Les Transformateurs 1. Transformateurs de Puissance (Ou

Les transformateurs 1. Transformateurs de puissance (ou de distribution).....2 1.1. Introduction : rôle........................................................................................................................................................2 1.2. Constitution.................................................................................................................................................................3 1.2.1. Principaux éléments..............................................................................................................................................3 1.2.2. Technologies de refroidissement..........................................................................................................................3 1.3. Protection des transformateurs de puissance................................................................................................................7 1.3.1. Généralités............................................................................................................................................................7 1.3.2. Protections communes à toutes les technologies : protections contre défauts externes.........................................7 a) Surintensités - Pointes d’enclenchement................................................................................................................7 b) Protection "masse-cuve"........................................................................................................................................8 1.3.3. Protections spécifiques à chaque technologie : protections contre les défauts internes.........................................8 a) Transformateurs immergés : DGPT (Détection Gaz, Pression, Température) ou Relais Buchholz........................8 Le DGPT (Détection Gaz Pression Température)..................................................................................................8 Le relais Buchholz...............................................................................................................................................10 Le DMCR (Dispositif de Mesure et Contrôle de Régime)...................................................................................11 b) Transformateurs secs : protection thermique par CTP.........................................................................................11 1.4. Détermination de la puissance...................................................................................................................................11 a) Première partie : puissance appelée......................................................................................................................11 b) Deuxième partie : puissance maximale...............................................................................................................12 1.5. Couplage des transformateurs....................................................................................................................................12 1.5.1. Représentation schématique. .............................................................................................................................12 1.5.2. Désignation des couplages..................................................................................................................................13 1.6. Mise en parallèle de transformateurs.........................................................................................................................13 1.7. Rappel sur les calculs caractéristiques d’impédance..................................................................................................14

2. Transformateurs de mesure..........................................14 2.1. Utilisation des transformateurs de mesures................................................................................................................14 2.2. Types de transformateur de mesure...........................................................................................................................14 2.2.1. Transformateurs de courant................................................................................................................................14 a) Caractéristiques des TC........................................................................................................................................15 b) Caractéristiques des LPTC...................................................................................................................................16 2.2.2. Transformateurs de tension.................................................................................................................................16

3. Transformateur de commande.....................................17 3.1. Introduction sur le calcul transformateur...................................................................................................................17 3.2. Calculer la puissance et le dimensionnement d'un transformateur de commande......................................................17 3.2.1. Déterminer la puissance d'appel........................................................................................................................17 3.2.2. Déterminer le dimensionnement du transformateur............................................................................................17 3.3. Déterminer les protections du transformateur............................................................................................................18 3.3.1. Protection secondaire transformateur..................................................................................................................18 3.3.2. Protection primaire transformateur :...................................................................................................................18

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Les transformateurs 1.

Transformateurs de puissance (ou de distribution). 1.1.

Introduction : rôle.

Les transformateurs de puissance sont des appareils très employés dans les installations électriques. Un transformateur peut assurer 2 fonctions : 1. Elever ou abaisser une tension alternative, monophasée ou triphasée ; par exemple pour réduire les pertes de puissance en ligne dans le transport de l'énergie électrique, on trouve des transformateurs élévateurs en sortie des centrales de production. Plus proches des points d’utilisation, on trouve des transformateurs chargés d’abaisser la tension (voir cours sur la distribution HT).

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2. Assurer l'isolation galvanique entre 2 réseaux électriques, par exemple pour changer le Schéma des Liaisons à la Terre (SLT, anciennement Régime du Neutre). Exemples de cas fréquents : - Transformateur HT/BT pour distribution du neutre. Le primaire est en triangle, donc sans neutre sur la ligne d’arrivée tandis que le secondaire est en étoile afin de distribuer le neutre. - Transformateur monophasé d’isolement : en salle de bains d’hôtel, il est fréquent que la prise de courant « rasoir – shave only » soit alimentée par un transformateur permettant de s’affranchir du risque d’électrisation par contact direct avec un seul conducteur actif. 1.2.

Constitution.

1.2.1. Principaux éléments. Le transformateur est une machine d'induction qui comprend principalement 4 parties : - un circuit magnétique fermé constitué de colonnes et culasses, supérieures et inférieures. - un circuit électrique comprenant les enroulements primaires et secondaires et leurs isolations. - des organes mécaniques, de support, manutention, refroidissement. - des organes de sécurité contre les défauts internes et externes à l'appareil. Le transformateur, par son principe de fonctionnement, est également appelé « machine statique ». On veillera à ne pas confondre transformateur et autotransformateur : par soucis de simplification, nous allons expliquer leur différence dans le cas de machines monophasées.

