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LES ÉQUIPEMENTS LES TRANSFORMATEURS

MANUEL DE FORMATION Cours EXP-PR-EQ170 Révision 0.1

Exploration et Production Les Équipements Les Transformateurs

LES ÉQUIPEMENTS LES TRANSFORMATEURS SOMMAIRE 1. OBJECTIFS .....................................................................................................................6 2. CONSTRUCTION / THÉORIE DE FONCTIONNEMENT ................................................7 2.1. INTRODUCTION.......................................................................................................7 2.1.1. Historique des transformateurs .........................................................................9 2.1.2. Éléments physiques d’un transformateur ........................................................10 2.1.2.1. Circuit magnétique : ...................................................................................10 2.1.2.2. Structures les plus courantes de noyaux magnétiques ..............................11 2.1.2.3. Noyau feuilleté en acier au silicium (base fer)............................................13 2.1.2.4. Enroulement...............................................................................................15 2.1.3. Considérations pratiques.................................................................................17 2.1.3.1. Limitations ..................................................................................................17 2.1.3.2. Pertes d’énergie .........................................................................................17 3. ÉLECTRICITÉ - DÉFINITIONS......................................................................................20 3.1. FORMULES DES TRANSFORMATEURS ET AIMANTS .......................................20 3.1.1. Perméabilité ....................................................................................................20 3.1.2. Force magnétique ...........................................................................................21 3.1.3. Séquences de fonctionnement d’un transformateur ........................................22 3.2. RAPPORT DE TENSION ........................................................................................23 3.2.1. Rapport de transformation...............................................................................23 3.2.2. Rapport 1/1......................................................................................................24 3.2.3. Transformateur abaisseur ...............................................................................25 3.2.4. Transformateur élévateur ................................................................................25 3.2.5. Transformateur monophasé - Polarité .............................................................26 3.3. RAPPORT DE COURANT ......................................................................................28 3.4. RENDEMENT .........................................................................................................28 3.5. EXERCICES ...........................................................................................................30 4. LES DIFFÉRENTS TRANSFORMATEURS ..................................................................34 4.1. CLASSIFICATION...................................................................................................34 4.2. AUTOTRANSFORMATEURS .................................................................................35 4.3. TRANSFORMATEUR MULTIPHASÉ......................................................................37 4.4. TRANSFORMATEUR RÉSONANT.........................................................................38 4.5. TRANSFORMATEURS DE COURANT - INSTRUMENTATION .............................39 4.6. TRANSFORMATEURS DE TENSION - INSTRUMENTATION...............................40 4.7. TRANSFORMATEURS D’IMPULSION ...................................................................40 4.8. TRANSFORMATEURS ÉLECTRONIQUES ...........................................................41 4.8.1. Transformateurs FR fréquence radio (transformateurs à ligne de transmission) ..................................................................................................................................41 4.8.2. Baluns .............................................................................................................41 4.8.3. Transformateurs à basse fréquence................................................................41 Support de cours EXP-PR-EQ170-FR Dernière version : 31/05/2007

