2/ Causes de défauts

Un transformateur de puissance de qualité élevée, correctement conçu et avec des
protections adéquates, une bonne supervision, est très fiable. On compte moins de 1%
de défaut par an et par transformateur.
Un défaut sur un transformateur de puissance est plus grave que sur une ligne, qui est
réparée sur place et prend moins de temps que pour
2/ Causes de défauts
La diminution de l’isolement cause l’endommagement de l’isolement des enroulements,
qui entraîne des courts-circuits et défauts terre. Défauts causant des dommages sévères
sur l’enroulement et le noyau du transformateur. Une surpression peut aussi survenir
dans le réservoir et l’endommager.
La perte d’isolement entre enroulements ou entre enroulement et noyau est causée par :
--un vieillissement du transformateur du à un échauffement de longue durée
--une contamination de l’huile
--des décharges corona sur l’isolation
--Surtensions transitoires dues à la foudre ou aux manœuvres
--Forces électrodynamiques sur les enroulements dues aux courants élevés de
défauts externes ou aux courants d’enclenchement lorsque le transformateur
est mis sous tension.
3/Relais de protection
3.1 Généralités
Lorsqu’un défaut arrive sur un transformateur de puissance, les dommages sont
proportionnels au temps d’effacement du défaut. Le transformateur doit être déconnecté
le plus rapidement possible. Il est clair qu’une protection rapide et fiable doit être
utilisée pour détecter les défauts et effectuer un déclenchement dans les délais.
La surveillance du transformateur de puissance peut être également utilisée pour
détecter les conditions anormales pouvant entraîner le développement de défaut.
La taille et la tension du transformateur influencent le choix de la surveillance et du
relais de protection utilisé pour limiter un défaut éventuel. Le prix de ces derniers est
négligeable, comparé au prix du transformateur et au coût des dommages dus au défaut.
Avec les transformateurs avec conservateur d’huile, on utilise habituellement les
protections suivantes :
Transformateur de puissance
≥ 5 MVA
Contrôle et surveillance de la pression : relais Bucholz Ansi 63
Protection contre les surcharges Ansi 51, supervision de la température
des enroulements Ansi 26
Protection contre les court-circuit : overcurrent Ansi 50
Protection contre les défauts à la terre Ansi 50N
Protection différentielle Ansi 87T
Relais de pression dans le compartiment régleur en charge
Indicateur de niveau d’huile
*Transformateur de puissance < 5 MVA
Contrôle et surveillance de la pression : relais Bucholz Ansi 63
Protection contre les surcharges Ansi 51, supervision de la température
des enroulements Ansi 26
Protection contre les court-circuit : overcurrent Ansi 50
Protection contre les défauts à la terre Ansi 50N
Indicateur de niveau d’huile
3.2 Protection différentielle de type « faible impédance » ( low impédance)
Une protection différentielle compare les courants entrant et sortant du transformateur.
Des TC auxiliaires pour ajustement de l’angle de phase et du rapport ont nécessaires. Le
rapport de correction est calculé avec le régleur en charge en position médiane.
Dans les relais de protection numériques, ces TC ne sont pas nécessaires. Le déphasage,
le niveau de tension, et le rapport de TC sont programmés dans le relais et compensés
lors de la mesure du courant différentiel. Le filtrage du courant homopolaire ″ zéro
séquence curent ″
est effectué également par logiciel, alors que dans les relais statiques ceci était réalisé en
introduisant dans les TC auxiliaires un enroulement en delta.
Une protection différentielle doit opérer rapidement quand le courant différentiel mesuré
est supérieur à la valeur programmée dans le relais, et uniquement pour un défaut dans
sa zone. La protection doit être stable cependant pour les défauts suivants :
Inrush current ou surcharge courant à l’enclenchement
Défauts francs
Surexcitation (surflux) du transformateur.
Ceci est valable, même avec un régleur en position extrême.
