15-100, assurer :

  • la protection contre les surcharges,
  • la protection des transformateurs,
  • la protection contre les courts-circuits entre phases, soit par disjoncteur, soit par fusibles,
  • la protection contre les défauts à la terre.

La protection contre ces différents défauts sera réalisée par :

  • un disjoncteur ou des fusibles installés en amont du transformateur,
  • des dispositifs propres au transformateur,
  • un disjoncteur installé en aval du transformateur,

Les dispositifs de protection situés en amont du transformateur doivent être coordonnés avec ceux situés en aval (page précédente).

Schéma Résistance maximale de la prise de terre des masses du poste
DB422025a FR.svg Aucune valeur n'est prescrite dans la mesure où les installations alimentées par le poste se trouvent entièrement dans la zone d'équipotentialité.

Si des masses sont situées hors de cette zone, la résistance globale de la prise de terre ne doit pas dépasser 1 ohm.

DB422025b FR.svg
IE (A) RPB (Ω)
40 26
300 3
1000 1
DB422025c FR.svg
IE (A) RP (Ω)
Utp = 2 kV Utp = 4 kV Utp = 10 kV
40 30 (*) 30 (*) 30 (*)
300 5 12 30 (*)
1000 1 3 10

Utp : tension de tenue à fréquence industrielle des matriels à basse tension du poste.
Z : liaison directe dans les schémas TN et TT (Z = 0), liaison par impédance ou isolée dans les schémas IT.
IE : intensité maximale du courant de premier défaut monophasé à la terre du réseau à haute tension alimentant le poste.
(*) : la valeur de la résistance de prise de terre est volontairement limitée à 30 Ω.

Fig. B16Résistance maximale de la prise de terre des masses du poste en fonction du schéma des liaisons à la terre du réseau (NF C 13-100 tableau de l‘annexe normative 4-1 –valeurs pour réseau BT 230/400 V)

Protection des transformateurs

Contraintes dues au réseau

Des surtensions peuvent apparaître sur le réseau telles que :

  • surtensions d’origine atmosphérique : ces surtensions sont causées par un coup de foudre tombant sur (ou à proximité de) la ligne aérienne,
  • surtensions de manœuvres.

Un changement brusque des conditions de fonctionnement établies dans un réseau électrique peut faire apparaître des phénomènes transitoires. Ce sont généralement des ondes de surtensions à haute fréquence ou à oscillations amorties.

Dans les deux cas ci-dessus, le dispositif de protection contre les surtensions généralement utilisé est une varistance (oxyde de Zinc). Dans la plupart des cas, la protection contre les surtensions n’a pas d’action sur les appareillages.

Contraintes dues à la charge

Ce sont des surcharges dues, la plupart du temps, à l’augmentation du nombre de petites charges alimentées simultanément, à l’accroissement de la puissance absorbée par certaines grosses charges ou à l’accroissement de la puissance apparente de l’installation du fait d’une extension. L’accroissement des charges se traduit par une augmentation de l’intensité qui élève la température des circuits, ce qui peut dégrader le niveau d’isolement des équipements. Cette élévation de température réduit la longévité des appareils de l’installation.

Les dispositifs de protection contre les surcharges peuvent être installés au primaire ou au secondaire du transformateur.

La protection contre les surcharges d’un transformateur est assurée par un relais électronique qui commande le disjoncteur installé au secondaire du transformateur. De tels relais, généralement appelés relais thermique de surcharge, modélisent la température d’un transformateur, en prenant en compte sa constante de temps thermique. Certains de ces relais sont capables de prendre en compte les effets thermiques des courants harmoniques dus aux charges non linéaires (redresseur, équipement informatique, variateurs de vitesse, etc.). Ces relais sont aussi capables d’indiquer le temps avant le déclenchement par surcharge et la durée de refroidissement après déclenchement. Ces informations sont très utiles pour piloter les manœuvres de délestage.

En complément de cette protection :

  • les transformateurs de type "immergés" (cf. Fig B17a) dans un diélectrique de refroidissement (huile minérale tirée du pétrole ou plus récemment végétale extraite des plantes) disposent fréquemment d’un thermostat à 2 seuils placés dans le diélectrique, le premier seuil servant à la signalisation, le second seuil au déclenchement,

Fig. B17aTransformateur immergé à remplissage total

  • les transformateurs de type "sec enrobé" (cf. Fig B17b) utilisent une sonde thermique PTC (coefficient de température positif) placée dans la partie la plus chaude des enroulements BT pour l’alarme et le déclenchement.

