52-s-24

SPECIFICATION TECHNIQUE EDF

MAI 2001

HN 52-S-24 1ère édition

Transformateurs de distribution immergés avec protection-coupure intégrée

ELECTRICITE DE FRANCE / CENTRE DE NORMALISATION

SPÉCIFICATION TECHNIQUE EDF

HN 52-S-24 Mai 2001

Titre

Nombre de pages

Type

Document(s) associé(s)

Transformateurs de distribution immergés avec protection-coupure intégrée 48 pages

Spécification technique

HM-24/01/055A

Résumé

Les essais d’acceptation de type des Transformateurs Protection Coupure (TPC) étant terminés, les exigences de la spécification technique ne sont plus amenées à évoluer. Le présent document constitue la mise à jour de la spécification technique HN 52-S-24, qui intègre les fiches de modification de spécification n°1 à 10.

Auteurs

Cette spécification a été rédigée par : Stéphane Escalier (DRD-ERMEL) Robert Jeanjean (DRD-CDN)

Classe AFNOR / UTE Direction responsable

C 52 EDF - GDF SERVICES Délégation Réseaux Electricité - Mission Expertise Réseaux 20 Place de la Défense 92050 PARIS La Défense Cedex

Editeur

Direction de la Stratégie et du Développement EDF R&D Centre de Normalisation 1, avenue du Général de Gaulle 92141 Clamart Cedex Tél. : 01 47 65 55 30 Fax : 01 47 65 53 33

Distributeur

Direction de la Stratégie et du Développement EDF R&D Centre de Normalisation 1, avenue du Général de Gaulle 92141 Clamart Cedex Tél. : 01 47 65 55 30 Fax : 01 47 65 53 33 adresse site internet : norm.edf.fr

Accessibilité

Libre

© EDF - 2001

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SOMMAIRE

1. Généralités.......................................................................................................................................... 6 1.1 Domaine d'application........................................................................................................................ 6 1.2 Objet................................................................................................................................................... 6 2. Références normatives ..................................................................................................................... 6 2.1 Documents EDF................................................................................................................................. 7 2.2 Normes françaises homologuées ...................................................................................................... 7 2.3 Documents de normalisation UTE ..................................................................................................... 8 2.4 Documents et normes CEI................................................................................................................. 8 2.5 Autres documents de référence......................................................................................................... 8 3. Conditions de service........................................................................................................................ 8 3.1 Durée de vie....................................................................................................................................... 8 3.2 Conditions de stockage...................................................................................................................... 8 3.3 Conditions de transport ...................................................................................................................... 8 3.4 Conditions d'exploitation .................................................................................................................... 9 4. Caractéristiques électriques ............................................................................................................. 9 4.1 Tolérances ......................................................................................................................................... 9 4.2 Puissance assignée ........................................................................................................................... 9 4.3 Tension la plus élevée pour le matériel.............................................................................................. 9 4.4 Tensions assignées des enroulements............................................................................................ 10 4.5 Prises de réglage ............................................................................................................................. 10 4.6 Couplage.......................................................................................................................................... 10 4.7 Dimensionnement de la connexion neutre de l'enroulement basse tension.................................... 10 4.8 Impédance de court-circuit............................................................................................................... 10 4.9 Pertes, niveau de puissance acoustique et courant à vide .............................................................. 11 4.10 Niveaux d'isolement et essais diélectriques................................................................................... 11 4.11 Limites d'échauffement à la puissance assignée........................................................................... 12 4.12 Limites d'échauffement à 150 % de la puissance assignée .......................................................... 12 5. Prescriptions relatives à la conception ......................................................................................... 12 5.1 Prescriptions communes.................................................................................................................. 12 5.2 Prescriptions pour le dispositif de protection-coupure ..................................................................... 15 5.3 Prescriptions particulières au type cabine........................................................................................ 16 5.4 Prescriptions particulières au type poteau ....................................................................................... 17 6. Caractéristiques dimensionnelles.................................................................................................. 19 6.1 Caractéristiques particulières au type cabine .................................................................................. 19 6.2 Caractéristiques particulières au type poteau .................................................................................. 20 6.3 Dimensions hors tout des transformateurs ...................................................................................... 20 7. Accessoires ...................................................................................................................................... 21 7.1 Liste des accessoires....................................................................................................................... 21 7.2 Plaque signalétique.......................................................................................................................... 21 8. Caractéristiques de fiabilité, maintenabilité, disponibilité et sécurité (FMDS).......................... 22 8.1 Objectifs ........................................................................................................................................... 22 8.2 Exigences de fiabilité prévisionnelle ................................................................................................ 22 8.3 Fiabilité opérationnelle ..................................................................................................................... 23 8.4 Maintenance préventive ................................................................................................................... 24 8.5 Maintenance corrective (dépannage)............................................................................................... 24 8.6 Dépose des matériels en fin de vie.................................................................................................. 24 9. Essais................................................................................................................................................ 24

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9.1 Liste et classification des essais (essais individuels, essais de type et essais spéciaux) ............... 24 9.2 Liste des essais et ordre de réalisation pour l’acceptation de type.................................................. 25 9.3 Essais de tenue au court-circuit....................................................................................................... 27 9.4 Essais au choc de tension ............................................................................................................... 28 9.5 Mesure des décharges partielles ..................................................................................................... 28 9.6 Vérification de la tenue de la cuve à la surpression interne............................................................. 28 9.7 Essai de vérification de la continuité des masses............................................................................ 29 9.8 Essai de levage (transformateurs de type poteau) .......................................................................... 29 9.9 Essais mécaniques sur les broches HTA (transformateurs de type poteau)................................... 30 9.10 Essais de vérification de la compatibilité avec les travaux sous tension HTA............................... 31 9.11 Echauffements aux pertes correspondant au régime assigné....................................................... 31 9.12 Echauffements en surcharge triphasée, pendant 3 h .................................................................... 32 9.13 Mises sous tension répétées ......................................................................................................... 33 9.14 Essais de la protection-coupure des appareils de type rural ......................................................... 33 10. Directives pour l’établissement du dossier d’identification...................................................... 36 10.1 Définition ........................................................................................................................................ 36 10.2 Composition du dossier d’identification.......................................................................................... 37 10.3 Etablissement et diffusion .............................................................................................................. 37 10.4 Mise à jour du dossier d’identification ............................................................................................ 37 ANNEXE 1 (informative) Plan de protection des départs HTA des réseaux ruraux .................................. 39 FIGURES .................................................................................................................................................... 40

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AVANT-PROPOS

Ce document a été établi à partir de la spécification HN 52-S-20 de novembre 1993. Des modifications techniques ont été apportées pour satisfaire les besoins des utilisateurs. En particulier : -

une protection-coupure intégrée à chaque appareil est spécifiée pour la protection de l’environnement et du réseau HTA amont. Des essais de la protection-coupure sont introduits.

-

l’encombrement maximal des appareils en cabine est réduit et un transformateur 100 kVA est introduit dans la gamme des appareils en cabine.

-

les traversées HTA des appareils haut de poteau, sont équipées de broches permettant le raccordement sous tension.

-

le tableau des pertes, puissances acoustique et courant à vide est modifié : -

les pertes dues à la charge des appareils 160 à 1000 kVA sont augmentées pour correspondre à la liste B de la NF C 52-112-1.

-

les pertes à vide et les niveaux de puissance acoustique des appareils 160 à 1000 kVA sont diminués pour correspondre à la liste B’ de la NF C 52-112-1.

-

les pertes à vide et le niveau de puissance acoustique de l’appareil 50 kVA sont diminués pour correspondre à la liste C’ de la NF C 52-112-1.

-

les courants à vide sont réduits à 1% des courants assignés pour tous les appareils, excepté le 160 kVA dont le courant à vide est réduit à 1,5% du courant assigné.

-

l’impédance de court-circuit de l’appareil 1000 kVA passe de 5% à 6% et devient ainsi conforme à la NF C 52-112-1.

-

seuls sont spécifiés, des transformateurs de tension assignée HTA 15 kV ou 20 kV.

-

les transformateurs à double tension assignée HTA, ne sont plus spécifiés

-

la classification des essais en essais individuels, de type ou spéciaux a été modifiée ;

Par ailleurs, sa présentation a été modifiée de façon à la rendre plus facilement comparable à la NF C 52112-1 (correspondant au HD 428.1 S1) ainsi qu'à la norme générale NF C 52-100 (identique aux HD 398.1 à 398.5).

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1. Généralités 1.1 Domaine d'application La présente spécification s'applique aux transformateurs triphasés haute tension/basse tension 1 (HTA / BT ), de 50 à 1 000 kVA, destinés à alimenter les réseaux de distribution publique, immergés dans un diélectrique liquide, à refroidissement naturel, avec deux enroulements : –

un enroulement primaire (haute tension) avec une tension la plus élevée pour le matériel de 17,5 à 24 kV ;

–

un enroulement secondaire (basse tension) avec une tension la plus élevée pour le matériel de 1,1 kV.

Ces transformateurs comportent un circuit magnétique constitué de tôles à cristaux orientés et des enroulements soit en cuivre, soit en aluminium, le métal utilisé pour chaque enroulement étant défini dans le dossier d'identification du transformateur. La spécification prévoit trois types d'appareils destinés à être utilisés : –

accrochés à la partie supérieure d'un poteau (type poteau) ;

–

en cabine non équipée d’appareillage HTA de protection transformateur (type cabine rurale) ;

–

en cabine équipée d’appareillage HTA de protection transformateur (type cabine urbaine).

Les transformateurs du type poteau sont de type extérieur, ceux du type cabine sont de type intérieur mais peuvent être stockés à l'extérieur. Ces transformateurs comportent un dispositif de protection-coupure intégré, qui agit lors d’un défaut interne pour : –

empêcher toute manifestation externe (fonction protection);

–

limiter et éliminer les courants circulant dans le transformateur (fonction coupure);

1.2 Objet Les transformateurs concernés par la présente spécification sont conformes à la norme NF C 52-112-1 (correspondant au document d'harmonisation HD 428.1); ainsi qu'à la norme générale NF C 52-100, (correspondant aux HD 398.1 à HD 398.5, auxquels il est fait référence dans la NF C 52-112-1). L'objet de la présente spécification est de préciser les choix faits parmi les valeurs et les possibilités des normes et d'indiquer les spécifications complémentaires nécessaires ou, dans des cas très limités signalés par des notes en bas de page, les valeurs qui en diffèrent. NOTES 1

Les chapitres 1.1 à 1.2 correspondent respectivement aux chapitres 1.1 à 1.2 de la NF C 52-112-1

2

Les chapitres 4.2 à 4.10 correspondent respectivement aux chapitres 2.1 à 2.9 de la NF C 52-112-1

3

Les chapitres 5.1.1 à 5.1.3 correspondent respectivement aux chapitres 3.1 à 3.3 de la NF C 52-112-1

4

Le chapitre 6.1.1 correspond au chapitre 4.1 de la NF C 52-112-1

5

Les chapitres 6.1.2 et 6.2.2 correspondent au chapitre 4.2 de la NF C 52-112-1

6

Le chapitre 7 correspond au chapitre 5 de la NF C 52-112-1

2. Références normatives Les spécifications techniques EDF, les normes françaises, les normes et les documents d'harmonisation du CENELEC, ainsi que les normes CEI qui suivent, contiennent des dispositions qui, par suite de la 1

HTA est la dénomination selon les textes légaux français de la haute tension jusqu'à une valeur de 50 kV.