Inruch current Ansi 68
Ce courant apparaît lors de la mise sous tension du transformateur. L’amplitude et la
durée dépendent :
de la taille et de la conception du transformateur
de l’impédance de la source
de la rémanence du noyau
du point de l’onde sinusoïdale auquel le transformateur est mis sous
tension.
Ce courant peut apparaître et se développer dans toutes les phases, même dans un
neutre mis à la terre. Il peut être de 5 à 10 fois le courant nominal du transformateur. Il
est maximal lorsque le transfo est mis sous tension au point initial zéro. (la tension passe
par zéro).
Si le flux magnétique résultant du courant IR prend la même direction direction que le
flux rémanent dans le noyau, les deux flux s’additionnent alors et c’est la saturation du
noyau. A la saturation, le courant IR est limité uniquement par l’impédance de la source
et l’impédance résiduelle du transformateur. Si le flux du au courant IR est opposé au
flux rémanent, dans ce cas, pas de saturation. Et IR est relativement faible. IR dépend du
point de l’onde sinusoïdale auquel le transformateur est mis sous tension.
IR comprend également une composante continue et est riche en harmonique. La
fréquence fondamentale et le second harmonique en sont les principaux. La maîtrise de
IR dépend de la résistance totale du réseau d’alimentation. Il dure de 1 seconde à
quelques minutes dans les cas extrêmes lorsqu’un transfo est mis en parallèle d’un autre
déjà sous tension. Pour prévenir un fonctionnement indésiré, lors de la mise sous tension
du transformateur, la protection différentielle est fournie avec une fonction de mesure du
second harmonique par rapport à la fréquence fondamentale. Elle permet de bloquer le
déclenchement en augmentant la stabilité de l’harmonique de rang 2 lorsqu’il est
élevé. Il doit être normalement de 13 à 20% dépendamment de la fabrication du
transformateur .Dans les relais numériques de protection modernes, le niveau de
stabilisation peu être choisi et programmé pour chaque application.
En service normal
En service normal, il existe un faible courant différentiel (déséquilibre) due à
l’inexactitude ou l’imprécision du rapport de TC auxiliaires. (Les Tc ont un nombre limité
de position), au courant de magnétisation du transfo et à la position du régleur
principalement. Ce dernier influe le plus sur le courant différentiel en service normal.
Défauts externes
Le courant différentiel en service normal augmente lors des défauts externes. Un défaut
franc de 10 fois In (avec le régleur en position extrême) peut causer un courant
différentiel de 1 à 2 In.
Pour éviter toute opération inadéquate sous ces conditions, le relais différentiel est
fourni avec une fonction de restriction dépendant du pourcentage par rapport au défaut
Franc du courant différentiel. Cette fonction n’est active que si le courant différentiel
atteint un certain pourcentage du courant de défaut franc. Ce dernier est mesuré et le
courant différentiel nécessaire à un déclenchement croit en fonction du défaut franc. Ce
qui donne un stabilisation du courant différentiel du à la position du régleur en charge.
Surexcitation ou surflux.( Ansi 24)
Cela veut dire le flux magnétique dans le noyau a augmenté au delà de sa valeur de
conception. Ce qui entraîne une augmentation du courant magnétisant si l’on ne prend
garde.
Cette surexcitation des transformateurs dans les réseaux de transmission et de
distribution est causée par les surtensions. Pour les transformateurs raccordés aux
bornes des génératrices, lors de démarrage, la surexcitation peut arriver car le flux
dépend du facteur tension / fréquence. Ce qui veut dire que pour l’éviter la tension doit
être augmentée graduellement, avec l’augmentation de la fréquence.
La surexcitation n’est pas un défaut interne, mais peut conduire à un défaut interne du
transformateur. La protection différentielle doit être stabilisée car le déclenchement du
transfo et donc de la charge signifie que les conditions de surtension du réseau sont
mauvaises.
Le courant pendant la surexcitation comprend des harmoniques de rang 5. Cet état
est utilisé dans les relais de protection modernes pour stabiliser le transformateur contre
certains fonctionnements dans ces conditions.