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4.8.4. Transformateurs de haut parleur .....................................................................42 4.8.5. Transformateurs à faible signal .......................................................................42 4.8.6. Transformateurs de liaison ..............................................................................43 4.9. LE TRANSFORMATEUR DE PUISSANCE ............................................................43 5. LES TRANSFORMATEURS DE MESURE....................................................................44 5.1. GÉNÉRALITÉS CONCERNANT COURANT ET TENSION....................................44 5.1.1. Principe et sécurité ..........................................................................................44 5.1.2. Branchement des transformateurs de mesure ................................................45 5.1.3. Types de construction des transformateurs de mesure...................................46 5.1.4. Circuits équivalents aux transformateurs de mesure.......................................47 5.1.5. Maintenance et test de contrôle de l’isolation..................................................48 5.2. LE TRANSFORMATEUR DE COURANT TC..........................................................49 5.2.1. Symboles et concepts simplifiés......................................................................49 5.2.2. Câblage d’un TC .............................................................................................49 5.2.3. Tension en circuit ouvert d’un transformateur de courant................................50 5.2.4. Choix et rapport de transformateur de courant................................................51 5.2.4.1. Exemple 1 ..................................................................................................51 5.2.4.2. Exemple 2 ..................................................................................................52 5.2.5. TC spéciaux ....................................................................................................52 5.3. LE TRANSFORMATEUR DE POTENTIEL TP (OU TT DE TENSION)...................53 5.3.1. Symboles et concepts simplifiés......................................................................53 5.3.2. Câblage d’un TP..............................................................................................53 5.3.3. Choix et rapport des transformateurs de tension.............................................55 5.3.3.1. Exemple 1 ..................................................................................................55 5.3.3.2. Exemple 2 ..................................................................................................55 5.3.4. Exemple d’applications de contrôle en triphasé ..............................................57 5.3.4.1. Mesures courantes.....................................................................................57 5.3.4.2. Connexions typiques des TP et TC – 3 phases et neutre ..........................58 5.3.4.3. Connexions typiques des TP et TC – 3 phases pas de neutre...................58 5.4. EXERCICES ...........................................................................................................59 6. TECHNOLOGIE DU TRANSFORMATEUR DE PUISSANCE .......................................60 6.1. DÉFINITION DE NOS BESOINS SUR SITE ...........................................................60 6.2. TRANSFORMATEUR SEC .....................................................................................61 6.3. TRANSFORMATEUR DE PUISSANCE IMMERGÉ................................................62 7. BRANCHEMENTS ET PRISES INTERMÉDIAIRES DU TRANSFORMATEUR DE PUISSANCE ......................................................................................................................64 7.1. MARQUAGE ...........................................................................................................64 7.2. BRANCHEMENTS ..................................................................................................65 7.2.1. Branchement triangle ......................................................................................66 7.2.2. Branchement en étoile.....................................................................................67 7.2.3. Calcul du rapport de tension du transformateur triphasé.................................68 7.2.3.1. Branchement étoile-étoile...........................................................................69 7.2.3.2. Branchement triangle - étoile .....................................................................69 7.2.3.3. Branchement étoile - triangle .....................................................................71 7.2.3.4. Branchement spécial, en Z.........................................................................73 7.3. DÉPLACEMENT ANGULAIRE (INDICE HORAIRE) ...............................................73 7.3.1. Détermination du câblage................................................................................74 7.3.2. Les différentes configurations..........................................................................75 Support de cours EXP-PR-EQ170-FR Dernière version : 31/05/2007

