Protection des transformateurs et des circuits
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 | |||
|---|---|---|---|---|
| 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. | ||||
| IE (A) | RPB | |||
| 40 | 26 | |||
| 300 | 3 | |||
| 1000 | 1 | |||
| RP | ||||
| IE (A) | Utp = 2 kV | Utp = 4 kV | Utp = 10 kV | |
| 40 | 30 (*) | 30 (*) | 30 (*) | |
| 300 | 5 | 12 | 30 (*) | |
| 1000 | 1 | 3 | 10 | |
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 B8a) 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,
- les transformateurs de type «sec enrobé» (cf. Fig B8b) 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.
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 |
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. B11).