Fig. B17bTransformateur de type sec enrobé Trihal

Défauts internes

Un défaut interne au transformateur est, le plus souvent, un défaut entre spires d’un même enroulement. L’arc de défaut dégrade ou détruit le bobinage, et, dans le cas de transformateur immergé à huile, provoque l’émission de gaz de décomposition. Un transformateur immergé mal protégé, peut détruire partiellement la cuve, qui laissera se répandre de l’huile enflammée. Les transformateurs de type sec enrobé évitent ce type de risque

La protection contre les défauts internes dépend du type de transformateur :

  • Transformateur immergé avec respirant ou avec conservateur : la dilatation du diélectrique liquide se fait dans un réservoir d’expansion placé au dessus de la cuve, par lequel le diélectrique est en contact avec l’atmosphère. Ce réservoir comporte un assécheur d’air pour éviter l’entrée d’humidité à l’intérieur du réservoir.

    Pour ce type de transformateur, un relais Buccholz permet de détecter une faible accumulation de gaz ou une entrée d’air du fait d’une baisse de liquide par une fuite du réservoir. Il comporte un premier niveau d’alarme et un second niveau qui provoque l’ouverture immédiate de la protection amont (disjoncteur ou combiné interrupteur-fusibles). Une détection spécifique provoque également cette ouverture immédiate en cas de brusque montée du niveau d’huile dans le tuyau reliant la cuve au réservoir d’expansion, résultant d’un rapide dégagement gazeux dû à un arc ou un courant de court-circuit. Ce type de relais est souvent remplacé par un relais type DGPT (Détection Gaz, Pression, Température) adapté pour être utilisé en Buccholz.

  • Transformateur immergé à remplissage total (ERT) sans «matelas gazeux» : ce type utilise une cuve étanche (le diélectrique n’est pas en contact avec l’atmosphère) complètement remplie et une conception spéciale des ailettes de refroidissement qui permet une certaine déformation élastique suivant la température.

    II présente de nombreux avantages par rapport à la solution précédente (encombrement réduit, faible maintenance, pas de risque d’oxydation du diélectrique, facilité de raccordement…). Cette technologie tend de ce fait à se généraliser pour les transformateurs immergés jusqu’à 10 MVA.

    Pour ce type de transformateur, le Buccholz est inadapté et remplacé par des relais de protection de type DGPT. Le seuil de gaz ou de pression déclenche la protection amont (disjoncteur ou combiné interrupteur-fusibles), le seuil de température déclenche la protection amont ou le disjoncteur aval BT.

  • Transformateurs de type sec enrobé : ce type de transformateur utilise des isolants secs, qui assurent le refroidissement par l’air ambiant sans liquide intermédiaire et ont, pour certains, des qualités intrinsèques de comportement au feu élevées. Ils sont de ce fait utilisés, voire imposés, par la législation locale dans certaines installations pour des raisons de sécurité.

    Pour ce type de transformateur la protection interne est assurée par une surveillance (sondes) de température.

En France la protection interne des transformateurs à remplissage total est assurée par des relais type DMCR (Dispositif de Mesure et Contrôle de Régime) ou DGPT2 (Détection de Gaz Pression et Température) conformes aux normes NF C 13-200 et NF C 17-300. Pour les transformateurs de type sec enrobés elle est assurée par des sondes de températures (ex : sondes à coefficient de température positif).

La protection contre les défauts internes doit provoquer la coupure de la protection HTA en amont du transformateur.

D’autre part, la norme CEI / NF EN 60076-11 définit les types de risques et les classes de comportement des transformateurs secs enrobés vis-à-vis des risques liés au feu, à l’environnement et climatiques suivant le tableau Figure B17c.

Les transformateurs secs enrobés de classe F1, E2, C2 sont exigés dans les immeubles de grande hauteur.

Type de risque Classe d’exigence
F : Feu F0, F1, F2
E : Environnement E0, E1, E2
C : Climatique C1, C2

Fig. B17cClasses de risques pour les transformateurs secs enrobés

Défaut interne entre phases

Le court-circuit interne doit être détecté et éliminé par 

  • trois fusibles au primaire du transformateur, ou
  • un relais de surintensité qui provoque le déclenchement du disjoncteur en amont du transformateur (cf. Fig. B17d).

Défaut interne à la terre

C’est le type de défaut interne le plus commun. Il doit être détecté par un relais à maximum de courant. Le courant de défaut à la terre peut être calculé à partir de la somme des trois courants primaires (trois transformateurs de courant sont mis en œuvre) ou par un tore spécifique. Si une grande sensibilité est nécessaire, l’utilisation d’un tore spécifique est préférable. Dans ce cas, deux transformateurs de courant sont suffisants pour la protection contre les défauts entre phases (cf. Fig. B17d).

Fig. B17dProtection contre les défauts à la terre dans les enroulements primaires

Protection des circuits aval

La protection des circuits en aval du transformateur doit être conforme aux règles des installations électriques à basse tension (comme les normes CEI 60364 ou les normes et les règlements nationaux).