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7.3.3. Astuces pour déterminer le déplacement angulaire ........................................79 7.4. COMMUTATEURS À PRISE DE RÉGLAGE ..........................................................80 7.4.1. Description / emploi du commutateur à prise de réglage.................................80 7.4.2. Version hors charge ........................................................................................81 7.4.3. Version en charge ...........................................................................................81 7.4.3.1. Commutateurs à prise de réglage mécaniques..........................................82 7.4.3.2. Commutateurs à prise de réglage à thyristor .............................................83 7.4.3.3. Commutateurs à prise de réglage à semi-conducteurs (thyristor)..............83 7.4.3.4. Emploi spécifique .......................................................................................83 7.5. BORNES DE BRANCHEMENT ..............................................................................84 7.5.1. Bornes haute tension.......................................................................................84 7.5.2. Bornes et branchements basse tension ..........................................................85 7.5.2.1. Boîtier de raccordement : plaque non métallique .......................................85 7.5.2.2. Câble monophasé sur un chemin de câbles ..............................................86 7.6. EXERCICES ...........................................................................................................88 8. PROTECTIONS ET FONCTIONNEMENT ÉLECTRIQUES ..........................................89 8.1. PROTECTIONS DES LIGNES ÉLECTRIQUES......................................................89 8.1.1. Schéma général de protection d’une ligne ......................................................89 8.1.2. Protections électriques du primaire .................................................................90 8.1.3. Protections électriques du secondaire (BT).....................................................91 8.1.4. Séquences de fonctionnements des rupteurs .................................................92 8.2. ACCESSOIRES DE TRANSFORMATEUR DE PUISSANCE (à l’huile)..................93 8.2.1. Dispositifs de protection interne ......................................................................93 8.2.2. Accessoires externes ......................................................................................94 8.3. SYSTÈME DE MISE À LA TERRE..........................................................................95 8.3.1. Protection contre les surtensions ...................................................................95 8.3.2. Protection différentielle ....................................................................................98 8.3.3. Relais de défaut à la terre de la cuve ............................................................100 8.3.4. Transformateur homopolaire .........................................................................100 8.4. FONCTIONNEMENT DES TRANSFORMATEURS EN PARALLÈLE...................102 8.4.1. Configuration de fonctionnement en parallèle ...............................................102 8.4.2. Conditions de fonctionnement en parallèle....................................................103 8.5. EXERCICES .........................................................................................................106 9. ISOLATION, FLUIDES ET REFROIDISSEMENT........................................................107 9.1. PRINCIPES D’ISOLATION ET REFROIDISSEMENT...........................................107 9.1.1. Isolation du câblage ......................................................................................107 9.1.2. Isolation des enroulements............................................................................107 9.2. FLUIDES D’ISOLATION........................................................................................108 9.2.1. Huile minérale ...............................................................................................108 9.2.2. Huile de silicone ............................................................................................108 9.2.3. Liquide halogéné d’isolation pour transformateurs ........................................109 9.2.4. Diélectrique PCB ...........................................................................................109 9.3. REFROIDISSEMENT DES FLUIDES DIÉLECTRIQUES......................................109 9.3.1. Transformateur respirant ...............................................................................110 9.3.2. Transformateur étanche ................................................................................111 9.3.3. Transformateur de type sec...........................................................................111 9.3.3.1. Classe H, imprégnés ................................................................................112 9.3.3.2. Enrobés (encapsulés) ..............................................................................112 Support de cours EXP-PR-EQ170-FR Dernière version : 31/05/2007

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9.4. MÉTHODES DE REFROIDISSEMENT DES TRANSFORMATEURS DE PUISSANCE ................................................................................................................113 9.4.1. Circulation naturelle d’huile ...........................................................................114 9.4.2. Circulations forcées d’huile et d’air ................................................................115 9.4.3. Circulation dirigée d’huile dans l’enroulement et forcée d’air.........................115 9.4.4. Radiateur de refroidissement à circulation dirigée d’huile et forcée d’eau.....115 9.5. ACCESSOIRES POUR FLUIDES DE REFROIDISSEMENT................................116 9.5.1. Clapet anti-retour...........................................................................................116 9.5.2. Sécheurs à air (dessiccateurs) ......................................................................116 9.5.3. Cuve d’expansion du diaphragme .................................................................117 9.6. EXERCICES .........................................................................................................118 10. TRANSFORMATEUR DE PUISSANCE TESTS ET MAINTENANCE .......................119 10.1. PLAQUE D’IDENTIFICATION DU TRANSFORMATEUR ...................................119 10.1.1. Exercice concernant la plaque d’identification 1..........................................119 10.1.2. Exercice concernant la plaque d’identification 2..........................................120 10.2. TENSION DE COURT-CIRCUIT .........................................................................121 10.2.1. Objectif du test de court-circuit ....................................................................121 10.2.2. Définition .....................................................................................................121 10.2.3. Banc d’essai de détermination de tension de court circuit d’un transformateur ................................................................................................................................122 10.3. MAINTENANCE PRÉVENTIVE DES TRANSFORMATEURS DE PUISSANCE.122 10.3.1. Programme de nettoyage ............................................................................123 10.3.2. Test de l’équipement de protection .............................................................124 10.3.3. Prélèvement d’échantillons d’huile de transformateur .................................125 10.3.4. Régénération de l’huile................................................................................126 11. GLOSSAIRE ..............................................................................................................128 12. SOMMAIRE DES FIGURES ......................................................................................129 13. SOMMAIRE DES TABLEAUX ...................................................................................133 14. CORRIGÉ DES EXERCICES ....................................................................................134