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référence qui en est faite, constituent des dispositions valables pour la présente spécification technique. Au moment de la publication, les éditions indiquées étaient en vigueur. Tout document normatif est sujet à révision et les parties prenantes des accords fondés sur la présente spécification technique sont invitées à rechercher la possibilité d'appliquer les éditions les plus récentes des documents indiqués ci-après2. 2.1 Documents EDF HN 27-S-02 : Janvier 1984, Huiles minérales isolantes non inhibées pour transformateurs et appareillage de connexion - Additif 1 : Avril 1987 HN 52-S-07 : Juillet 1975, Mesures des décharges partielles sur les transformateurs de puissance Modificatif 1 : Mai 1978 HN 52-S-62 : Octobre 1979, Traversées basse tension de type passe-barre pour transformateurs de distribution publique HN 63-S-20 : Novembre 1995, Eléments de remplacement à couteaux pour fusibles basse tension du réseau de distribution publique HN 66-S-46 : Avril 1989, Broches de raccordement HN 68-S-90 : Mars 1987, Raccordement par poinçonnage profond de câbles isolés à âme en aluminium 2.2 Normes françaises homologuées NF A 35-511 : Juillet 1983, Produits grenaillés et peints fabriqués de façon automatique NF A 91-121 : Août 1987, Galvanisation par immersion dans le zinc fondu (galvanisation à chaud) Produits finis en fer - Acier - fonte NF C 20-000 : Décembre 1990, Classification des conditions d’environnement - Additif 1 : Novembre 1993 NF C 52-100 : Août 1990, Transformateurs de puissance NF C 52-107 : Décembre 1995, Orifice de remplissage pour transformateur immergé sans conservateur permettant l’installation d’un indicateur de niveau ou d’un dispositif de protection NF C 52-112-1 : Juin 1994, Transformateurs triphasés de distribution immergés dans l’huile, 50 Hz, de 50 à 2500 kVA, de tension la plus élevée pour le matériel ne dépassant pas 36 kV - 1ère partie : Prescriptions générales et prescriptions pour les transformateurs avec une tension la plus élevée pour le matériel ne dépassant pas 24 kV NF C 52-151 : Décembre 1995, Choix et entraxe du dispositif de roulement pour transformateur de 160 kVA à 2500 kVA NF EN 22063 : Janvier 1994, Revêtements métalliques et inorganiques - Projection thermique - Zinc, aluminium et alliages de ces métaux NF EN 50102 : Juin 1995, Degrés de protection procurés par les enveloppes de matériels électriques contre les impacts mécaniques externes NF EN 60282-1 : Février 1996, Fusibles à haute tension - Partie 1 : fusibles limiteurs de courant Amendement 1 : Mars 1996 NF EN 60529 : Octobre 1992, Degrés de protection procurés par les enveloppes (Code IP) NF EN 60551 : Mai 1993, Détermination des niveaux de bruits des transformateurs et des bobines d’inductance NF X 60-510 : Décembre 1986, Techniques d’analyse de la fiabilité des systèmes - Procédure d’analyse des modes de défaillance et de leurs effets (AMDEC) (CEI 60812, 1ère édition 1985) NF X 60-520 : Mai 1988, Prévisions des caractéristiques de fiabilité, maintenabilité et disponibilité (CEI ère 60863, 1 édition 1986)

2

La Section Technique de Normalisation du Centre de Normalisation d’EDF peut renseigner sur les éditions en vigueur à un moment donné.

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2.3 Documents de normalisation UTE C 33-051 : Septembre 1996, Câbles isolés et leurs accessoires pour réseaux d’énergie - Connecteurs séparables comportant un écran externe et dispositifs associés de tensions assignées de 6/10/12 kV à 18/30/36 kV C 52-052 : Mars 1965, Traversées isolées - Traversées porcelaine de tension nominale d’isolement 1 kV C 52-192-1 : Avril 1995, Transformateurs triphasés de distribution immergés dans l’huile, 50 Hz, de 50 kVA à 160 kVA, de tension la plus élevée pour le matériel ne dépassant pas 36 kV pour réseau aérien à accrocher en partie supérieure d’un poteau - 1ère partie : Prescriptions générales et prescriptions pour les transformateurs avec une tension la plus élevée pour le matériel ne dépassant pas 24 kV UTE C 66-400 : Novembre 1972, Ferrures - Galvanisation à chaud des pièces en métaux ferreux : Règles UTE C 66-555 : Septembre 1996, Traversées isolées - Traversées embrochables pour transformateurs de tension supérieure à 1 kV jusqu’à 36 kV 2.4 Documents et normes CEI CEI 60071-2 : Décembre 1996, Coordination de l’isolement - Partie 2 : Guide d’application CEI 60137 : Décembre 1995, Traversées isolées pour tensions alternatives supérieures à 1 000 V CEI 60354 : Septembre 1991, Guide de charge pour transformateurs de puissance immergés dans l’huile CEI 61025 : Octobre 1990, Analyse d’arbres de défaillances 2.5 Autres documents de référence FD A 35-512 : Juin 1986, Recommandations quant à la mise en oeuvre et à l’emploi des produits grenaillés et peints de façon automatique Conditions d’Exécution du Travail (CET HTA N°215) : nombre d’éléments de protection et distances à respecter entre pièces à potentiels fixés différents Guide Technique de la Distribution d’Electricité 3. Conditions de service 3.1 Durée de vie Dans les conditions de stockage, de transport et d'exploitation définies ci-après, la durée de vie des transformateurs est de 30 ans. Pendant sa durée de vie, un transformateur peut être stocké, transporté, exploité plusieurs fois. 3.2 Conditions de stockage Les trois types de transformateurs peuvent être stockés à l'extérieur. La classe d'environnement de stockage suivant la NF C 20-000 est : –

1K8/1B2/1C2/1S2/1M3.

La durée cumulée de stockage d’un transformateur, pendant sa durée de vie, est de 2 ans.

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3.3 Conditions de transport La classe d'environnement de transport des transformateurs selon la NF C 20-000 est : –

2K3/2B2/2C2/2S2/2M1.

3.4 Conditions d'exploitation 3.4.1 Exploitation normale Les conditions normales de service sont celles définies par la norme NF C 52-100 La classe d'environnement en exploitation normale selon la NF C 20-000 est : –

4K2/4B1/4C1/4S2/4M4 pour les transformateurs de type poteau ;

–

3K5/3B2/3C2/3S2/3M4 pour les transformateurs de type cabine.

Toutefois, pour les températures d’air ambiant, les valeurs limites restent celles de la norme NF C 52 100. Le régime du neutre HTA (des réseaux ruraux et urbains) actuellement de type « impédant » est en cours d’évolution vers le type « compensé » pour les réseaux ruraux, depuis l’an 2000. Aussi, les exigences fixées à la protection-coupure des appareils de type rural, doivent être satisfaites pour deux régimes de neutre « impédant » et « compensé ». 3.4.2 Exploitation en travaux Les transformateurs de type poteau sont prévus pour être connectés ou déconnectés du réseau HTA maintenu sous tension, dans les conditions décrites au chapitre 5. 4. Caractéristiques électriques 4.1 Tolérances A cause des différences inévitables dans la qualité des matières premières et des irrégularités de fabrication, ainsi que des erreurs de mesure, il est admis que les valeurs obtenues aux essais puissent différer des valeurs garanties, et des tolérances sur les valeurs garanties sont nécessaires. Le tableau 3 de la norme NF C 52-100 donne les tolérances applicables à certaines grandeurs assignées et à d’autres grandeurs lorsqu’elles sont sujettes aux garanties des constructeurs. 4.2 Puissance assignée Les valeurs de la puissance assignée sont : –

pour les transformateurs du type poteau : 50 - 100 - 160 kVA ;

–

pour les transformateurs du type cabine rurale : 100 - 160 - 250 kVA ;

–

pour les transformateurs du type cabine urbaine : 400 - 630 - 1 000 kVA.

4.3 Tension la plus élevée pour le matériel Les valeurs de la tension la plus élevée pour le matériel sont : –

pour l'enroulement haute tension : 17,5 - 24 kV ;

–

pour l'enroulement basse tension : 1,1 kV.

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4.4 Tensions assignées des enroulements a) Enroulement haute tension Les valeurs de la tension assignée Ur et de la tension la plus élevée pour le matériel, Um, à laquelle elle est associée, sont indiquées dans le tableau 1 : Tableau 1 Tension la plus élevée pour le matériel Um (kV)

17,5

24

Tension assignée Ur (kV)

15

20

b) Enroulement basse tension La valeur de la tension assignée de l'enroulement basse tension est de 410 Volts. 4.5 Prises de réglage L'enroulement haute tension des transformateurs doit être muni, outre la prise principale, de deux prises correspondant à une variation de ± 2,5 % du nombre de spires. Ces trois prises doivent être raccordées à un changeur de prises, manoeuvrable hors tension, de l'extérieur. Les prises doivent être repérées : « 1 », « 2 », « 3 ». La correspondance entre les prises, les tensions primaires et secondaires est donnée dans le tableau 2. Tableau 2 Prise

Tension primaire

Tension secondaire

1

Ur + 2,5%

410 V

2

Ur

410 V

3

Ur - 2,5%

410 V

4.6 Couplage Le couplage doit être : –

Yzn 11 ou Dyn 11 pour les transformateurs de 50 kVA ;

–

Dyn 11 pour les transformateurs de 100 kVA à 1 000 kVA.

4.7 Dimensionnement de la connexion neutre de l'enroulement basse tension Le conducteur et la borne neutre de l'enroulement basse tension doivent être dimensionnés pour le courant assigné et pour le courant de défaut à la terre (défaut phase-terre BT). 4.8 Impédance de court-circuit La valeur de l'impédance de court-circuit, ramenée à la température de référence de 75 °C, est de : –

4 % pour les transformateurs de 50 kVA à 630 kVA ;

–

6 % pour les transformateurs de 1 000 kVA.

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4.9 Pertes, niveau de puissance acoustique et courant à vide Les valeurs garanties maximales des pertes dues à la charge, des pertes à vide, du niveau de puissance acoustique et du courant à vide sont indiquées dans le tableau 3 (ces valeurs s'entendent sur la prise principale) : Tableau 3 Puissance assignée

Pertes dues à la charge

Pertes à vide

Niveau de puissance acoustique pondéré A

Courant à vide en % du courant assigné

(kVA)

Pk (W)

P0 (W)

LWA ( dB )

50

1 350 (B)

125 (C')

47 (C')

1

100

2 150 (B)

210 (C')

49 (C')

1

160

3 100 (B)

375 (B')

57 (B')

1,5

250

4 200 (B)

530 (B')

60 (B')

1

400

6 000 (B)

750 (B')

63 (B')

1

630

8 400 (B)

1 030 (B')

65 (B')

1

1 000

13 000 (B)

1 400 (B')

68 (B')

1

NOTES : 1 Les lettres indiquées entre parenthèses après les valeurs des pertes dues à la charge indiquent la colonne de référence du tableau II de la norme NF C 52-112-1. 2

La lettre indiquée entre parenthèses après les valeurs des pertes à vide et du niveau de puissance acoustique indique la colonne de référence du tableau III de la norme NF C 52-112-1.

3

Les valeurs mesurées des pertes et du courant à vide peuvent excéder les valeurs garanties, dans la limite des tolérances spécifiées au chapitre 4.1.

4

Le constructeur peut proposer des valeurs garanties inférieures ou égales aux valeurs maximales du Tableau 3. Dans tous les cas, la note 3 reste applicable.

4.10 Niveaux d'isolement et essais diélectriques 4.10.1 Tension assignée de tenue en tension induite La valeur de la tension assignée de tenue en tension induite est égale à deux fois la valeur de la tension 3 assignée 4.10.2 Tensions assignées de tenue de courte durée à fréquence industrielle (en tension appliquée) et au choc de foudre a) Enroulement haute tension Les valeurs assignées de la tension de tenue de courte durée à la fréquence industrielle et de la tension de tenue au choc de foudre sont indiquées dans le Tableau 4, en liaison avec la tension la plus élevée pour le matériel Um :

3

Valeur prescrite par la NF C 52-100 partie 3, pour l’essai en tension induite pour les transformateurs à isolation uniforme.

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Tableau 4 Tension assignée Ur (kV)

15

20

Tension la plus élevée pour le matériel Um (kV)

17,5

24

Tension assignée de tenue de courte durée à fréquence industrielle (kV, valeur efficace)

38

50

Tension assignée de tenue au choc de foudre (kV, valeur de crête)

95

125

b) Enroulement basse tension La tension assignée de tenue de courte durée à fréquence industrielle est de 10 kV (valeur efficace). De plus, pour les transformateurs de type poteau et cabine rurale, la tension assignée de tenue au choc 4 de foudre est de 30 kV (valeur de crête) 4.11 Limites d'échauffement à la puissance assignée Pour les transformateurs à huile minérale, les valeurs limites sont celles fixées par la norme NF C 52-100, à savoir : -

pour l'échauffement de l'huile à la partie supérieure : 60 K ;

-

pour l'échauffement moyen des enroulements : 65 K.