En France les protections de l’installation en aval des transformateurs HTA/BT doivent être conformes à la norme NF C 15-100.

Sélectivité entre dispositifs de protection en amont et en aval du transformateur

Le poste de livraison MT à comptage BT nécessite une sélectivité entre les fusibles MT et le disjoncteur ou les fusibles BT.

Le calibre des fusibles sera déterminé en fonction des caractéristiques du transformateur MT/BT.

Les caractéristiques du disjoncteur BT doivent être telles que, pour une condition de surcharge ou de court-circuit en aval du point où il est installé, le disjoncteur déclenche suffisamment rapidement pour garantir que :

  • les fusibles MT ou le disjoncteur MT ne coupent pas,
  • les fusibles MT ne soient pas dégradés par la surintensité qui les traverse.

Les caractéristiques de coupure des fusibles MT ou de déclenchement des disjoncteurs MT et BT sont indiquées sous la forme de courbes donnant le temps de fusion ou de déclenchement des protections en fonction du courant de court-circuit les traversant. Ces deux types de courbes ont une forme générale à temps inverse (avec une discontinuité pour la courbe du disjoncteur après le seuil de déclenchement instantané).[1]

La Figure B17e présente les courbes typiques pour un fusible MT et un disjoncteur BT. Pour pouvoir comparer les courants du disjoncteur BT et les courants des fusibles MT, il est nécessaire de se placer du même côté du transformateur, donc d’appliquer le rapport de transformation du transformateur (ou son inverse) à l’un des deux courants.

Fig. B17eSélectivité entre fusibles de protection amont et disjoncteur BT aval pour la protection transformateur

Afin de réaliser une sélectivité MT/BT

(cf. Fig. B17f)

Les courbes de fusion du fusible ou de déclenchement du disjoncteur MT doivent être placées au dessus et à droite de la courbe du disjoncteur BT. Il est nécessaire de considérer séparément les cas où la protection MT est assurée par des fusibles ou un disjoncteur.

Fig. B17fUnifilaire des fusibles MT et des disjoncteurs BT

Afin de ne pas dégrader le fusible MT

La courbe de temps minimum de pré-arc du fusible MT doit être :

  • placée à droite de la courbe de déclenchement du disjoncteur BT avec au moins un facteur 1,35, c’est-à-dire :
    • pour un temps T, la courbe de déclenchement du disjoncteur BT passe par le point 100 A,
    • pour le même temps T, la courbe de pré-arc du fusible MT passe par le point 135 A au moins.
  • placée au dessus de la courbe de déclenchement du disjoncteur BT avec au moins un facteur 2, c’est-à-dire :
    • pour un courant I, la courbe du disjoncteur BT passe par le point 1,5 s,
    • pour le même courant I, la courbe de pré-arc du fusible MT passe par le point 3 s au moins.

Note 1 : les facteurs 1,35 et 2 sont basés sur les tolérances maximales des fusibles MT et des disjoncteurs BT.

Note 2 : si des fusibles BT sont utilisés en lieu et place du disjoncteur BT, les mêmes facteurs doivent être pris pour comparer les courbes.

Afin de garantir le non déclenchement du disjoncteur MT

La courbe de déclenchement du disjoncteur MT doit être :

  • placée à droite de la courbe de déclenchement du disjoncteur BT avec au moins un facteur 1,35 c’est-à-dire :
    • pour un temps T, la courbe de déclenchement du disjoncteur BT passe par le point 100 A,
    • pour le même temps T, la courbe de déclenchement du disjoncteur MT passe par le point 135 A au moins.
  • placée au dessus de la courbe de déclenchement du disjoncteur BT avec au moins un écart de 0,3 s entre les courbes.

    Les facteurs 1,35 et 0,3 s sont basés sur la somme des tolérances maximales de construction des transformateurs de courant MT, des relais de protection MT et des disjoncteurs BT.

Note : afin de réaliser la comparaison des courbes, les courants MT sont traduits en courants équivalents BT (ou vice-versa).

Sélectivité amont-aval en France

Lorsque l’installation comporte des disjoncteurs HTA de protection en aval des fusibles ou du disjoncteur HTA de tête (cas du poste de livraison à comptage HTA avec départs HTA - zone d’application de la NF C 13-200), le temps d’élimination de 0,2 s au niveau de la protection générale ne permet pas de réaliser une sélectivité chronométrique traditionnelle.

Le distributeur peut alors accepter une sélectivité de type logique réalisée par relais indirects (gamme Sepam). La temporisation au niveau général est au maximum de 0,3 s et l’élimination du courant de défaut est effectuée en aval en un temps maximum de 0,2 s.

Notes

  1. ^ en BT deux seuils de déclenchement sont de type instantané : seuil Court retard, seuil Instantané (voir L’appareillage BT : fonctions et choix).