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•

Le transformateur monophasé comporte généralement deux enroulements : o primaire, de tension U1 et parcouru par un courant I1 o secondaire, de tension U2 et parcouru par un courant I2. Ces deux enroulements sont galvaniquement séparés et parcourus par des courants I1 et I2 conventionnellement de sens inverse. L’autotransformateur ne comprend qu’un seul enroulement dont un point intermédiaire est sorti. La totalité de l’enroulement peut jouer le rôle de primaire et la partie de l’enroulement jusqu’au point intermédiaire le rôle de secondaire. Le courant circulant dans le secondaire (enroulement commun) est alors la différence entre les deux courants I1 et I2. Il résulte de cette conception une dimension réduite par rapport à un transformateur, ainsi qu'un meilleur couplage que celui d'un transformateur équivalent.

La tension de court-circuit d'un autotransformateur est donc plus faible que celle d'un transformateur équivalent, et le courant de court-circuit plus élevé. 1.2.2. Technologies de refroidissement Quatre lettres suffisent pour définir la technologie du mode de refroidissement d’un transformateur: 1ère lettre : fluide de refroidissement interne en contact avec les enroulements • O : huile minérale ou liquide isolant de synthèse de point de feu inférieur ou égal à 300° C • K : liquide isolant avec point de feu > 300° C • L : liquide isolant à point de feu non mesurable

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2ème lettre : mode de circulation du fluide de refroidissement interne • N : circulation par thermosiphon à travers le système de refroidissement et les enroulements • F : circulation à travers le système de refroidissement, circulation par thermosiphon dans les enroulements • D : circulation forcée à travers le système de refroidissement et dirigée du système de refroidissement jusqu'aux enroulements principaux au moins ème 3 lettre : fluide de refroidissement externe • A : air • W : eau ème 4 lettre : mode de circulation du fluide de refroidissement externe • N : convection naturelle • F : circulation forcée (ventilateurs, pompes) Un transformateur immergé dans l’huile minérale et à refroidissement naturel sera de type ONAN. Si l’on ajoute des ventilateurs sur les radiateurs il devient de type ONAF. Dans le cas de fonctionnement possible avec ou sans ventilateur, on précisera type ONAN/ONAF(1). On distingue deux possibilités de stockage de l’huile : • Transformateurs respirants avec conservateur. Ce sont des transformateurs avec réservoir d’huile à pression atmosphérique (avec échange d’air via un assécheur). Cela permet la dilatation thermique de l’huile (changements de volume). La surface du diélectrique peut être en contact direct avec l’air ambiant ou en être séparé par une paroi étanche en matière synthétique déformable. Dans tous les cas, un assécheur d’air (avec un produit dessicateur) évite l’entrée d’humidité à l’intérieur du réservoir • Transformateurs totalement étanches. L’huile est contenue dans une cuve scellée sans échange d’air. Le volume de gaz (air sec ou air/azote) se situe alors en haut de la cuve. Sa pression augmente lors de la dilatation thermique de l’huile (changements de volume simultanés et inverses de l’huile et du gaz). Une technologie particulière a été mise au point par France-Transfo (filiale Schneider) : la technique ERT (Etanche à Remplissage Total). Cette technique du remplissage total "sans matelas gazeux" dans les cuves étanches a été adoptée par EDF en 1972. Toute oxydation du diélectrique liquide par contact avec l’air ambiant est évitée. Le transformateur est simplifié, ce qui se traduit par : o une économie d’achat et un gain d’encombrement : ni assécheur d’air, ni conservateur de liquide o une grande facilité de raccordement : dégagement total de la plage des bornes haute et basse tension o une réduction considérable des servitudes d’entretien (simple surveillance). La dilatation du diélectrique est compensée par la déformation élastique des parois ondulées de la cuve, parois dont la souplesse mécanique permet une variation adéquate du volume intérieur de la cuve. Le liquide le plus souvent utilisé comme diélectrique dans les transformateurs immergés est l’huile minérale. L’huile minérale étant inflammable, il est obligatoire de prendre des mesures de sécurité avec une protection par relais DGPT2 (détecteur de gaz, pression et température 2 niveaux). En cas d’anomalie, il donne l’ordre de mise hors service du transformateur avant que la situation ne devienne dangereuse. L’huile minérale est biodégradable et ne contient ni PCB (polychlorobiphényl) qui ont conduit à l’élimination des askarels (Pyralène), ni TCB (trichlorobenzènes). Ci-dessous un comparatif publié par Schneider entre les 2 techniques de remplissage :

1

Dans ce cas, la puissance du transformateur en ONAN ou AN est inférieure à celle en ONAF ou AF.