Cette dernière limite s'applique à l'échauffement moyen de chacun des deux enroulements (le terme "enroulement" désignant l'ensemble des trois enroulements de phase). Ces différentes limites s'entendent pour la prise principale. Pour les transformateurs employant un autre liquide diélectrique, des valeurs limites différentes peuvent être fixées, après accord avec EDF. 4.12 Limites d'échauffement à 150 % de la puissance assignée Partant du régime permanent à la puissance assignée, les transformateurs doivent pouvoir transiter 150% de leur puissance assignée durant 3 heures, pour toute température ambiante inférieure à : 0°C pour les transformateurs de type poteau 10°C pour les transformateurs de type cabine Une telle surcharge ne doit pas entraîner une consommation de durée de vie supérieure à 30 jours. Pour les transformateurs à huile minérale, la température de point chaud lors d’une telle surcharge ne doit pas excéder 140°C. Pour les transformateurs employant un autre liquide diélectrique, la température maximale du point chaud, doit faire l’objet d’un accord avec EDF. 5. Prescriptions relatives à la conception 5.1 Prescriptions communes 5.1.1 Type du système de conservation du liquide diélectrique et degré d'étanchéité Les transformateurs doivent être hermétiques sans matelas gazeux (à remplissage intégral).

4

Valeur convenue entre acheteur et constructeur comme admis en 2.9 b) de la NF C 52-112-1

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Le remplissage et la fermeture doivent être faits de telle façon que l'équilibre des pressions (pression interne et pression atmosphérique) soit réalisé pour des conditions voisines des conditions normales (20 °C, 1 013 mbar). 5.1.2 Marquage des bornes Le marquage des bornes (HTA, BT et mise à la terre) doit être fixe, indélébile et désigner chaque borne sans ambiguïté. Il peut être réalisé au moyen de symboles gravés sur la partie supérieure de la cuve, ou tout autre système devant être précisé dans le dossier d'identification. 5.1.3 Raccordement (traversées) Les raccordements à utiliser sont des types suivants : a) pour les transformateurs de type poteau - traversées ouvertes HTA et BT si les traversées BT sont en porcelaine, elles sont de préférence conformes à la norme C 52-052 b) pour les transformateurs de type cabine - traversées HTA embrochables à cône extérieur les traversées HTA sont de préférence du type 250 A défini dans la norme UTE C 66–555. - traversées BT ouvertes les traversées BT, des appareils de puissance assignée inférieure ou égale à 160 kVA, si elles sont en porcelaine, sont de préférence conforme à la norme C 52-052 les traversées BT, des appareils de puissance assignée supérieure ou égale à 250 kVA, si elles sont de type passe-barre, sont de préférence conforme à la spécification HN 52-S-62, et de courant assigné : - 1250 A pour les transformateurs de 250, 400 et 630 kVA, - 2000 A pour les transformateurs 1000 kVA. D’autres traversées peuvent faire l’objet d’un accord avec EDF. Dans tous les cas, les traversées HTA des transformateurs sont conformes à la CEI 60137. Les métaux constitutifs des tiges, écrous, rondelles, collerettes, sont choisis de façon à empêcher la formation de couples électrochimiques. Les traversées doivent résister aux contraintes (mécaniques, thermiques,...) générées par un défaut électrique quelconque (situé à l’intérieur du transformateur ou sur le réseau BT) : –

pendant le temps nécessaire au déclenchement, puis au fonctionnement de la protection-coupure ;

–

après le fonctionnement de la protection-coupure, le transformateur restant raccordé au réseau HTA maintenu sous tension ;

–

pendant la manutention, le transport, ou le stockage de ce transformateur avarié.

5.1.4 Cuve La partie active des transformateurs est placée dans une cuve métallique. Sur la partie supérieure de la cuve doivent être fixées au moins deux pièces permettant le levage du transformateur (diamètre minimal du trou : 28 mm). Si le couvercle comporte un orifice de remplissage, ce dernier est de préférence conforme à la norme NF C 52-107. Les ferrures support des galets doivent permettre la manutention au sol, avec des leviers, sans risque de détérioration du transformateur. La cuve doit être conçue de façon à éviter tout risque de rétention d'eau.

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5.1.5 Continuité des masses Une continuité électrique doit être assurée entre toutes les masses que sont : toutes les parties de la cuve, du couvercle, et le circuit magnétique. Un courant de défaut de 6 kA doit pouvoir circuler entre un point quelconque des masses accessibles à l’exploitant (cuve, couvercle,...) et la borne de mise à la terre pendant une seconde, sans endommager le transformateur, et sans que la différence de potentiels entre ce point et la borne de mise à la terre dépasse 50 V. 5.1.6 Liquide diélectrique de remplissage et matériaux composants Si le transformateur est rempli avec de l'huile minérale, celle-ci doit être conforme à la spécification HN 27-S-02 et en particulier la concentration en polychlorobiphényles (PCB) doit être inférieure à la limite de détection de la méthode de mesure précisée dans cette spécification. D'autres liquides diélectriques peuvent faire l'objet d'un accord avec EDF. Les matériaux composant le transformateur, tels qu’isolants, vernis, peinture, etc., doivent être également exempts de polychlorobiphényles (PCB), polychloroterphényles (PCT) et polychlorobenzyltoluène (PCBT). 5.1.7 Joints Tous les joints utilisés (en principe en caoutchouc synthétique ou en liège imprégné) doivent résister à l'action du liquide diélectrique, à la température et à la pression de fonctionnement. L'utilisation de joints constitués soit de matière pâteuse non polymérisable, soit d'amiante, est interdite. 5.1.8 Changeur de prises Le changeur de prises doit être commandé par un organe de manoeuvre accessible sur la cuve et comportant un dispositif de verrouillage par un cadenas (hors fourniture) dont l’anse a un diamètre compris entre 6 mm et 8 mm. Le verrouillage ne doit être possible que sur les positions de fonctionnement (prise 1, 2 ou 3). Toutes précautions doivent être prises pour garantir le bon fonctionnement dans le temps de l'organe de manoeuvre en veillant en particulier : –

à l'absence de corrosion par couple électrochimique (emploi de matériaux appropriés) ;

–

à l'étanchéité du dispositif.

Afin de faciliter la visualisation de la position du changeur de prise (Position 1, 2 ou 3), la taille des caractères du repérage est de 8 mm au minimum. Ce repérage doit résister aux agressions de l’environnement, pendant la durée de vie du transformateur (voir chapitre Conditions de service). 5.1.9 Indice de protection contre les chocs mécaniques L'indice de protection contre les impacts mécaniques de la cuve selon la norme NF EN 50102 est IK07. Un impact mécanique correspondant à la classe IK07 ne doit pas engendrer de fuite d’huile, ni de dégradation de la protection contre la corrosion. Une déformation de 1 mm maximum est cependant admise. 5.1.10 Protection des traversées HTA pendant le stockage, le transport et les manutentions Les traversées HTA des transformateurs de type cabine doivent être protégées contre les chocs et les pénétrations de corps étrangers pendant le stockage, le transport et les manutentions, par un dispositif amovible suffisamment résistant dont l'enlèvement ne pourra être fait que par intervention volontaire. Ce dispositif doit être conçu de telle façon qu'il soit impossible de le maintenir après raccordement. Une inscription rappellera, si nécessaire, que cette protection doit être retirée à la mise en service du transformateur.

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5.2 Prescriptions pour le dispositif de protection-coupure a) cas des transformateurs de type poteau et cabine rurale Ces transformateurs comportent un dispositif de protection-coupure intégré, qui agit lors d’un défaut interne, d’origine électrique quelconque, pour : . Empêcher toute manifestation externe (protection), Les manifestations du défaut doivent rester confinées à l’intérieur de la cuve. Il ne doit se produire, ni incendie, ni projection de matière, ni fuite de liquide diélectrique ou de gaz, ni propagation d’un arc électrique de l’intérieur vers l’extérieur de la cuve. Cependant, il est admis que la cuve puisse se déformer. . Limiter et éliminer les courants circulant dans le transformateur (coupure), Afin d’empêcher la dégradation des matériels situés en amont, les courants de défauts dans le transformateur doivent être limités à 4 kA crête. Afin d’empêcher que des protections situées en amont sur le réseau HTA ne provoquent la mise hors tension du réseau HTA, après détection de courants de défaut dans le transformateur. b) cas des transformateurs de type cabine urbaine A l’étude... 5.2.1 Coordination du dispositif de protection-coupure avec les protections du réseau BT Les transformateurs sont protégés des avaries du réseau BT par des fusibles BT conformes à la spécification technique HN 63 S 20. Le calibre de ces fusibles est le suivant : • 200 ou 250 A pour les transformateurs de puissance assignée comprise entre 50 kVA et 160 kVA, • 400 A pour les transformateurs de puissance assignée comprise entre 250 kVA et 1000 kVA. Le dispositif de protection-coupure des transformateurs de type poteau et cabine rurale doit être coordonné avec ces fusibles BT. 5.2.2 Coordination du dispositif de protection-coupure avec les protections du réseau HTA Chaque transformateur est raccordé à un réseau HTA. Ce réseau HTA ainsi que d'autres réseaux HTA voisins sont alimentés par un poste primaire (de transformation HTB/HTA). En cas de défaut sur un réseau HTA, le poste primaire et les réseaux HTA sains sont protégés, car un ensemble "protectiondépart HTA" provoque l'ouverture du disjoncteur de départ du réseau HTA en défaut. a) cas des transformateurs de type poteau et cabine rurale Le dispositif de protection-coupure d'un transformateur de type poteau ou cabine rurale doit être coordonné avec la protection-départ HTA, du réseau HTA auquel est raccordé ce transformateur. Le réglage des différents relais de la protection-départ HTA est donné en annexe 1. b) cas des transformateurs de type cabine urbaine A l’étude... 5.2.3 Coordination des isolements lors du fonctionnement de la protection-coupure Le fonctionnement de la protection-coupure ne doit pas générer de surtensions sur le réseau HTA ou sur le réseau BT, excédant la tenue des matériels installés sur ces réseaux. Pour cela, on se référera aux valeurs d’isolement préconisées par les règles de coordination d’isolement de la CEI 60071-2, pour les matériels HTA, et par les spécifications EDF en vigueur, pour les matériels BT.