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1. OBJECTIFS Pouvoir expliquer, en en comprenant les principes fondamentaux, les principes de fonctionnement et de maintenance des différents types de transformateurs et de transformateurs de puissance présents sur un site industriel. Cela comprend les accessoires et les protections électriques du transformateur de puissance. Après cette formation, l’élève doit pouvoir : Expliquer le principe de fonctionnement de base d’un transformateur simple, Distinguer les différents types de transformateurs, Décrire les applications et principes de protections d’un transformateur de puissance, Expliquer le choix de tel type de transformateur pour tel emploi spécifique, Distinguer les différents types d’isolation d’un transformateur de puissance, Expliquer le fonctionnement des différents dispositifs de sécurité associés à un transformateur de puissance, Connaître les principes de maintenance d’un transformateur de puissance, Expliquer les dangers associés au fonctionnement et à la maintenance d’un transformateur de puissance.

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2. CONSTRUCTION / THÉORIE DE FONCTIONNEMENT 2.1. INTRODUCTION Un transformateur est un dispositif fixe qui transfère l’énergie électrique d’un courant CA d’un circuit à un autre par électromagnétisme. Le transformateur est un appareil électrique qui transfère de l’énergie d’un circuit à un autre par un couplage magnétique sans partie mobile. Un transformateur comprend 2 ou plusieurs enroulements couplés ou encore un seul enroulement à prises et, dans la plupart des cas, un noyau magnétique pour concentrer le flux magnétique. Un changement de courant dans un enroulement (l’enroulement primaire) crée un flux magnétique variable dans le temps dans le noyau, ce qui induit une tension dans l’(les) autre(s) enroulement(s) (enroulement secondaire).

Figure 1 : Principe de base d’un transformateur classique Le transformateur est l’un des appareils électriques les plus simples et pour autant les modèles et matériaux des transformateurs sont toujours améliorés. En matière de taille, les transformateurs vont de la taille d’un ongle, pour un transformateur caché dans un microphone de scène, jusqu’à d’énormes unités en gigawatt employées pour relier de grands pans du réseau électrique national. Tous fonctionnent Support de cours EXP-PR-EQ170-FR Dernière version : 31/05/2007

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cependant selon les mêmes principes et présentent de nombreuses similitudes de construction.

De quelques VA à 25 MVA

Une puissance encore plus grande !! Figure 2 : Différents types de transformateurs

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2.1.1. Historique des transformateurs Michael Faraday construisit le premier transformateur en 1831. Il ne l’employa cependant que pour démontrer le principe de l’induction électromagnétique et n’en imagina pas les usages auxquels il serait finalement destiné. Figure 3 : Michael Faraday L’ingénieur Russe Pavel Yablochkov inventa en 1876 un système d’éclairage basé sur un jeu de bobines d’induction, dans lequel les enroulements primaires étaient connectés à une source de courant alternatif et les enroulements secondaires pouvaient être reliés à plusieurs « bougies électriques ». Comme le mentionnait le brevet, un tel système « permet[tait] de fournir une alimentation indépendante à plusieurs dispositifs d’éclairage, sous différentes intensités lumineuses, à partir d’une seule source d’alimentation électrique ». De toute évidence, la bobine d’induction fonctionnait dans ce système comme un transformateur. Lucien Gaulard et John Dixon Gibbs présentèrent les premiers un appareil dit « générateur secondaire » à Londres en 1881 puis vendirent l’idée à la société américaine Westinghouse. Ce peut avoir été là le premier transformateur de puissance pratique. Ils présentèrent également l’invention à Turin en 1884, où elle fut adoptée comme un système électrique d’éclairage. Les premiers appareils employaient un noyau ouvert de fer, qui fut rapidement abandonné pour un noyau circulaire plus efficace, présentant un circuit magnétique fermé. William Stanley, ingénieur de Westinghouse, construisit le premier appareil pratique en 1885 après l’achat par George Westinghouse des brevets de Gaulard et Gibbs. Le noyau était constitué de plaques de fer à enclenchement en forme de E. Cette version fut commercialisée pour la première fois en 1886. Les ingénieurs hongrois Károly Zipernowsky, Ottó Bláthy et Miksa Déri, de la société Ganz de Budapest en 1885, créèrent le modèle très efficace ZBD basé sur le modèle de Gaulard et Gibbs. L’ingénieur Russe Mikhail Dolivo-Dobrovolsky développa en 1889 le premier transformateur triphasé.