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Seuls les transformateurs de type sec pour lesquels les parties actives sont directement refroidies par l’air extérieur sont définis par deux lettres. Un transformateur Trihal (type sec enrobé) à refroidissement naturel est du type AN. Si l’on ajoute des ventilateurs, il devient de type AF. Dans le cas de fonctionnement possible avec ou sans ventilateur, il est précisé type AN/AF(4). En résumé : • L’huile assure une meilleure isolation électrique ce qui réduit les dimensions du transformateur. • L’huile entoure le noyau et les enroulements dont elle absorbe la chaleur. • Les radiateurs augmentent la surface de refroidissement (ONAN). • La vitesse de l’air est augmentée par les ventilateurs (ONAF). Dans le choix du diélectrique de refroidissement, plusieurs paramètres sont à prendre en considération dont entre autres : • la sécurité des personnes, au niveau du transformateur ou à son voisinage (environnement), sécurité qui fait l’objet d’une réglementation et de recommandations officielles. • le bilan économique, compte tenu des avantages de chaque technique et de la gamme des matériels existante. Exemple de transformateur sec

Les conducteurs/enroulements sont imprégnés d’un isolant (ex: vernis). Sa construction ouverte le réserve aux installations intérieures. Le transformateur est refroidi par la convection naturelle de l’air (AN) ou par convection forcée (AF).

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Exemple de transformateur de puissance immergé

Ci-dessus : • Transformateur abaisseur • 230kV (Étoile) –13,8 kV • (Delta) isolé et refroidi à l’huile • ONAN / ONAF / ONAF • 30 / 40 / 50 MVA • Échauffement 65°C (40°C ambiant) • LTC (Load Tap Changer) ou CPC (Changeur de Prises en Charge): +10% -20% Le Changeur de Prise en Charge permet de régler la tension de sortie du transformateur lors des variations de charge. Il existe également des changeurs de prise hors tension (OLTC pour «off load tap changer») permettant de s’adapter aux conditions prévues de mise en charge.

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1.3.

Protection des transformateurs de puissance.

1.3.1. Généralités Interface entre la moyenne et la basse tension, le transformateur subit toutes les perturbations, aussi bien des réseaux situés en amont (coups de foudre, coupures de ligne, etc.) qu’en aval. Les variations anormales de la température ambiante ou de la charge peuvent provoquer un échauffement des enroulements susceptible de compromettre la durée de la vie de l’appareil. Les systèmes de protection sont : • les appareils de protection contre les défauts situés en amont, généralement sur le réseau du distributeur d’énergie (parafoudres et limiteurs de surtensions) • les cellules de protection par fusible ou par disjoncteur contre les court-circuits. • les DGPT2 ou relais Buchholz, appareils de protection spécifiques aux transformateurs immergés. Ils ont pour mission non seulement de signaler toute anomalie, mais aussi de donner l’alarme et de provoquer le déclenchement dès qu’ils détectent un dégagement gazeux ou une élévation de température anormale du diélectrique. • les sondes PTC placées entre le circuit magnétique et les enroulements BT des transformateurs secs enrobés (ex. : Trihal de France-Transfo). Elles détectent des seuils de température pour donner l’alarme et provoquer le déclenchement. 1.3.2. Protections communes à toutes les technologies : protections contre défauts externes a) Surintensités - Pointes d’enclenchement Quel que soit le type de transformateur, le calibrage des fusibles ou le réglage des déclencheurs des protections doit tenir compte des surintensités importantes qui apparaissent lors de la mise sous tension du transformateur. Elles peuvent dépasser 10 fois son intensité nominale. Ce courant s’amortit suivant une loi exponentielle dont la constante de temps (c)dépend de la résistance de l’enroulement et de la charge au secondaire (courbe ci-dessous).

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Pour le choix des protections, se référer au cours sur la distribution électrique vu précédemment. b) Protection "masse-cuve" Cette disposition est recommandée par la NF C13-200 dès que la puissance du transformateur atteint 5 MVA, quelle que soit la technologie de transformateur utilisée. La mise à la masse de la cuve d’un transformateur par l’intermédiaire d’un relais indirect d’intensité signale tout défaut interne à la masse et permet la mise hors tension du transformateur. 1.3.3. Protections spécifiques à chaque technologie : protections contre les défauts internes a) Transformateurs immergés : DGPT (Détection Gaz, Pression, Température) ou Relais Buchholz Ces dispositifs de protection sont prévus par la réglementation en vigueur et en particulier par les textes suivants : • Art 432 de la NFC 13-100. • Art 551.2.1 de la NFC 13-200. Cette protection est exigée pour les transformateurs immergés dans un diélectrique liquide dont la puissance est supérieure à 630kVA. Elle doit être assurée par un détecteur d’émission de bulles gazeuses à 1, 2 ou 3 contacts suivants les cas : • 630kVA < P ≤ 5MVA : à un contact ou type 1 à deux contacts • 5MVA 20MVA Type 3 à deux contacts Pour les dispositifs à deux contacts, le 1er est utilisé en signalisation (Alerte du personnel), le 2ème pour la mise hors tension. Les dispositifs suivants (DGPT, DMCR ou Buchholz) ont sensiblement les mêmes fonctions.