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5.3 Prescriptions particulières au type cabine 5.3.1 Disposition et repérage des bornes et traversées Les traversées HTA et BT sont placées en position verticale, sur la partie supérieure de la cuve du transformateur. La disposition et le repérage des bornes doivent être conformes à la norme NF C 52-100, Partie 4, annexe C. En cas d'utilisation de traversées BT passe-barre, celles-ci sont normalement disposées comme indiqué sur la figure 4. Les figures 5 a) et 5 b) indiquent comment doit être réalisée la fixation des traversées passe-barre sur la partie supérieure de la cuve : perçage du couvercle et position des goujons de fixation. Les figures 5 a) et 5 b) sont des copies des figures 5 et 6 de la spécification HN 52-S-62. 5.3.2 Raccordement HTA Les traversées HTA permettent le raccordement HTA par des connecteurs séparables droits (CSD-250A-24) ou équerre (CSE-250-A-24) conformes à la norme C 33051. Le dispositif de verrouillage des connecteurs séparables doit pouvoir être accroché aux traversées. 5.3.3 Raccordement BT Les figures 1 et 2 montrent le raccordement des câbles aluminium sur les passe-barre basse tension (figure 1) et sur les traversées basse tension (figure 2). Les cosses d'extrémité, hors fourniture, sont conformes à la spécification HN 68-S-90. Les boulons et rondelles de la figure 1 sont hors fourniture. Les boulons et rondelles de la figure 1 sont hors fourniture. Les écrous et rondelles de la figure 2 font partie de la fourniture. Chaque borne BT est protégée individuellement par un dispositif de protection qui peut être monté et démonté individuellement. Ce dispositif est compatible avec un raccordement par des câbles BT arrivant préférentiellement avec un angle de 45° par rapport à la verticale, au droit de la borne BT du transformateur (toute autre orientation devant faire l’objet d’un accord entre le constructeur et EDF). Il offre à la borne BT, un degré de protection contre les contacts électriques IP 2X selon la norme NF EN 60529 et un degré de protection contre les impacts mécaniques IK07 selon la norme NF EN 50102. Il est admis qu’un impact mécanique correspondant à la classe IK07, puisse déformer légèrement le dispositif de protection, à condition que cela n’altère pas la protection contre les contacts électriques. Il doit être prévu : un système d’accrochage de ce dispositif de protection sur la borne BT, qui le rend imperdable, pendant le stockage, le transport et la manutention du transformateur. 5.3.4 Changeur de prises Le changeur de prises doit être situé sur le couvercle du transformateur et son emplacement doit permettre une manipulation aisée de celui-ci. 5.3.5 Bornes de mise à la terre Un trou de diamètre 13 mm doit être percé soit dans chacune des deux pièces prévues pour le levage, soit dans deux pièces en fer plat soudées sur la partie supérieure de la cuve (voir figure 6). Le symbole de terre doit être gravé ou frappé à froid au droit de chaque trou, sur la pièce où ce dernier est placé ou sur la partie supérieure de la cuve. La borne de mise à la terre doit intégrer un goujon inoxydable ou tout autre montage équivalent. Dans tous les cas de figure, la réalisation de la borne de mise à la terre permet un raccordement aisé du circuit de terre avec des outils conventionnels tout en garantissant une continuité électrique satisfaisante (pas de grattage de peinture). L’emplacement de la borne de mise à la terre sur la partie supérieure de la cuve ne doit pas pénaliser l’accès du conducteur de mise à la terre.

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5.3.6 Protection contre la corrosion Une protection anti-corrosion efficace est exigée sur la surface extérieure des cuves, car ces transformateurs sont susceptibles d'être stockés à l'extérieur (voir chapitre Conditions de service). Cette protection doit faire l'objet d'un accord entre le constructeur et EDF. 5.3.7 Fixation de la plaque signalétique La plaque signalétique doit pouvoir être fixée sur l'une quelconque des faces latérales du transformateur. 5.3.8 Températures de surface La température de surface de la cuve ne devra pas dépasser 105°C, à la puissance assignée, avec une température ambiante de 40°C. 5.4 Prescriptions particulières au type poteau 5.4.1 Disposition et repérage des bornes et traversées Les traversées HTA sont disposées sur la partie supérieure de la cuve. Pour un observateur placé devant l'appareil, du côté opposé au dispositif d'accrochage, elles sont disposées et repérées dans l'ordre A, B, C, de gauche à droite. Les traversées BT sont disposées sur le côté gauche de la cuve vue par un observateur placé devant l'appareil du côté opposé au dispositif d'accrochage. En regardant cette face, les bornes de phase doivent se succéder de gauche à droite dans l'ordre c, b, a et la borne n doit être placée, sauf accord particulier, sous la borne c. Cette disposition et le repérage correspondant sont conformes à la norme C 52-192-1. 5.4.2 Raccordement HTA Pour toutes les exigences de positionnement figurant dans ce chapitre, la ferrure support du transformateur fixée au poteau, est supposée verticale. Le transformateur est raccordé au réseau HTA grâce à des broches HTA (faisant partie de la fourniture) conformes à la spécification HN 66-S 46, de longueur L = 51 mm. Afin de permettre le raccordement d’un shunt, les broches sont en outre allongées par un cylindre nu de longueur 65 mm et de diamètre 20 mm. Ce cylindre nu est situé entre la broche et l’adaptateur de broche (protégé par la protection avifaune, cf §5.4.10). Un épaulement de diamètre 33 mm et de longueur minimale 1 mm sépare la broche du cylindre. Pour permettre le raccordement sous tension du transformateur, les traversées HTA, les broches et les adaptateurs doivent respecter les exigences suivantes (voir figure 8) : Afin de respecter les distances de sécurité de la CET HTA N°215 : • les parties sous tension de deux broches HTA voisines sont distantes de 350 mm au minimum • les parties sous tension d’une broche HTA et la masse sont distantes de 250 mm au minimum • les parties sous tension d’une broche HTA et d’une borne BT sont distantes de 250 mm au minimum Afin de permettre l’utilisation de perches : • le plan vertical passant par le centre de la collerette (servant de butée), et le volume enveloppe de la cuve du transformateur sont distants de 100 mm au minimum, lorsque le transformateur est accroché au poteau. • la traversée, la broche et son adaptateur doivent résister sans déplacement ou rotation excessif aux efforts suivants exercés sur la broche : • effort axial :

300 N (2 directions : avant, arrière)

• effort radial :

500 N (4 directions : haut, bas, droite, gauche)

• couple de torsion axial :

36 Nm (2 sens : aiguilles d’une montre et inverse)

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• Les broches sont dirigées vers le haut, dans une direction formant avec le plan horizontal un angle compris entre +0° et +15° (lorsque le transformateur est accroché au poteau). • Les axes de deux broches voisines sont situés dans des plans verticaux formant entre eux, un angle de 30° maximum. Afin de pouvoir changer sous tension les parafoudres accrochés au-dessus du transformateur : • la hauteur maxi, en position accrochée, entre l’axe du rond d’accrochage et le point culminant des broches HTA est de 600 mm. 5.4.3 Raccordement BT La figure 2 montre le raccordement des câbles aluminium sur les traversées basse tension. Les cosses d'extrémité, hors fourniture, sont conformes à la spécification HN 68-S-90. Les écrous et rondelles font partie de la fourniture. 5.4.4 Bornes de mise à la terre Un trou de diamètre 13 mm est percé dans chacun des deux flasques prévus pour l’accrochage. Chacun de ces deux trous constitue une borne de mise à la terre. Le symbole de terre doit être gravé ou frappé à froid au droit de chaque trou, sur la face externe du flasque. La borne de mise à la terre doit intégrer un goujon inoxydable ou tout autre montage équivalent. Dans tous les cas de figure, la réalisation de la borne de mise à la terre permet un raccordement aisé du circuit de terre avec des outils conventionnels tout en garantissant une continuité électrique satisfaisante (pas de grattage de peinture). L’emplacement du goujon, préférentiellement situé sur le flasque d’accrochage le plus éloigné des sorties BT, ne doit pas pénaliser l’accès du conducteur de mise à la terre. 5.4.5 Protection contre la corrosion La surface extérieure de toutes les tôleries de cuve doit recevoir le traitement suivant : a) Sablage ou grenaillage suivant normes NF A 35-511 et FD A 35-512 et métallisation au zinc ou galvanisation, suivant normes NF A 91-121 i.NF A 91-201; NF EN 22063 et UTE C 66-400. EDF admet également les cuves réalisées à partir de tôles galvanisées en bande continue. Tout autre procédé de protection contre la corrosion doit faire l'objet d'un accord préalable d'EDF. b) Le choix du revêtement (couleur grise ou verte) est laissé au constructeur; il convient d'exclure toutefois les couches primaires trop acides et l'utilisation de pigments à base de plomb. Si la cuve est réalisée en métal non corrodable, ces dispositions ne sont évidemment pas applicables. Sauf si elle est en métal non corrodable toute la boulonnerie doit être protégée, avant montage, par un revêtement de zinc, obtenu par dépôt électrolytique ou toute autre solution équivalente. Ce mode de protection, ou tout autre équivalent, doit faire l'objet d'un accord préalable d'EDF. 5.4.6 Fixation de la plaque signalétique La plaque signalétique doit être fixée sur la même face que les bornes basse tension. 5.4.7 Masse La limite supérieure de la masse des transformateurs, accessoires montés, toutes tolérances comprises, est de 550 kg. 5.4.8 Dispositif d'accrochage Ces transformateurs sont spécialement conçus pour être accrochés sur une hampe fixée en haut d'un poteau. Les figures 7 a) et 7 b) indiquent les caractéristiques du dispositif d'accrochage du transformateur.

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Les seules parties du dispositif d'accrochage comprises dans la fourniture sont les deux flasques formant crochet solidaires de la partie arrière de la cuve du transformateur. Un évidement entre les flasques permet le passage du support. Il doit avoir une largeur minimale de 345 mm. Ces flasques sont destinés à s'accrocher sur un fer rond de diamètre 35 mm. En position accrochée, l'inclinaison de la partie supérieure de la cuve doit être au moins égale à 5 degrés par rapport à l'horizontale (La ferrure support du transformateur fixée au poteau, est supposée verticale). Cette inclinaison n'est pas obligatoire en cas d'installation sur le sol. 5.4.9 Pièces de levage et protection de la cuve A la partie supérieure de la cuve sont fixées deux pièces percées d'un trou d'un diamètre d'au moins 28 mm permettant le levage au moyen de la potence amovible montrée sur la figure 7 a) (voir l'essai de levage). La disposition et les cotes de ces pièces doivent être conformes aux indications de la figure 8. Au cours du levage aucune partie de la cuve ne doit entrer en contact ni avec le support ni avec la hampe d'accrochage ; à cet effet, une protection mécanique de la cuve doit être prévue coté support, de façon à éviter la détérioration de la protection de la cuve contre la corrosion (voir figure 8). Le dispositif de protection doit être agréé par EDF. 5.4.10 Protection avifaune Les adaptateurs de broche des traversées HTA doivent être équipés d’une gaine de protection avifaune. 6. Caractéristiques dimensionnelles 6.1 Caractéristiques particulières au type cabine 6.1.1 Galets de roulement Les transformateurs de type cabine sont munis de galets orientables dans deux directions perpendiculaires correspondant aux deux axes du transformateur. Conformément à la norme NF C 52-151 : –

le diamètre des galets est de 125 mm ± 2 mm ;

–

l'entraxe des galets est de :

–

·

520 mm ± 10 mm pour les appareils de puissance assignée comprise entre 100 kVA et 250 kVA ;

·

670 mm ± 10 mm pour les appareils de puissance assignée comprise entre 400 kVA et 1000 kVA ;

la garde au sol est de 37,5 mm au minimum.

6.1.2 Distances entre traversées 6.1.2.1 Distances entre traversées haute tension L’entraxe des traversées HTA est de 120 mm au minimum. 6.1.2.2 Distances entre traversées basse tension L'entraxe des traversées basse tension ne doit pas être inférieur à 75 mm 5.

5

Valeur légèrement supérieure à celle de l'entraxe préférentiel de la NF C 52-112-1 qui est de 70 mm.

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En cas d'utilisation de traversées passe-barre, celles-ci sont normalement disposées comme indiqué sur la figure 4, la distance entre axes de barres voisines étant au moins égale à 142 mm. 6.2 Caractéristiques particulières au type poteau 6.2.1 Partie inférieure de la cuve Le transformateur devant être capable de fonctionner posé sur le sol, le fond de la cuve doit être rehaussé d'au moins 40 mm par rapport à celui-ci par un dispositif double qui doit : -

assurer la stabilité du transformateur;

-

ne pas conduire à une pression au sol supérieure à 2 bars;

-

être prévu pour assurer l'évacuation de l'eau de pluie le long de la cuve. Les deux éléments de ce dispositif doivent comporter :

-

à l'extrémité côté opposé au poteau, un trou de diamètre minimal 20 mm pour le passage des cordes de guidage.

6.2.2 Distances entre traversées 6.2.2.1 Distances entre traversées haute tension Conformément à la norme NF C 52-112-1, une distance minimale dans l'air de 200 mm doit en principe être respectée : –

entre pièces conductrices des traversées haute tension ;

–

entre ces pièces et les traversées basse tension ;

–

entre ces pièces et la masse.