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2.1.2. Éléments physiques d’un transformateur Un transformateur est composé de 2 enroulements ou plus, placés sur le même circuit magnétique.

Figure 4 : Éléments d’un transformateur

2.1.2.1. Circuit magnétique : Le circuit magnétique est le noyau d’un électro-aimant ou d’une bobine d’induction. Les propriétés d’un électro-aimant ou d’une bobine d’induction sont fonction de leur noyau et les éléments les plus importants en sont : la géométrie du noyau magnétique, la taille du vide d’air du circuit magnétique, le matériau du noyau magnétique (perméabilité et hystérésis, notamment), la température du noyau.

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2.1.2.2. Structures les plus courantes de noyaux magnétiques Tige cylindrique droite : employée dans les bobines Noyau simple en I : Sorte de tige cylindrique de section carrée, rarement employé seule Noyaux en C ou en U :

Figure 5 : Noyau en U, à angles droits

Figure 6 : Noyau en C, à angles arrondis

Les noyaux en forme de U et de C offrent la solution la plus simple pour former un circuit magnétique fermé, avec un noyau en forme de I ou d’un autre noyau en C ou en U. Noyaux en E :

Figure 7 : Noyau en E Figure 8 : Noyau EFD Figure 9 : Noyau ER Figure 10 : Noyau EP classique Le noyau en E offre des solutions plus symétriques pour former un circuit magnétique fermé. La plupart du temps, le circuit électrique est bobiné autour de la barre du milieu, dont la section est égale au double de celle ces autres barres. Le noyau EFD permet la construction de bobines d’induction ou de transformateurs de profil plus fin. Le noyau ER présente une barre centrale cylindrique (section ronde). Le noyau EP est à mi-chemin entre la forme en E et le pot core.

Noyaux en E et en I : Des feuilles de fer adéquat, façonnées en forme de lettres E et I (caractère bâton) sont empilées, I contre la face ouverte du E pour former une structure à trois branches, les bobines pouvant être enroulées autour de l’une quelconque des branches, mais en général autour de la centrale. Ce type de noyau est très employé pour les transformateurs de puissance, autotransformateurs et bobines d’induction. Support de cours EXP-PR-EQ170-FR Dernière version : 31/05/2007

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Paire de noyaux en E Construction d’une bobine d’induction à partir de 2 noyaux ER, une bobine en plastique et 2 clips. La bobine présente des broches, à souder sur une carte à circuits imprimés. Figure 11 : Bobine d’induction à 2 noyaux ER La vue éclatée de la figure précédente en présente la structure. Avec un seul enroulement, c’est une bobine. Avec plusieurs enroulements, c’est un transformateur (ou autotransformateur). Figure 12 : Vue éclatée d’une bobine d’induction à 2 noyaux ER

Également employée pour les noyaux en fer, la paire de noyaux en E équivaut à employer ensemble des noyaux E et I. Elle constitue un corps de bobine plus grand et peut produire une bobine d’induction ou un transformateur plus grands. S’il faut un entrefer, la branche centrale du E est raccourcie, afin que le vide d’air se trouve au centre de la bobine pour minimiser les distorsions et réduire les interférences électromagnétiques. Noyau cylindrique (pot core) : En général en ferrite ou équivalent. Employé pour les bobines d’induction et les transformateurs. La forme est cylindrique et présente un vide interne qui contient presque complètement la bobine. En principe, un pot core est constitué de deux parties qui se complètent autour d’un corps de bobine. Ce concept de noyau présente un effet de bouclier, évitant les radiations et réduisant les interférences électromagnétiques. Figure 13 : Noyau cylindrique Noyau torique : Ce modèle est basé sur un tore circulaire, une sorte d’anneau. La bobine est enroulée selon le trou de l’anneau et autour de la zone extérieure. Une bobine idéale est distribuée de façon régulière sur la circonférence de l’anneau. Cette géométrie répartit le champ magnétique selon une boucle complète et conserve ainsi la plus grande part du champ au sein du matériau du noyau. Figure 14 : Noyau torique Support de cours EXP-PR-EQ170-FR Dernière version : 31/05/2007