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Le DGPT (Détection Gaz Pression Température)

Le DGPT (1 ou 2) est un appareil commercialisé par la société « AUTOMATION 2000 ». Il est généralement monté d’origine par le constructeur du transformateur. Les DGPT sont montés soit sur des transformateurs à remplissage total (ERT ou ERI) avec ou sans réserve tampon de diélectrique, soit sur des transformateurs de type respirant avec conservateur. Quelque soit le type de montage utilisé le fonctionnement est rigoureusement identique.

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Le bloc relais DGPT détecte les anomalies au sein du diélectrique liquide des : baisse de niveau ou émission de gaz, élévation de pression et de température. Les informations fournies par ce relais sous formes de contacts seront exploitées selon les cas de 2 façons : • Déclenchement : ordre d’ouverture à la cellule de protection (QM ou DM1) du transformateur, assurant la mise hors tension du transformateur. • Alarme : lorsque la mise hors tension du transformateur n’est pas obligatoire. Cette protection repose donc sur : • la détection des dégagements gazeux, car un incident interne provoque toujours un dégagement gazeux plus ou moins important dû à la décomposition des isolants (liquides ou solides) sous l’action de l’arc électrique. Ce contact peut être exploité en alarme ou en déclenchement. • la détection d’une anomalie d’étanchéité par la signalisation des baisses de niveau du diélectrique avec: o visualisation par flotteur 1 o action électrique par flotteur 2 en cas d’une baisse importante de niveau. • la détection d’une pression excessive dans la cuve du transformateur à l’aide d’un pressostat à contact électrique préréglé en usine à 0,2 bars conformément à la NF C 13-200. Ce contact sera exploité uniquement en déclenchement. • la détection d’une température anormale au sein du diélectrique. En plus d'une visualisation de la température par thermomètre à cadran, deux thermostats (1 seul sur DGPT1) indépendants et réglables assurent, l'un l'alarme (réglage normal à 90°C) et l'autre le déclenchement (réglage normal à 100°C). Dans le cas du DGPT1, le contact peut être utilisé soit en alarme, soit en coupure. Dans le cas du DGPT2, le contact du thermostat 1 est à utiliser en alarme, Le contact du thermostat 2 est à utiliser en déclenchement.

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Le relais Buchholz

Le corps du relais (Voir figure ci-dessus) renferme deux flotteurs b1 et b2 qui peuvent pivoter respectivement autour des axes 01 et 02 et commander ainsi les contacts à mercure c1 et c2. Ces deux contacts ferment (ou ouvrent sur demande) chacun un circuit. Le circuit du contact c1 actionne un signal d'alarme. Le circuit du contact c2 actionne le dispositif de déclenchement. Le relais « Buchholz » protège toujours le transformateur en cas de fuite du diélectrique à condition toutefois qu'elle se manifeste au-dessous du relais. • Cas d'avaries peu graves Lors d'une avarie de faible importance, le dégagement de bulles de gaz provenant du transformateur est recueilli par le « Buchholz ». Le niveau d'huile s'abaisse dans le corps du relais d'où une rotation du flotteur b1 autour de son axe 01 et, pour un volume de gaz déterminé, la fermeture du contact c1. Le fonctionnement du signal d'alarme « d » se produit ainsi dans un temps diminuant avec l'importance et la vitesse du dégagement gazeux et, par conséquent, avec la gravité du défaut. Le flotteur b2 baignant toujours dans l'huile n'est pas sollicité par ce phénomène. • Cas d'une avarie grave Un dégagement gazeux violent, résultant de défauts graves à l'intérieur du transformateur provoque un mouvement d'huile du transformateur vers le conservateur qui fait basculer le flotteur b2, produisant ainsi la fermeture du contact c2 dont l'action sur le circuit de la bobine de déclenchement ordonne l'ouverture des disjoncteurs. Cette action des deux contacts, fonction du dégagement gazeux accompagnant un défaut, permet donc la détection rapide de toute avarie susceptible de se produire dans un transformateur ou autre appareil électrique immergé. En vue de signaler de manière certaine la présence d'un défaut grave, on peut avantageusement relier le contact de déclenchement simultanément aux deux circuits d'alarme et de déclenchement. • Cas d'un niveau d'huile insuffisant Si le niveau d'huile diminue progressivement, le flotteur b1 fonctionne le premier en donnant une alarme, puis le flotteur b2 bascule à son tour, provoquant le déclenchement des disjoncteurs.