Toutefois des valeurs plus basses pourront être acceptées si le constructeur prouve par un essai au choc de foudre, effectué sur une maquette reproduisant la configuration de la partie supérieure de la cuve et des bornes, que la tenue diélectrique entre les bornes, munies des pièces de raccordement conformes à la spécification HN 68 S 90, est suffisante quelle que soit la polarité du choc appliqué. Les conditions d'essai doivent être les suivantes : –

tension appliquée (valeur de crête) : 125 kV ;

–

nombre de chocs pour chaque polarité, sur chaque paire de bornes : 3. L'essai sera considéré comme satisfaisant si aucun amorçage ne se produit.

6.2.2.2 Distances entre traversées basse tension L'entraxe des traversées basse tension ne doit pas être inférieur à 75 mm6 6.3 Dimensions hors tout des transformateurs Le tableau 5 donne les valeurs maximales des dimensions hors tout des transformateurs, y compris : – – – –

6

les traversées haute tension ; les traversées basse tension ; les galets de roulement pour les transformateurs de type cabine ; les broches de raccordement HTA et les flasques d’accrochage pour les transformateurs de type poteau.

Valeur légèrement supérieure à celle de l'entraxe préférentiel de la NF C 52-112-1 qui est de 70 m

m.

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Tableau 5 Puissance assignée (kVA)

Largeur (mm)

Profondeur (mm)

Hauteur (mm)

50

1 150

950

1300

100 (poteau)

1 150

950

1300

100 (cabine)

1 150

750

1100

160 (poteau)

1 200

1100

1300

160 (cabine)

1 200

800

1300

250

1 200

800

1300

400

1 400

850

1400

630

1 600

930

1500

1 000

1 700

1 000

1650

7. Accessoires 7.1 Liste des accessoires Les transformateurs doivent comporter les accessoires suivants : –

une plaque signalétique ;

–

deux bornes de mise à la terre ;

–

deux pièces de levage ;

–

quatre dispositifs de protection des traversées BT pour les appareils de type cabine;

–

trois broches de raccordement HTA pour les appareils de type poteau Tous les accessoires sont soumis à l'accord préalable d'EDF.

Les transformateurs ne doivent comporter aucun des accessoires suivants : conservateur, indicateur de niveau d'huile, relais de détection de gaz (Buchholz), indicateur de température, doigt de gant, éclateurs, vannes, raccords de traitement d'huile. Les transformateurs sont livrés avec tous les accessoires montés. Les broches de raccordement HTA des appareils de type poteau sont en position d’exploitation. 7.2 Plaque signalétique La plaque signalétique doit comporter en caractères indélébiles les indications ci-après : –

transformateur de distribution triphasé ;

–

mention "conforme à HN 52-S-24" ;

–

constructeur et usine (et le cas échéant le nom de la firme qui commercialise l'appareil) ;

–

année de fabrication ;

–

numéro du transformateur ;

–

numéro d’agrément ;

–

année, mois et jour de la délivrance par EDF de l’agrément ;

–

type (poteau, cabine rurale, cabine urbaine) ;

–

puissance assignée ;

–

fréquence assignée ;

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–

couplage ;

–

tension assignée HT;

–

tensions BT (Pos. 1 : 400 V, Pos 2 : 410 V, Pos 3 : 420 V) ;

–

courant assigné HT ;

–

courant assigné BT (en position 2) ;

–

valeur de la tension de court-circuit : 4 % ou 6 %;

–

masse totale ;

–

nature et volume du liquide diélectrique ;

–

degré d'herméticité et type de remplissage du transformateur.

–

mention « Protection »,

7

De façon générale, toutes les indications susceptibles d'être apposées sur les transformateurs sous forme de plaques, plaquettes, étiquettes, doivent être marquées en caractères nettement lisibles et indélébiles sur des supports métalliques inaltérables et inamovibles, ou du moins solidement fixés de façon à ne pas pouvoir se détacher accidentellement. La figure 3 donne un exemple de présentation de plaque signalétique. La partie inférieure de la plaque comporte les inscriptions suivantes : . "410 V" en capitales de 20 mm de hauteur, . « Protection » en capitales de 20 mm de hauteur. . numéro du transformateur en capitales de 12 mm de hauteur. 8. Caractéristiques de fiabilité, maintenabilité, disponibilité et sécurité (FMDS) Ce chapitre fait référence aux normes suivantes : NF X 06-501, NF X 60-500, NF X 60-510, NF X 60-520 et NF X 50-500. 8.1 Objectifs Il s’agit de fixer pour le transformateur, les taux de défaillance pour : • les avaries du transformateur • les fonctionnements intempestifs de la coupure • le non fonctionnement de la protection sur sollicitation • le non fonctionnement de la coupure sur sollicitation 8.2 Exigences de fiabilité prévisionnelle Le constructeur doit fournir un dossier, avant l’acceptation de type produit, présentant une étude de fiabilité. Cette étude porte sur la détermination des caractéristiques de fiabilité du produit pour les fonctions générales du transformateur (réduire le niveau de tension, transiter la puissance...) ou pour les objectifs définis au chapitre 8.1. Les données de base sont prises en utilisant : • les données de retour d’expérience d’exploitation sur un parc statistiquement significatif ;

7

L’utilisateur désire connaître le sens de variation de la tension BT, lorsque l’on actionne le changeur de prises, pour une tension HTA fixée.

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• des résultats d’essais (recherche, recherche de limites, développement, validation ou qualification) ; • d’autres éléments tels que les spécifications et cahiers des charges propres aux constituants ou des résultats de calcul ou de simulation.; En conséquence : • l’organisation de la collecte d’information du retour d’expérience du fournisseur doit être présentée ; • le parc des produits faisant l’objet du retour d’expérience doit être décrit. Il est précisé en particulier : − les utilisateurs, les types de produits et leur quantité par utilisateur, − une comparaison, entre les produits qui font l’objet du retour d’expérience et le produit présenté, doit être réalisée sur les plans de la conception et du mode de réalisation, avec un niveau de détail requis pour l’étude de fiabilité. L’étude de fiabilité doit comporter deux aspects : 8.2.1 Aspect qualitatif Cette partie de l’étude s’appuie sur une analyse fonctionnelle et comporte : –

une analyse des modes de défaillance, de leurs effets et de leur criticité (AMDEC) en conformité avec la norme CEI 60812 ;

–

et/ou une analyse d’arbre de pannes suivant la norme CEI 61025 ;

–

et/ou toute autre méthode normalisée, adaptée à l’étude particulière concernée.

8.2.2 Aspect quantitatif Le constructeur doit démontrer que son produit est apte à atteindre les objectifs de fiabilité présentés ciaprès : 8.2.2.1 Durée de vie utile La durée de vie utile des transformateurs et de leurs constituants est fixée à 30 ans. Elle est décomptée à partir de la mise à disposition du poste chez le constructeur. 8.2.2.2 Avaries dues à des défauts de fabrication La valeur du niveau de fiabilité de référence est de 2 x 10 -7 par heure de fonctionnement (pour chaque transformateur). 8.2.2.3 Fonctionnement intempestif de la coupure La valeur du niveau de fiabilité de référence est de 0,4 x 10 -8 par heure de fonctionnement (pour chaque transformateur). 8.2.2.4 Refus de fonctionnement de la protection sur sollicitation La valeur du niveau de fiabilité de référence est de 1 x 10 -2 par sollicitation (pour chaque transformateur). 8.2.2.5 Refus de fonctionnement de la coupure sur sollicitation La valeur du niveau de fiabilité de référence est de 1 x 10 -2 par sollicitation (pour chaque transformateur). 8.3 Fiabilité opérationnelle Le nombre de défaillance est déterminé par le retour d’expérience de l’utilisateur, en collaboration avec le service après-vente du constructeur. La période d’observation T est d’un an.

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8.4 Maintenance préventive Dans les conditions de service spécifiées au chapitre 3, et dans les limites des performances, l’ensemble des éléments constitutifs du transformateur ne doit nécessiter aucun entretien, c’est à dire aucune révision, aucun retraitement de liquide diélectrique, aucun nettoyage, aucun échange de pièce à titre préventif. 8.5 Maintenance corrective (dépannage) Aucun dispositif permettant une quelconque opération de maintenance corrective n’est demandé. En cas d’avarie, le transformateur est déposé. 8.6 Dépose des matériels en fin de vie Le constructeur doit préciser dans chaque notice, la procédure concernant la dépose et le démantèlement du transformateur en fin de vie. 9. Essais 9.1 Liste et classification des essais (essais individuels, essais de type et essais spéciaux) Les essais doivent être effectués conformément aux modalités prévues dans la norme NF C 52-100, sauf modifications ou compléments indiqués dans les chapitres ci-après. La mesure du niveau de bruit doit être effectuée conformément à la norme NF EN 60551. Conformément à la norme NF C 52-100, il est prévu des essais de type, des essais individuels et des essais spéciaux (l'exécution de ces derniers devant être spécifiée à la commande en précisant le nombre d'appareils sur lesquels ils seront exécutés). De plus, EDF se réserve le droit de répéter certains essais, parmi les essais de type ou les essais spéciaux, sur un petit nombre d'appareils prélevés en cours de fabrication. Les essais individuels comprennent : –

la mesure de la résistance des enroulements ;

–

la mesure du rapport de transformation et contrôle du couplage ;

–

la mesure de l’impédance de court-circuit, et des pertes dues à la charge ;

–

la mesure des pertes et du courant à vide ;

–

l’essai en tension appliquée HT 50 kV, 50 Hz, 1 min ;

–

l’essai en tension appliquée BT 10 kV, 50 Hz, 1 min ;

–

l’essai en tension induite 2 Un.

Les essais de type comprennent : –

les essais d’échauffements à la puissance assignée ;

–

l’essai au choc de tension HT 125 kV 1,2/50 µs ;

–

l’essai au choc de tension BT 30 kV 1,2/50 µs ;

–

la mesure des décharges partielles (à Um et à 1,2 x Um) ;

–

l’essai de levage (pour les transformateurs de type poteau) ;

–

la mesure du niveau de bruit ;

–

l’examen visuel interne et externe et la vérification de la conformité du transformateur, y compris ses parties actives, aux plans déposés par le constructeur.

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Les essais spéciaux comprennent : –

l’essai de tenue au court-circuit ;

–

les essais de vérification de la protection contre les impacts mécaniques de la cuve ;

–

les essais de vérification de la protection contre les impacts mécaniques des traversées BT équipées de leur dispositif de protection (pour les transformateurs en cabine) ;

–

les essais de vérification de la protection contre les contacts électriques des traversées BT équipées de leur dispositif de protection (pour les transformateurs en cabine) ;

–

le contrôle de la tenue à la surpression interne ;

–

l’essai de vérification de la continuité des masses ;

–

les essais mécaniques sur les broches HTA (pour les transformateurs de type poteau) ;

–

les essais de vérification de la compatibilité avec les travaux sous tension HTA (pour les transformateurs de type poteau) ;

–

les essais d’échauffements en surcharge ;

–

les mises sous tension répétées ;

–

les essais de la protection-coupure.

–

les essais de vérification de la conformité à leur norme ou spécification de référence, pour les composants de la protection-coupure.

NOTE 1 : Quand les essais de tenue au court-circuit, d'échauffement et diélectriques sont effectués sur un même transformateur, ils le sont, sauf accord contraire, dans l'ordre ci-après : essais de tenue au court-circuit, essai d'échauffement, essais diélectriques. NOTE 2 : Si les caractéristiques technologiques d’un transformateur ne permettent pas de réaliser un essai tel qu’il est décrit dans les paragraphes suivants, celui-ci pourra être adapté en commun accord entre le constructeur et EDF.

9.2 Liste des essais et ordre de réalisation pour l’acceptation de type 9.2.1 Essais des transformateurs 8

Le nombre de transformateurs à fournir pour l’acceptation de type, et la liste des essais spéciaux à effectuer, sont à définir au cas par cas, et reviennent à la seule appréciation d’EDF. Les 5 essais de la protection-coupure étant destructifs, il peut être nécessaire d’essayer jusqu’à 5 appareils par puissance. Pour le cas où la totalité des essais est à effectuer, le tableau 6 donne l’ordre des essais effectués sur 5 prototypes (A, B, C, D, E), d’une même puissance, conformes à un même dossier d’identification. 9.2.2 Essais des composants de la protection-coupure Les composants à essayer et les essais à effectuer sur ces composants font l’objet d’un accord avec EDF. Il est exigé un certificat de conformité du composant à sa norme de référence, lorsqu’elle existe. Dans le cas contraire, un programme d’essai, établi avec l’accord d’EDF, est réalisé dans un laboratoire d’essai reconnu par EDF.