Lorsque la surtension ou surexcitation augmente, Im % de
augmente puis décroît, I1 % de Im décroît puis croît.
In augmente. I5 % de I1
Im : le courant magnétisant
I1 : le courant à fréquence fondamentale
I5 : l’harmonique de rang 5.
Si la surexcitation du transfo à cause de surtensions ou sous fréquence est envisageable
(probable), une protection contre les surexcitation (V/Hz)doit être fournie.
C’est une protection à caractéristique inverse, selon la capacité des transfos à résister à
la surexcitation .Elle doit être connectée à l’enroulement du transfo sur un nombre fixe
de tours et doit être monté du côté ou il n’y a pas de régleur en charge. Le côté avec
régleur peut supporter différentes tensions suivant le régleur et donc n’est pas approprié
pour une protection contre la surexcitation.
>
Protection différentielle pour Auto-transformateurs ( Ansi 87T)
C’est une protection différentielle de type haute impédance. Des Transformateurs de
courant TC de même rapport et sans correction sont montés des deux côtés du
transfo ainsi que dans le neutre. Ce qui permet d’avoir une haute sensibilité de 5 à 10%
de In et un meilleur temps de déclenchement de 10-15 ms par rapport à la protection de
type faible impédance.
Les désavantages de ce type de protection sont les suivants :
Si le transfo est livré séparément, il sera difficile d’avoir les TC dans chaque phase
sur le côté .
L’enroulement ∆ du transfo est à protéger séparément.
>
Relais Back-up ou protection de secours
Un transfo est toujours fourni avec un relais de protection back-up, contre les
courts-circuits et les défauts à la terre. Ces protections sont à temps défini ou
inverse et sont connectés du côté haute ou basse tension, aussi bien que du
côté neutre pour la fonction défaut à la terre. La protection contre les court circuit du côté HT sert aussi de back-up pour le départ de ce côté.
Une protection du côté BT ou une protection sur le neutre du transfo sert
également de back-up contre les défauts à la terre pour le départ de ce côté.
Surveillance du transformateur
Les indicateurs sur le transformateur sont souvent les principaux éléments de la
surveillance. Ils détectent les conditions anormales pouvant conduire à un défaut ou
détecter rapidement un défaut interne, comme le relais Bucholz.
Relais pour la détection de gaz Bucholz.
Dans un transfo immergé dans l’huile, en cas de défaut, l’arc entraîne la décomposition
de l’huile et du gaz est émis. Ce dernier passe dans un tube entre le réservoir et le
conservateur pour être détecté par un relais détecteur de gaz.
Ce dernier possède une unité d’alarme, collectrice de gaz et une unité de déclenchement
sensible au flux élevé de gaz lors de défauts internes sévères.
Le gaz collecté est analysé et peut délivrer des informations sur la cause de son
existence.
Le signal de déclenchement du relais Bucholz peut être très court car le relais est
souvent soufflé ou détruit lors de défauts internes sévères. La réception de ce signal
par le système de relais a une caractéristique déterminante pour assurer la réception
par le disjoncteur et les relais indicateurs d’une longueur suffisante de signal.
Indication ou surveillance de la température
Une température très élevée dans le transformateur peut être causée par une
surcharge, un problème de refroidissement ou une surexcitation (surflux).
Les transfos immergés dans l’huile sont surveillés par thermomètre. Ils font partie de
l’équipement standard du transformateur. Il y’a un choix à faire entre deux types :
thermomètre pour huile ou pour enroulement. Pour les gros transformateurs (> quelques
MVA), les deux sont fournis. Les deux types constituent des capteurs pour la surcharge.
Pour chaque type, il y’a une alarme et un déclencheur.
Schéma de protection
Il faudra mettre les protections de défauts internes et de secours pour les défauts
externes.
Transfo HV/MV :
Transfo EHV/HV :
Fonctions code Ansi : 87N-87T-51-37N-24
Fonctions code Ansi : 87N-87T-51N-27N-21