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Le DMCR (Dispositif de Mesure et Contrôle de Régime) Commercialisé par la société IDEF Systèmes, il assure les mêmes fonctions que les dispositifs précédents ; Il délivre 4 informations TOR (contacts inverseurs) : • Pression interne de la cuve du Transformateur • 1er seuil de température pour alarme • 2ème seuil de température pour déclenchement • Baisse du niveau de liquide Le contrôle du niveau de l'huile ou dégagement gazeux est effectué par un interrupteur magnétique qui comporte un contact à ouverture et un contact à fermeture. En position normale de fonctionnement, c'est-à-dire avec le flotteur en position haute, le contact à fermeture est collé (sécurité positive car position « travail » en fonctionnement sans défaut). Ce dispositif permet également d'identifier immédiatement une ampoule "Reed" (interrupteur magnétique) qui serait éventuellement cassée. Le gros flotteur annulaire comporte un aimant embarqué, lui-même annulaire, et coulisse le long du doigt de gant. De ce fait, le champ magnétique assez fort dégagé par l'aimant constitue un écran aux autres champs magnétiques extérieurs et évite ainsi au relais DMCR un déclenchement intempestif.

b) Transformateurs secs : protection thermique par CTP La protection du transformateur sec enrobé contre tout échauffement nuisible peut être assurée par un contrôle de température des enroulements. Des sondes PTC sont installées dans la partie active du transformateur à raison d'une sonde alarme 1 (150°C) et d'une sonde alarme 2 (160°C) par phase, reliées à un convertisseur électronique Z. Celui-ci délivre des informations de type TOR pour chaque seuil. 1.4. Détermination de la puissance. Surdimensionner le transformateur entraîne un investissement excessif et des pertes à vide inutiles. Mais la réduction des pertes en charge peut être très importante. Sous-dimensionner le transformateur entraîne un fonctionnement quasi permanent à pleine charge et souvent en surcharge avec des conséquences en chaîne : • rendement inférieur (c’est de 50 à 70 % de sa charge nominale qu’un transformateur a le meilleur rendement) • échauffement des enroulements, entraînant l’ouverture des appareils de protection et l’arrêt plus ou moins prolongé de l’installation • vieillissement prématuré des isolants pouvant aller jusqu’à la mise hors service du transformateur ; la norme CEI 354 signale qu’un dépassement permanent de température du diélectrique de 6 °C réduit de moitié la durée de vie des transformateurs immergés. Aussi, pour définir la puissance optimale d’un transformateur, il est important de connaître le cycle de fonctionnement saisonnier ou journalier de l’installation alimentée : puissance appelée simultanément ou alternativement par les récepteurs dont les facteurs de puissance peuvent varier dans des proportions considérables d'un récepteur à l'autre et selon l'utilisation. La méthode d’estimation de la puissance optimale du transformateur peut être plus ou moins sophistiquée. On procède en général de la manière suivante. a) Première partie : puissance appelée On établit un bilan des puissances pour déterminer la puissance appelée (ou absorbée) sur le réseau. On calcule successivement : • la puissance installée Pi (somme des puissances actives en kW des récepteurs de l'installation) • la puissance utilisée Pu (partie de la puissance Pi en kW réellement utilisée) en tenant compte : o des coefficients d’utilisation maximale des récepteurs (car ils ne sont pas en général utilisés à pleine puissance) o des coefficients de simultanéité par groupes de récepteurs (car ils ne fonctionnent pas en général tous en même temps)

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la puissance appelée Sa correspondant à Pu (car la puissance assignée des transformateurs est une puissance apparente en kVA alors que Pu est en kW) en tenant compte : o des facteurs de puissance o des rendements.

La détermination de la puissance installée n’est pas toujours simple, comme par exemple pour un poste de transformation desservant plusieurs utilisateurs (ateliers et bureaux). On peut alors se référer à des abaques de calcul comme celui-cidessous (source : Schneider).

b) Deuxième partie : puissance maximale On détermine, pour la journée la plus chargée de l’année la valeur Pc en kW de la puissance maximale consommée en la ramenant à une puissance apparente crête Sc. La comparaison entre Sa et Sc décide de la puissance à retenir. 1.5. Couplage des transformateurs. Les transformateurs triphasés disposent au minimum de trois enroulements au primaire et trois au secondaire. Il est nécessaire de les coupler entre eux pour les connecter ou obtenir des réseaux triphasés. Les figures ci-dessous représentent les 3 types de couplages courants (valables au primaire comme au secondaire).