8

Les essais spéciaux ne sont pas systématiquement répétés pour chaque appareil de la gamme. Cela peut se produire, lorsque les résultats d’un essai sur un appareil d’une puissance donnée, peuvent être raisonnablement extrapolés à des appareils de puissance différente.

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Tableau 6 Appareil

A

B

C

résistance des enroulements

x

x

impédance de court-circuit, et pertes dues à la charge

x

x

x

pertes et courant à vide

x

rapport de transformation et couplage

x

x

x

D

E

Essai

essai de levage

(x)

essai de vérification de la compatibilité avec les TST HTA

(x)

protection de la cuve contre les impacts mécaniques

x

protection des traversées BT contre les impacts mécaniques

{x}

protection des traversées BT contre les contacts électriques

{x}

essais mécaniques sur les broches HTA

(x)

tenue au court-circuit

x

échauffements à la puissance assignée

x

x

échauffements en surcharge

x

x

tension appliquée HT 50 kV

x

x

tension appliquée BT 10 kV

x

x

l’essai en tension induite 2 Un

x

x

choc de tension HT 125 kV

x

x

choc de tension BT 30 kV

[x]

[x]

décharges partielles

x

x

décuvage et visite de conformité - mise en place des vrais fusibles remise en cuve

x

niveau de bruit

x

mises sous tension répétées

x

Appareil avec surcharge BT

x

Appareil avec court-circuit sur réseau BT

x

Appareil avec fuite d'huile

x

Appareil avec court-circuit entre spires BT

x

Appareil avec court-circuit HTA vérification de la continuité des masses

x x

tenue à la surpression interne décuvage et analyse du processus de coupure (x) ne concerne que les appareils de type poteau {x} ne concerne que les appareils de type cabine [x] ne concerne que les appareils de type poteau et cabine rurale

x x

x

x

x

x

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9.3 Essais de tenue au court-circuit 9.3.1 But de l’essai Les essais de tenue au court-circuit ont pour but de vérifier la bonne tenue des transformateurs, quelle que soit la prise de réglage utilisée, au court-circuit triphasé basse tension franc, quand le transformateur est alimenté par un réseau de puissance de court-circuit égale à 500 MVA. Note : la tenue thermique au court-circuit est démontrée par le calcul, conformément à la norme NF C 52 100. Pour ce calcul, la durée de court-circuit symétrique pourra être inférieure à la valeur 2 s, proposée par la norme, s’il est démontré que la protection-coupure provoque la coupure de tels courants en moins de 2 s.

9.3.2 Préparation de l’appareil Pour cet essai, les capteurs de surintensité de la protection-coupure sont inhibés. Si ces capteurs de surintensité sont des fusibles, ceux-ci sont remplacés par des faux fusibles de dimensions semblables. 9.3.3 Modalités de l’essai Les essais de tenue au court-circuit doivent être effectués conformément à la partie 5 de la norme NF C 52-100, compte tenu des précisions ou modifications ci-après, le numéro après B. correspondant à celui de l'article ou du paragraphe concerné de la NF C 52-100 : B.1.2.1.2 Calcul du courant de court-circuit symétrique Pour le transformateur, les valeurs à considérer pour l'impédance de court-circuit et ses composantes résistive et inductive sont les valeurs mesurées (ramenées à 75 °C). Le réseau est supposé avoir une puissance de court-circuit de 500 MVA et un rapport Lw/R égal à 5 (Lw et R étant les composantes inductive et résistive de l'impédance de court-circuit). B.2.2.5 Conduite de l'essai de court-circuit B.2.2.5.1 Disposition de mise en court-circuit Le transformateur est préalablement court-circuité côté basse tension. La connexion de court-circuit entre bornes basse tension doit avoir l'impédance la plus faible possible (ceci est d'autant plus important que la puissance assignée du transformateur est plus élevée). En aucun cas l'impédance du transformateur vue des bornes haute tension ne devra être supérieure de plus de 1 % à la valeur qu'on obtiendrait avec un court-circuit direct par barres de forte section et de longueur minimale; de plus en aucun cas, sa composante résistive ne devra être majorée de plus de 4 % 9. B.2.2.5.3 Mode d'alimentation L'essai doit être effectué, sauf accord entre constructeur et EDF, avec une alimentation triphasée. La durée de l’essai est de 0,5 s. 9.3.4 Sanction de l'essai Après achèvement des essais de tenue au court-circuit, on doit procéder : • aux essais diélectriques à fréquence industrielle et au choc de foudre; • à la répétition des essais individuels autres que diélectriques. Le transformateur est estimé avoir subi avec succès les essais de court-circuit si : • les essais diélectriques à fréquence industrielle et au choc de foudre sont satisfaisants; 9

Ainsi la réduction de l'asymétrie du courant due à l'augmentation de résistance est inférieure à 1 %.

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• les essais individuels autres que diélectriques ont été répétés avec succès; • les résultats des essais de court-circuit, les mesures durant les essais de court-circuit et l'inspection après décuvage ne révèlent aucun défaut (déplacements excessifs, déformations excessives d'enroulements, de connexions ou de structures de support, ou traces de décharges); • la réactance de court-circuit mesurée après les essais ne diffère pas de celle mesurée à l'état initial de plus de : 2 % pour les transformateurs à bobinages circulaires concentriques dont l'enroulement basse tension n'est pas une bande de métal; 4 % pour les autres transformateurs. NOTE : un bobinage ovale ou oblong est considéré comme circulaire, si son grand diamètre moyen est inférieur à 1,1 fois son petit diamètre moyen.

9.4 Essais au choc de tension 9.4.1 Enroulement basse tension des transformateurs de 50 à 250 kVA Les transformateurs de 50 à 250 kVA sont soumis à un essai de tenue au choc de foudre entre, d'une part, les bornes basse tension, y compris la borne neutre, reliées entre elles et, d'autre part, la cuve et les bornes haute tension reliées entre elles, la tension assignée de tenue étant de 30 kV (valeur de crête)10. Trois chocs de polarité négative doivent être appliqués conformément à la norme NF C 52-100. 9.5 Mesure des décharges partielles Les modalités d'essais sont indiquées dans le modificatif n° 1 à la spécification HN 52-S-07. Dans le cas où ces essais seraient effectués avec une alimentation de fréquence supérieure à 50 Hz, la valeur maximale de décharge admissible en débit quadratique est multipliée par f/50. Il peut être nécessaire de prendre des précautions particulières dans le cas d'utilisation de traversées porcelaine pour qu'elles soient complètement remplies d'huile. 9.6 Vérification de la tenue de la cuve à la surpression interne 9.6.1 But de l’essai Le but de l’essai est de vérifier que l’appareil est capable de résister à une montée en pression de sa cuve, sans manifestation extérieure. Le niveau de tenue à la surpression garanti pour l’appareil, est donné par le constructeur. Il doit être coordonné avec le(s) seuil(s) de déclenchement du dispositif de protectioncoupure. Il ne pourra être inférieur à 500 mbars. 9.6.2 Modalités de l'essai L'essai consiste à soumettre l'appareil à une surpression d'air sec ou d'azote croissant progressivement de 0 à la valeur ∆P en un temps de l'ordre de la minute, puis maintenue à cette valeur pendant une durée de 10 mn. La vérification de l'absence de fuite est alors effectuée par tout moyen approprié (maintien de la pression initiale sur le manomètre, badigeonnage de la cuve au moyen d'eau savonneuse, etc.). Cet essai est effectué hors tension.

10

Valeur convenue entre acheteur et constructeur comme admis en 2.9 b) de la NF C 52-112-1.

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Si possible, on détecte le seuil de déclenchement du dispositif réagissant à la surpression, quand l’appareil en est équipé. 9.6.3 Sanction de l’essai Aucune manifestation extérieure ne doit se produire, en particulier pas de fuite d’huile ni de gaz. Une déformation permanente de la cuve est cependant admise. 9.7 Essai de vérification de la continuité des masses 9.7.1 But de l’essai Le but de l’essai est de vérifier que le dispositif reliant les masses de l’appareil est capable de transiter un courant de 6 kA pendant 1 s, avec une montée en potentiel inférieure à 50 V. 9.7.2 Modalités de l'essai L’essai est réalisé avec une source de courant monophasée. Le transformateur est relié au circuit d’essai par une borne de mise à la terre et par une masse quelconque accessible de l’extérieur (la plus éloignée possible de la borne de mise à la terre). La valeur du courant présumé est de 6 kA ± 10%. Pendant l’essai, on mesure : • le courant de circulation entre la borne de mise à la terre et la masse choisie, • la tension entre la borne de mise à la terre et la masse choisie. 9.7.3 Sanction de l’essai Pendant toute la durée de l’essai : • le courant doit rester compris entre 6 kA -10% et 6 kA + 10%, • la tension ne doit pas dépasser 50 V. Il ne doit se produire aucune manifestation externe, en particulier aucune propagation d’un arc électrique ni projection de matière vers l’extérieur de la cuve. 9.8 Essai de levage (transformateurs de type poteau) 9.8.1 But de l’essai L'essai consiste à vérifier la possibilité d'effectuer, à partir du sol, la pose et la dépose d'un transformateur, à l'aide du système d'accrochage disposé à cet effet sur un support de réseau. 9.8.2 Matériel Le matériel utilisé pour cet essai est identique à celui dont les utilisateurs sont dotés (voir figure 9), à savoir : –

potence de levage ;

–

palan à cordes 550 daN à 5 brins ;

–

palonnier de levage réglable ;

–

estrope ou cravate et poulie de renvoi disposées au bas du support. Le support est supposé présenter les caractéristiques suivantes :

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–

hauteur : 14 m ;

–

effort nominal : 800 daN ;

–

section en tête = 280 mm x 160 mm ;

–

section au fond = 560 mm x 370 mm ;

–

section au droit de l'accrochage éventuel d'un transformateur (à 2 m du sommet) = 320 mm x 190 mm.

L'essai de levage peut être fait : –

soit avec un support tel que défini ci-dessus (compte tenu d'une tolérance de ± 5 %, avec maximum de 15 mm, sur les dimensions transversales) ;

–

soit sur une maquette telle que définie en figure 10.

9.8.3 Réalisation de l'essai (voir figure 9) Pour la réalisation de cet essai, on pourra se référer à la C 52-192-1. Le transformateur est placé au bas du support ou de la maquette, et le palonnier de levage est fixé sur les pièces de levage prévues à cet effet sur la partie supérieure de la cuve du transformateur. Après mise en place correcte des accessoires : –

potence ;

–

palan ;

–

poulie de renvoi ; un effort continu horizontal est exercé sur l'extrémité libre du garant du palan, jusqu'au moment de l'accrochage du transformateur.

Des cordes fixées au bas de la cuve permettent de guider, depuis le sol, le transformateur dans l'opération de levage et d'éviter notamment les mouvements de rotation. L'essai de décrochage et de descente au sol nécessite le déplacement, à l'extrémité de la potence de levage, de l'étrier de fixation du palan. Une traction vers le haut est exercée jusqu'au décrochage du transformateur qui est ensuite descendu du sol. 9.8.4 Sanction La pose et la dépose du transformateur doivent pouvoir être effectuées sans secousse brutale ni dommage pour le matériel et notamment sans dommage pour les isolateurs et pour la protection anticorrosion de la cuve. 9.9 Essais mécaniques sur les broches HTA (transformateurs de type poteau) 9.9.1 But des essais Le but des essais est de vérifier que l’ensemble broche-adaptateur-traversée-couvercle résiste mécaniquement aux efforts exercés lors de la connexion ou déconnexion du transformateur au réseau HTA. Trois essais sont à effectuer : • l’essai de tenue à l’effort axial (dans 2 directions opposées) • l’essai de tenue à l’effort radial (dans 4 directions perpendiculaires) • l’essai de tenue au couple de torsion radial (dans deux directions opposées) Les niveaux de tenue sont ceux spécifiés au chapitre 5.4.2.