1.5.1. Représentation schématique. Les bornes des enroulements primaires et secondaires situés sur un même noyau sont repérées par les mêmes lettres en MAJUSCULES côté HT et en minuscules côté BT (côté HT ; A, B, C, et côté BT ; a, b, c)

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1.5.2. Désignation des couplages. Elle s'effectue par 2 lettres et un nombre. • La première lettre majuscule désigne le couplage côté HT • La deuxième lettre minuscule désigne le couplage côté BT • Le nombre indique l'indice horaire, c'est à dire l'angle de déphasage entre les tensions primaire et secondaire homologues (tensions simples par exemple). Ce nombre de 0 à 11 exprime le nombre d'angle de 30° que forment ces 2 tensions. Par exemple : un couplage Dy 11 signifie que la HT est triangle (D), la BT est étoile (y), les tensions simples VA et Va forme un angle de 11x30 = 330°. Cidessous les indices horaires courants. • Eventuellement, la lettre « n » située avant le nombre indique que le neutre est sorti.

Pour des raisons économiques et de tolérance aux déséquilibres de charges entre phases, les couplages usuels sont Yzn11 pour 50kVA et Dyn11 pour 100 à 3150kVA. Le transformateur en salle Volta du Liceo FrancoMexicano précise les diagramme vectoriel sur sa plaque signalétique :

On remarque un couplage Dy0 !

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1.6. Mise en parallèle de transformateurs. Le choix d’utiliser plusieurs transformateurs plutôt qu’un seul est lié directement aux récepteurs alimentés et au besoin de continuité de service de ces récepteurs. La solution retenue dépendra du bilan technico-économique de chaque cas d’installation. En général, chaque transformateur en parallèle peut fournir la totalité de la puissance nécessaire à l'installation. En se basant sur le fait que deux transformateurs en parallèle ont une faible probabilité d’être indisponibles simultanément, la continuité de service sera améliorée par un schéma suivant où la puissance à fournir est 100% en service normal et x % en service secouru. Conditions de mises en parallèle Le courant qui s’établit entre les transformateurs mis en parallèle ne perturbe pas anormalement la répartition des charges sous réserve que : • les différents appareils soient alimentés par le même réseau. • si possible, on s’efforce d’avoir entre les bornes BT des différents transformateurs et le disjoncteur de couplage, des connexions de même longueur et de mêmes caractéristiques. • les couplages (triangle étoile, étoile zig-zag, etc.) des différents transformateurs aient des indices horaires compatibles. • les tensions de court-circuit des différents appareils soient égales à 10% près, ce qui sera obtenu si le rapport entre les puissances des transformateur est inférieur à 2 (ex. : un transformateur de 1000kVA peut être associé avec un autre de 500kVA minimum ou de 2000kVA maximum). • la différence entre les tensions obtenues au secondaire sur les divers transformateurs entre phases correspondantes ou entre ces phases et le neutre ne soit pas supérieure à 0,4%. Par simplification, on dit souvent qu’il faut un même rapport de transformation donc même tensions primaires et secondaires. Remarque : la mise en parallèle de plusieurs transformateurs de distribution est une condition suffisante pour imposer un comptage en Haute Tension. Pour mémoire, une autre condition imposant le comptage en HT est que la puissance du transformateur soit supérieure à 1250kVA (cf. cours sur la distribution BT). 1.7. Rappel sur les calculs caractéristiques d’impédance Se référer au cours sur la distribution vu précédemment. Réseau amont ramené au 2aire du transformateur Transformateur     

2.

Za =

Zt =

U² Scc

Ucc% × U 2 ² Sn

Ra = 0,15.Za

Rt =

Pcu × U2 ² Sn ²

Xa =

Za ² − Ra ²

Xt =

Zt ² − Rt ²

U2= tension entre 2 phases côté secondaire du transformateur. Scc = puissance de court-circuit du réseau amont. Pcu = pertes cuivre du transformateur. Sn = puissance apparente nominale du transformateur. Ucc% = tension de court-circuit du transformateur exprimée en pourcentage

Transformateurs de mesure

2.1. Utilisation des transformateurs de mesures En distribution électrique, les valeurs élevées de courant et de tension ne permettent pas leur utilisation directe par les unités de mesure ou protection. Des transformateurs de mesure sont nécessaires pour fournir des valeurs utilisables par ces dispositifs qui peuvent être :  des appareils analogiques, utilisant directement le signal fourni  des unités de traitements numériques à microprocesseur, après conversion analogique/digitale du signal en entrée (ex. : STR, Micrologic, Sepam ou Power Logic System).

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2.2.

Types de transformateur de mesure

2.2.1. Transformateurs de courant Branchés au primaire sur le réseau à examiner, ils délivrent au secondaire une valeur de courant réduite proportionnelle au courant du réseau sur lequel ils sont installés. Ils sont de deux types :  TC : transformateur de courant. Ils fournissent en sortie un courant image du courant primaire.  LPCT (Low Power Current Transformer) : transformateurs de courant électronique. Ils fournissent en sortie une tension image du courant primaire. Les transformateurs de courant ont deux fonctions essentielles :  adapter la valeur du courant du primaire aux caractéristiques des appareils de mesure ou de protection en fournissant un courant secondaire d’intensité proportionnelle réduite  isoler les circuits de puissance du circuit de mesure et/ou de protection. L’appareil est de type :  bobiné : lorsque le primaire et le secondaire comportent un bobinage enroulé sur le circuit magnétique  traversant : primaire constitué par un conducteur non isolé de l’installation  tore : primaire constitué par un câble isolé. a) Caractéristiques des TC Elles sont définies par la norme CEI 60044-1.  Isolement, caractérisé par les tensions assignées : o d’isolement, qui sera celle de l’installation (ex. : 24 kV) o de tenue à fréquence industrielle 1 mn (ex. : 50 kV) o de tenue à l’onde de choc (ex. : 125 kV).  Fréquence assignée 50 ou 60 Hz.  Courant primaire assigné (Ipn) Valeur efficace du courant primaire maximum permanent. Les valeurs usuelles sont 25, 50, 75, 100, 200, 400, 600 A.  Courant secondaire assigné (Isn). Il est égal à 1 A ou 5 A.  Rapport de transformation assigné. Kn = I primaire assigné / I secondaire assigné (ex. : 100 A / 5 A)  Courant de courte durée admissible assigné Ith - 1 seconde Il caractérise la tenue thermique au court-circuit pendant 1 seconde. Il s’exprime en kA ou en multiple du courant primaire assigné (ex. : 80xIpn) pour 1 seconde.  Puissance de précision Pn : puissance apparente (VA) que peut fournir le TC au secondaire pour le courant secondaire assigné pour lequel la précision est garantie (charge de précision).Valeur usuelles 5 - 7,5 - 10 - 15 VA (CEI)  Classe de précision : définit les limites d’erreurs garanties sur le rapport de transformation et sur le déphasage dans des conditions spécifiées de puissance et de courant. Les classes 0,5 et 1 sont utilisées pour la mesure et la classe P pour la protection. Il existe des classes de mesure 0,2S et 0,5S spéciales pour le comptage.

 Erreur de courant ε (%) : erreur que le transformateur introduit dans la mesure d’un courant lorsque le rapport de transformation est différent de la valeur assignée.  Déphasage ou erreur de phase ψ (minute) : différence de phase entre courants primaire et secondaire, en minutes d’angle. Exemple de caractéristiques (Schneider) :

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Le secondaire d’un TC doit toujours être raccordé à une faible impédance (utilisation quasi en court-circuit). Il ne faut jamais laisser le circuit secondaire ouvert ce qui reviendrait à débiter sur une impédance infinie. Dans ces conditions, des tensions dangereuses pour le personnel et le matériel pourraient apparaître aux bornes. b) Caractéristiques des LPTC Quelques différences avec celle des TC, notamment puisque leur sortie est en tension. On notera que leur précision est valable sur de plus grandes plages de mesure que les TC. Leur raccordement au secondaire est fréquemment réalisé par une connexion RJ45. 2.2.2. Transformateurs de tension Branchés au primaire sur le réseau à examiner, ils délivrent au secondaire une valeur de tension réduite proportionnelle à la tension du réseau sur lequel ils sont installés. Les transformateurs de tension ont deux fonctions essentielles :  adapter la valeur de la tension HT du primaire aux caractéristiques des appareils de mesure ou de protection en fournissant une tension secondaire proportionnelle réduite.  isoler les circuits de puissance du circuit de mesure et/ou de protection. Ils sont de deux types, selon leur raccordement :  phase/phase : primaire raccordé entre deux phases.  phase/terre : primaire raccordé entre une phase et la terre. Caractéristiques des TT Elles sont définies par la norme CEI 60044-2.  Isolement, caractérisé par les tensions assignées : o d’isolement, qui sera celle de l’installation (ex. : 24 kV) o de tenue à fréquence industrielle 1mn (ex. : 50 kV) o de tenue à l’onde de choc (ex. : 125 kV) Fréquence assignée 50 ou 60 Hz.  Tension primaire assigné (Upn). Suivant leur conception les transformateurs de tension sont raccordés : o soit entre phase et terre et dans ce cas Upn = U/3 (ex. : 20/3) o soit entre phases et dans ce cas Upn = U.  Tension secondaire assigné (Usn). Elle est égale à 100 ou 110 V pour les transformateurs de tension phase/phase. Pour les transformateurs monophasés phase/terre, la tension secondaire doit être divisée par 3 (ex. : 100/3).  Puissance de précision Pn : puissance apparente (VA) que peut fournir le TT au secondaire pour la tension secondaire assignée pour lequel la précision est garantie (charge de précision).Valeurs normalisées 30, 50, 100 VA (CEI).  Classe de précision : définit les limites d’erreurs garanties sur le rapport de transformation et sur le déphasage dans des conditions spécifiées de puissance et de tension. Pour la mesure :