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9.9.2 Modalités des essais Les essais sont effectués sur un appareil posé au sol. Chacune des trois broches HTA subit la totalité des essais. Les efforts sont appliqués au milieu de la broche approximativement. La tolérance sur l’amplitude des efforts est comprise dans l’intervalle [-0%; +10%]. Pendant les essais, on mesure l’amplitude des déplacements et rotations de la broche par rapport au couvercle. 9.9.3 Sanction des essais Après achèvement de ces essais, on doit procéder aux essais diélectriques à la fréquence industrielle, au choc de foudre et à la mesure des décharges partielles. Le transformateur est estimé avoir subi avec succès les essais mécaniques sur les broches HTA si : Pendant les essais mécaniques, quelle que soit la direction de l’effort, ou du couple exercé sur la broche: • les déplacements de la broche par rapport au couvercle n’excèdent pas 50 mm • les rotations de la broche par rapport au couvercle n’excèdent pas 20° A l’issue des essais mécaniques, on ne constate aucune déformation permanente excessive: • de la broche, • de l’adaptateur de broche sur la traversée, • de la traversée, • de la fixation de la traversée sur le couvercle (y compris les joints), • du couvercle. Les essais diélectriques à la fréquence industrielle, l’essai choc de foudre et la mesure des décharges partielles sont satisfaisants. 9.10 Essais de vérification de la compatibilité avec les travaux sous tension HTA On effectue dans l’ordre : • l’accrochage du transformateur, sans parafoudres accrochés au poteau, • l’accrochage des parafoudres, le transformateur étant accroché, • la connexion des parafoudres et du transformateur, • la déconnexion et le décrochage d’un ou plusieurs parafoudres, le transformateur restant connecté, • l’accrochage et la connexion d’un ou plusieurs parafoudres, le transformateur restant connecté, • la déconnexion du transformateur et des parafoudres, • le décrochage des parafoudres, • le décrochage du transformateur. Pendant toutes ces opérations, les conditions de sécurité fixées par la CET HTA N°215, doivent pouvoir être respectées. 9.11 Echauffements aux pertes correspondant au régime assigné L’essai d’échauffement est réalisé selon la norme CEI 60076-2. Pour les appareils de type cabine (rurale ou urbaine), on doit vérifier également, que l’échauffement à la surface du couvercle n’excède pas 65 K. Cette limite d’échauffement est à respecter, quelle que soit la classe thermique des isolants employés dans le transformateur.

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9.12 Echauffements en surcharge triphasée, pendant 3 h 9.12.1 But de l'essai Il s'agit d'une part, de mesurer les échauffements dus à une surcharge, et d'autre part, de vérifier que cette surcharge n'entraîne pas le fonctionnement intempestif de la protection-coupure du transformateur. 9.12.2 Modalités de l'essai L'appareil est d'abord alimenté sous tension réduite, avec les bornes BT en court-circuit. On fait circuler dans l'appareil un courant tel que les pertes Joules injectées soient égales à la somme des pertes à vides et des pertes en charge mesurées, jusqu'à la stabilisation thermique. On augmente alors le courant de circulation de (K-1).In. Au bout de 3 heures de ce régime de surcharge, on mesure l’échauffement moyen des enroulements, l’échauffement du liquide diélectrique en partie supérieure, ainsi que la surpression interne. Puis on calcule la température de point chaud dans les conditions de surcharge de référence. Pour le cas des appareils remplis d’huile, la formule I de calcul du coefficient de surintensité K et la formule II de calcul de la température de point chaud dans les conditions de référence, sont établies à partir de la norme CEI 60354. Pour le cas des appareils remplis d’un liquide diélectrique autre que l’huile, d’autres formules faisant l’objet d’un accord avec EDF peuvent être employées. Formule I : Coefficient de surintensité K

1/ x  0,5      x     1 + R * 1,52    θref − θa   * R −0,5   K = (1 + R ) *  1 − +       t / τ −    1 + R    ∆θOr *  1 − e           Formule II : Température de point chaud, dans les conditions de référence

θh = θ1k + H * {θ2 k − θa − Q * (θ1k − θa )} * [1,5 / K] y avec : R

rapport pertes en charge/pertes à vide à 75°

x exposant huile = 0,8 y exposant enroulement = 1,6 θref

température de référence pour la surcharge

= 0°C pour les transformateurs de type poteau = 10°C pour les transformateurs de type cabine θa

température ambiante pendant l’essai de surcharge

∆θOr échauffement mesuré de l’huile max dans les conditions assignées t durée de la surcharge = 3 heures τ constante de temps de l’huile = 1,5 heures Q

rapport échauffement huile moyenne/échauffement huile max = 0,8

H

facteur de point chaud = 1,1

θ1k

température de l’huile max mesurée lors de l’essai de surcharge corrigée K

θ2k

température moyenne des enroulements les plus chauds (HTA ou BT)

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mesurée lors de l’essai de surcharge corrigée K 9.12.3 Sanction de l'essai Le dispositif de protection-coupure ne doit pas fonctionner. La température du point chaud calculée, pour les conditions de référence ne doit pas dépasser 140°C. 9.13 Mises sous tension répétées 9.13.1 But de l'essai A la mise sous tension d’un transformateur, il circule un courant transitoire, d'amplitude égale à plusieurs fois le courant assigné. Il se produit des dizaines de mises sous tension d’un transformateur pendant sa durée de vie, notamment à cause des cycles de réenclenchement. Le but de l’essai est de vérifier que le dispositif de protection-coupure ne fonctionne pas lors d'une série de mises sous tension. 9.13.2 Modalités de l'essai On alimente l’appareil sous sa tension assignée ± 7% pendant 200 ms ± 20 ms. Ce cycle est répété 20 fois. La mise hors tension entre deux cycles successifs dure 10 s ± 1 s. 9.13.3 Sanction de l'essai Il ne doit pas y avoir de coupure. 9.14 Essais de la protection-coupure des appareils de type rural Note : Pour les appareils de type urbain la spécification des essais de la protection-coupure est à l’étude.

9.14.1 Dispositions communes Les dispositions suivantes s’appliquent à tous les essais de la protection-coupure : • Appareil avec court-circuit entre spires BT • Appareil avec fuite d'huile • Appareil avec surcharge monophasée basse tension • Appareil avec court-circuit triphasé impédant sur réseau basse tension • Appareil avec court-circuit triphasé aux entrées des enroulements HTA 9.14.1.1 Caractéristiques du circuit d’essai –

Tension d'alimentation triphasée HTA : tension assignée de l’appareil ± 7%

–

Puissance de court-circuit disponible aux bornes HTA de l'appareil : 210 MVA, ± 5%.

–

Facteur de puissance de la source (et du réseau amont) : compris entre 0,07 et 0,15 en retard

–

Mise à la terre du neutre HTA par une impédance limitant le courant de défaut homopolaire à 300 A, ± 5%.

9.14.1.2 Réglage des protections du circuit d’essai Les protections du circuit d'essai ont un fonctionnement semblable à celui des protections d'un départ HTA, avec le régime de neutre impédant. Le réglage de ces protections est le suivant : –

protection contre les défauts polyphasés : · relais ampèremétrique de phase ;

HN 52-S-24 Mai 2001 · · –

–

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seuil : ≈ 600 A ; non temporisé ;

protection contre les défauts monophasés : ·

relais ampèremétrique homopolaire ;

·

seuil : ≈ 60 A ;

·

non temporisé ;

protection contre les défauts résistants : ·

relais ampèremétrique à temps dépendant : EPATR ;

·

seuil : 0,7 à 1,2 A.

9.14.1.3 Préparation de l’appareil Le changeur de prises de l'appareil est positionné sur la prise la plus proche de la tension primaire d’essai. Le neutre BT et la borne de terre de l'appareil sont reliés directement à la terre. L’appareil est posé sur des plots isolants, pour que l’on puisse mesurer le courant cuve-terre. 9.14.1.4 Durée des essais La tension reste appliquée tant que circule au moins un courant de ligne HTA, et pendant encore 15 mn après la coupure des trois courants de ligne HTA. 9.14.1.5 Grandeurs à mesurer pour tous les essais –

les 3 courants de phase HTA ;

–

les 3 tensions phase-terre HTA ;

–

le courant de neutre HTA ;

–

le courant cuve-terre ;

–

les courants BT appropriés ;

–

les tensions phase-neutre BT appropriées ;

–

la pression interne de l’appareil (pour les essais avec montée en pression possible)

Une caméra vidéo filme l'appareil en essai. 9.14.1.6 Sanctions communes aux essais –

Les 3 courants de ligne HTA ne doivent jamais excéder 4 kA crête et ils doivent être coupés par le dispositif de protection-coupure.

–

Le fonctionnement de la protection-coupure ne doit pas générer de surtensions sur le réseau HTA ou sur le réseau BT excédant les valeurs spécifiées.

–

Pendant la durée de l'essai (y compris les 15 minutes qui suivent la coupure des 3 courants de ligne HTA), il ne doit se produire : ni incendie, ni projection de matière, ni fuite de liquide diélectrique ou de gaz, ni propagation d’un arc électrique de l’intérieur vers l’extérieur de la cuve.

–

On doit vérifier après décuvage que le dispositif de protection-coupure a réagi correctement suivant le principe décrit dans le dossier d’identification. Pour cela, on établit la succession des événements pour les différents composants.

9.14.2 Appareil avec court-circuit entre spires BT 9.14.2.1 But de l'essai

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Le but recherché est de créer une montée en pression rapide, avec un courant de circulation HTA initial faible. 9.14.2.2 Préparation de l'appareil Un appareil comportant entre 2 et 4 spires BT en court-circuit sur la colonne A, est fourni par le constructeur. La section de passage du courant de court circuit, entre deux spires consécutives, doit être suffisante pour éviter que le court-circuit fonde et s’isole pendant l’essai. 9.14.2.3 Modalité particulière de l’essai Pendant l’essai, l’appareil alimente une charge triphasée inductive correspondant à sa charge assignée. 9.14.3 Appareil avec fuite d'huile 9.14.3.1 But de l'essai Le but de l'essai est de vérifier que l'apparition d'une fuite d'huile dans un appareil alimentant sa charge assignée, n'engendre pas un défaut se manifestant par une explosion ou un incendie. 9.14.3.2 Cas d’un appareil équipé d’une détection de fuite d’huile 9.14.3.2.1 Préparation de l'appareil L'appareil comporte une électrovanne de vidange située en fond de cuve. Le diamètre est choisi de sorte que lorsque l’on ouvre l’électrovanne (sur un appareil plein, avec l’orifice de remplissage ouvert), la détection de fuite d’huile réagisse dans un délai de 5 à 15 minutes. 9.14.3.2.2 Modalité particulière de l'essai Pendant l’essai, l’appareil alimente une charge triphasée inductive correspondant à sa charge assignée. Juste après la mise sous tension, on ouvre l’électrovanne. La tension reste appliquée 15 minutes après la coupure définitive des courants de phases, et au plus tard 30 minutes après le début de l’essai. 9.14.3.3 Cas d’un appareil non équipé d’une détection de fuite d’huile 9.14.3.3.1 Préparation de l'appareil Juste avant l’essai, on pompe de l’huile dans l’appareil, de façon à découvrir environ 50 % de la hauteur des enroulements. Puis on referme l’orifice de remplissage. 9.14.3.3.2 Modalité particulière de l'essai Pendant l’essai, l’appareil alimente une charge triphasée inductive correspondant à sa charge assignée. 9.14.4 Appareil avec surcharge monophasée basse tension 9.14.4.1 But de l'essai Le but recherché est de créer une montée en température des enroulements provoquant leur dégénérescence, avec des courants de circulation initiaux insuffisants pour faire fonctionner immédiatement le dispositif de protection. 9.14.4.2 Modalités particulières de l'essai Une charge inductive est placée entre une phase basse tension et le neutre basse tension. Cette charge est telle que le courant de circulation BT initial, est égal à 3 fois le courant assigné BT du transformateur. Le choix de la phase concernée fait l'objet d’un accord entre EDF et le constructeur. Pendant l’essai, on enregistre les trois tensions simples BT (entre phase et neutre). 9.14.4.3 Sanction particulière de l’essai

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Les sanctions communes aux essais de la protection-coupure restent appliquées. L’appareil alimentant une charge BT monophasée, on doit également vérifier, à la fin de cet essai, que les trois tensions simples BT se sont annulées. 9.14.5 Appareil avec court-circuit triphasé impédant sur réseau basse tension 9.14.5.1 But de l'essai Cet essai sera effectué si le dispositif de protection comporte des fusibles limiteurs de type associé (selon la définition de la NF EN 60282-1). Le but recherché est de faire réagir le dispositif de protection avec un courant de circulation initial peu inférieur au I3 des fusibles limiteurs associés. 9.14.5.2 Modalités particulières de l'essai Une charge triphasée équilibrée inductive est raccordée entre les phases secondaires a, b et c et le neutre secondaire n. Cette charge est telle que les courants de circulation primaires ont une valeur comprise entre 75 % et 80 % du I3 des fusibles limiteurs associés. 9.14.5.3 Sanction particulière de l’essai Les sanctions communes aux essais de la protection-coupure restent appliquées. On doit également vérifier pour cet essai, que le temps de fonctionnement de la protection-coupure, permet la coordination avec les fusibles BT. 9.14.6 Appareil avec court-circuit triphasé aux entrées des enroulements HTA 9.14.6.1 But de l'essai Cet essai a deux objectifs. L'un est de vérifier le bon comportement mécanique et thermique des liaisons entre les bornes HTA et la protection HTA. L'autre est de vérifier la capacité de coupure en cas de courant de défaut maximum. 9.14.6.2 Préparation de l'appareil Cet essai peut être effectué sur une maquette. Cette maquette est la reproduction partielle d’un appareil : des bornes HTA aux entrées d'enroulements HTA (les masses voisines sont également reproduites). L'emplacement du court-circuit triphasé franc réalisé par le constructeur fera l'objet d'un accord avec EDF. Il sera situé entre l'aval des protections et l'entrée des enroulements HTA. Si l’appareil est dépourvu de détection de fuite d’huile, on abaisse le niveau d’huile jusqu’à effleurer la partie supérieure des enroulements. Cette opération est réalisée par pompage (par l’orifice de remplissage) juste avant l’essai. 9.14.6.3 Modalités particulières de l'essai TTR présumée de la source (et du réseau amont) : celle définie par la CEI 60282-1 concernant la suite d’essais 1 (§ 13.1.2.1), pour la tension assignée 24 kV. 10. Directives pour l’établissement du dossier d’identification 10.1 Définition Le dossier d’identification caractérise un modèle proposé par le constructeur et répondant aux spécifications du matériel définies par les normes correspondantes. Il fournit : –

la connaissance du matériel concerné ;

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–

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la vérification de l’identité des différents exemplaires d’un même modèle.

10.2 Composition du dossier d’identification Le dossier d’identification, daté et certifié conforme au modèle présenté aux essais d’acceptation de type, comprend : –

le numéro d’identification du matériel et la spécification de référence,

–

les caractéristiques électriques,

–

les caractéristiques constructives,

–

les plans certifiés conformes suivants :

–

·

plans d’ensemble indiquant les cotes d’encombrement, la disposition des bornes, des pièces de levage, des broches HTA (pour le type poteau), des galets de roulements et du dispositif de protection des traversées BT (pour le type cabine),

·

plans de la cuve indiquant le nombre et la disposition des ailettes de refroidissement,

·

plans de la partie active, y compris la protection-coupure,

·

plans détaillés des composants de la protection-coupure,

·

plans du circuit magnétique avec vue en coupe,

les tableaux indiquant la nature, le nombre, la disposition, la masse et la référence des principaux constituants, ainsi que la masse totale, des sous ensembles suivants : ·

circuit magnétique,

·

bobinages BT,

·

bobinages HTA,

·

liquide diélectrique,

·

liaisons et traversées BT,

·

liaisons et traversées HTA,

·

changeur de prise HTA,

·

protection-coupure,

·

cuve et couvercle,

–

les distances et modes d’isolements entre principaux sous ensembles,

–

les caractéristiques temps-courants des fusibles BT (aval), de la protection-coupure et des protections HTA (amont), sur un même graphique,

–

une notice concernant la manutention, l’installation, la mise en exploitation, le fonctionnement, la dépose et le démantèlement en fin de vie,

–

la liste des documents composant le dossier d’identification,

–

un tableau des mises à jour du dossier d’identification,

10.3 Etablissement et diffusion Le dossier d’identification est établi par le constructeur sous sa responsabilité. Quatre exemplaires sont fournis à EDF. Un exemplaire est tenu sur place chez le constructeur à la disposition du service de contrôle d’EDF. 10.4 Mise à jour du dossier d’identification Si des modifications sont apportées par le constructeur au matériel, EDF doit être averti selon les modalités d’agrément des matériels de réseau définies par EDF.

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Toute modification fait l’objet d’une mise à jour du dossier d’identification, tenu chez le constructeur à la disposition d’EDF.

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ANNEXE 1 (informative) Plan de protection des départs HTA des réseaux ruraux

Plan de protection actuel : régime de neutre « impédant » Impédance de mise à la terre du neutre ≈ 40 Ω pour les réseaux mixtes • Protection contre les défauts polyphasés Relais ampèremétrique de phase Seuil : ≈ 600 A (1,3 x Ip < seuil < 0,8 x Iccb mini) Non temporisé Ip : courant de pointe du départ Iccb : courant de court-circuit biphasé • Protection contre les défauts monophasés Relais ampèremétrique homopolaire Seuil : ≈ 60 A (1,2 x 3Io) Non temporisé 3.Io : courant résiduel du départ • Protection contre les défauts résistants Relais ampèremétrique à temps dépendant : EPATR Seuil : 0,7 à 1,2 A Plan de protection futur : régime de neutre « compensé » • Impédance de mise à la terre du neutre (Bobine d'extinction d'arc) Compensation du courant capacitif IX bobine − I capacitif ≤ 35 A (en défaut franc) Création d'un courant actif IR bobine = 20 A (en défaut franc) • Protection contre les défauts polyphasés Identique au régime de neutre actuel • Protection contre les défauts monophasés Relais wattmétrique homopolaire Seuil : 8 kW de puissance active résiduelle Temporisation : 600 ms Relais ampèremétrique homopolaire (en secours) Seuil : 100 A (3 Ioc normal + 40 A < seuil < 200 A) Non temporisé (3.Ioc : courant résiduel capacitif du départ) • Protection contre les défauts résistants à l’étude...

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FIGURES

Vis acier Ecrou autofreiné

Cosse aluminium cuivre plage cuivre (HN 68-S-90) Rondelles plates L en acier Passe-barre cuivre

Diamètre du boulon (mm) Couple de serrage à ne pas dépasser (Nm)

12 45

14 70

Note: la cosse d'extrémité aluminium-cuivre, le boulon et les rondelles sont hors fourniture.

Figure 1 - Raccordement BT sur passe-barre (transformateur > 250 kVA). Mode de serrage.

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Ecrou H, M12U Cosse (HN 68-S-90)

M 12

Rondelles M12U

Rondelle

Collerette

Note : la cosse d'extrémité aluminium-cuivre, conforme à la norme HN 68-S-90, est hors fourniture.

Figure 2 - Raccordement BT sur borne 250 A par câble aluminium 150 mm 2 et cosses aluminium-cuivre (transformateurs < 160 kVA).

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Transformateur de distribution triphasé Conforme à HN 52 S 24 d’octobre 1997 Constructeur

Usine de

Année de fabrication :1999 Numéro d’agrément :20-98-63

date : 15 mai 1998

Puissance : 50 kVA

Fréquence : 50 Hz

Couplage : Dyn 11

Changeur de prises Position 1 Position 2 Position 3

Tension Primaire

Tension Secondaire 400 V 410 V 420 V

Changeur de prises Position 2

Courant primaire 1,44 A

20 000 V

Courant secondaire 70,4 A

Tension de court-circuit : 4 % Masse totale: 370 kg Nature et volume du diélectrique: huile - 90 litres Type : hermétique remplissage intégral

410 V Protection n° : 12 206 8957 Figure 3 - Exemple de plaque signalétique pour transformateur (les parties en italique sont données à titre d'exemple)

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mini 142

12

63 ou 100

Axe longitudinal du transformateur

Figure 4 - Disposition des traversées passe-barre sur le couvercle.

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r = 19

80

51

89

4 goujons M 8-25/25

38 75

Figure 5a - Fixation des traversées passe-barre 1 250 A - Perçage du couvercle r = 18

80

126

4 goujons M 8-25/25

36 75

Figure 5b - Fixation des traversées passe-barre 2 000 A - Perçage du couvercle

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les ent chab m e o n br Aligs em e é ers de trav ge ina édian s i Vo e m l'ax

.* B.T s e é ers rav t t en nem g i l A

Sym

b

" ole

terr

Ø 13

e"

Fig. 6a - 1ère variante es ent chabl m e o r n Alig s emb e é ers trav de ge ina édian s i Vo e m l'ax

.T.* sB e é ers trav t n e nem Alig

Sym

e" bol

terr

e"

Fig. 6b - 2ème variante Détail d'une pièce de levage Ø 28 mini O 13

En variante, le symbole «terre» peut être gravé sur les deux pièces portant le trou Ø 13.

* Traversées ou passe-barre selon puissance assignée du transformateur. Figures 6 a) et 6 b) - Position des pièces de levage et prises de terre sur les transformateurs de type cabine

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ELEVATION 30

VUE DE GAUCHE

Potence amovible 220

160 Etrier de décrochage Etrier d'accrochage

1410

Traversées H.T.

2250

Dispositif d'accrochage

Traversées B.T.

Plaque signalétique

Figure 7 a) - Vue générale (Elévation et vue de gauche). ÉLÉVATION

VUE DE DROITE 30 30

Profil permettant l'accrochage automatique par levage vertical

45 °

Transformateur

Guidage

500

2 UPN 60

Crochets solidaires du transformateur

POTEAU

VUE DE DESSUS 110

Transformateur Guidage

35

* valeurs minimales

112,5*

120*

112,5*

Rond acier

345*

Poteau Figure 7 b) - Détail de l'accrochage Figure 7 - Dispositif d'accrochage des transformateurs du type poteau

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m ax i*

* Ces cotes s'entendent

15

en position "accrochée"

0

m ini -

broche HTA

mini 40 ou 60 (40 si les traversées HTA sont en synthétique 60 si les traversées sont en porcelaine)

300 maxi

m a x i

axe du trou de la pièce de levage

Ø 13

m a x i

Cotes en mm

Pièce de levage

100 mini * Dispositif de protection

Ø 20

mini

350 mini

Pièce de levage

Détail des pièces de levage:

17 mini

3 0 °

450 à 750

350 mini

3 0 °

Cotes en mm

R ≤ 26

12 maxi

Ø ≥ 28

Figure 8 - Disposition des broches de raccordement HTA et des pièces de levage des transformateurs de type poteau

600 maxi *

plan horizontal

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Potence Palan à 5 brins

Palonnier

voir ft: C 23-114-671 et fig 7 a. voir ft: C 23-114-632

voir ft: C 23-114-672

Cordes de guidage

Poulie de renvoi

voir ft: C 23-114-631

Estrope ou cravate

voir ft: C 23-114-602

ft: Fiche technique issue du Guide Technique de la Distribution EDF

Figure 9 - Levage d'un transformateur de type poteau

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HN 52-S-24 Mai 2001 Potence (voir fig. 7a)

UPN 60 x 30

Ø 35

405 200

200

détail a 100

détail a 30

30

détail b

250

5.000

UPN 80 x 45 x 8*

détail b

3.600

UPN 80*

détail c

1.250

tôle : e = 4 mm

détail c

56

profilé vertical I PN 300 x 200 x 10*

* Les dimensions suivies d'un astérisque sont données à titre indicatif

490

Figure 10 - Maquette pour essai de levage de transformateur

cotes en mm