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Pour la protection :

 Erreur de tension ε (%) : erreur que le transformateur introduit dans la mesure de tension lorsque le rapport de transformation est différent de la valeur assignée.  Déphasage ou erreur de phase (ψ en minute) : différence de phase entre tensions primaire et secondaire, en minutes d’angle.  Facteur de tension assigné KT : c'est le facteur, multiple de la tension primaire assignée, qui détermine la tension maximale pour laquelle le transformateur doit répondre aux prescriptions d'échauffement et de précision spécifiée. La tension maximale de fonctionnement dépend du régime de neutre du réseau et des conditions de mise à la terre de l'enroulement primaire. Le fonctionnement d’un TT est plus simple que celui d’un TC car la tension secondaire est quasiment indépendante de la charge, du fait qu’il est connecté sur une forte impédance (utilisation en quasi circuit ouvert). Aussi il ne faut pas mettre le secondaire en court circuit. Dans ces conditions, un courant élevé et excessif détériorerait le transformateur.

3.

Transformateur de commande.

Les notions ci-dessous sont tirées du catalogue. Pour le choix des protections, la documentation est issue du catalogue Schneider. 3.1. Introduction sur le calcul transformateur. Chaque circuit a besoin d'une puissance de transformateur spécifique : c'est le dimensionnement. Mais, pour dimensionner un transformateur d'équipement, il ne suffit pas d'additionner les puissances des circuits d'utilisation, il faut également tenir compte de la puissance instantanée admissible (puissance d'appel). 3.2. Calculer la puissance et le dimensionnement d'un transformateur de commande. Pour un équipement comportant des automatismes, la puissance d'un transformateur dépend : - De la puissance maximale nécessaire à un instant donné (puissance d'appel) - De la puissance permanente absorbée par le circuit - Du facteur de puissance 3.2.1. Déterminer la puissance d'appel Pour déterminer la puissance d'appel, nous tenons compte des hypothèses suivantes : - Deux appels ne peuvent se produire en même temps - Un facteur de puissance cos ϕ de 0,5 à l'enclenchement - 80 % des appareils au maximum sont alimentés en même temps De manière empirique et pour simplifier, cette puissance se calcule selon la formule suivante : P appel = 0,8 (∑Pm + ∑Pv + Pa) ∑Pm: somme de toutes les puissances de maintien des contacteurs ∑Pv : somme de toutes les puissances des voyants Pa: puissance d’appel du plus gros contacteur

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Exemple: Une armoire de commande de machine-outil comportant : • 10 contacteurs pour moteurs 4 kW, puissance de maintien 8 VA • 4 contacteurs pour moteur 18,5 kW, puissance de maintien 20 VA • 1 contacteur pour moteur 45 kW, puissance de maintien 20 VA, puissance d’appel 250 VA cos(ϕ)= 0,5 • 25 relais de télécommande, puissance de maintien 4 VA • 45 voyants de signalisation, consommation 1 VA ∑Pm =10 x 8 VA ∑Pv = 45 x 1 VA = 45 VA + 4 x 20 VA + 1 x 20 VA Pa = 250 VA + 25 x 4 VA = 280 VA P appel = 0,8 (280 + 45 + 250) = 460 VA à cos(ϕ)= 0,5 3.2.2. Déterminer le dimensionnement du transformateur Pour les transformateurs de commande en particulier, il suffit, à partir de la puissance d'appel à cos(ϕ)=0,5 de lire le dimensionnement ci-dessous :

Une puissance d'appel de 460 VA à cos ϕ 0,5 entraîne un dimensionnement minimal de 250 VA (se reporter au tableau ci-dessus) 3.3.

Déterminer les protections du transformateur

3.3.1. Protection secondaire transformateur Une protection contre les surcharges et les courts-circuits doit être réalisée. On utilise des fusibles de type gG ou des disjoncteurs courbes C. I protection ≤ Isecondaire transfo 3.3.2. Protection primaire transformateur : Le primaire du transformateur doit être protégé contre les courtcircuits. La protection doit laisser passer une pointe à l’enclenchement d’au moins 10 In  fusibles aM ; disjoncteur courbes D, plus rarement C car ils sont alors surcalibrés (cf. tableau ci-contre)

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