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Cela offre un transformateur extrêmement efficace et à faible radiation, (employé pour les transformateurs d'intensité) apprécié pour les amplificateurs haute-fidélité, dont les caractéristiques recherchées sont : grande puissance, petit volume et interférences électromagnétiques minimales. Il est cependant plus difficile d’enrouler un circuit électrique autour de ce type de noyau qu’autour d’un noyau en deux parties (noyau constitué de 2 éléments, deux E par ex.). L’enroulement automatique d’un noyau torique nécessite un appareillage spécifique. Noyau planaire :

Figure 15 : Noyau planaire

Figure 16 : Bobine d’induction planaire

Figure 17 : Vue éclatée d’une bobine d’induction planaire

La vue éclatée présente un circuit en spirale, directement placé sur le circuit imprimé. Le noyau planaire comporte 2 pièces plates de matériau magnétique, l’une au-dessus et l’autre au-dessous de la bobine. Il est typiquement employé avec une bobine plate, intégrée à un circuit imprimé. Cette conception est excellente pour la production de masse et permet la construction à bas coût de transformateurs grande puissance dans un petit volume. Pas aussi parfait que le pot core ou noyau torique mais moins cher à produire. 2.1.2.3. Noyau feuilleté en acier au silicium (base fer) Notre application de transformateurs de puissance. Le fer est bien adapté pour fabriquer des noyaux magnétiques, dans la mesure où il peut supporter des niveaux élevés de champ magnétique (au-delà de 2,16 teslas à température ambiante). Cependant, comme il est assez bon conducteur, il ne peut être employé en masse : des courants de Foucault très élevés apparaîtraient alors du fait du champ magnétique, provoquant de fortes pertes (utile pour le réchauffement par induction). 2 techniques sont couramment employées ensemble afin d’accroître la résistivité du fer : feuillage et alliage du fer avec du silicium. Feuillage : Les noyaux magnétiques feuilletés sont constitués de feuilles fines et isolées de fer. Grâce à cette technique, le noyau magnétique équivaut à plusieurs circuits magnétiques individuels, chacun ne recevant qu’une petite fraction du flux magnétique (en effet, leur Support de cours EXP-PR-EQ170-FR Dernière version : 31/05/2007

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section est une fraction de la section globale du noyau). En outre, ces circuits présentent une résistance supérieure à celle d’un noyau non feuilleté, également du fait de leur section réduite. Pourtant, on peut constater que plus fines sont les feuilles, plus faibles sont les courants de Foucault. Voir § 2.1.3.2 sur les courants de Foucault = Eddy Currents. Attention sur le dessin, les lignes des courants de Foucault devraient être représentées perpendiculaires aux lignes de flux magnétique

Figure 18 : Noyau feuilleté Le noyau de fer d’un transformateur est constitué de feuilles de fer roulé et de 2 jeux de noyaux feuilletés encastrés l’un dans l’autre. Ce fer est traité de façon à présenter un noyau magnétique d’excellentes qualités de conduction magnétique (forte perméabilité) sur toute la longueur du noyau. La perméabilité est le terme employé pour exprimer la façon dont un matériau conduit des lignes de force magnétique. Le fer présente également une résistance ohmique élevée au sein des plaques (dans l’épaisseur du noyau). Il est nécessaire de laminer les feuilles de fer pour diminuer l’échauffement du noyau.

Figure 19 : Transformateur à noyau feuilleté. Le haut des feuilles est visible sur la partie supérieure de l’unité. Support de cours EXP-PR-EQ170-FR Dernière version : 31/05/2007

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Alliage de silicium :

Une petite addition de silicium au fer (environ 3 %) provoque une ‘immense’ augmentation de la résistivité, jusqu’à 4 fois. Une hausse supérieure de la concentration en silicium compromet les propriétés mécaniques de l’acier, d’où des difficultés de laminage. Entre les 2 types d’acier silicium, à grains-orienté (GO) et grains non-orientés (GNO), le GO est préférable pour les noyaux magnétiques. Il est anisotropique, offre de meilleures propriétés magnétiques que le GNO dans une direction. Le champ magnétique dans le noyau de la bobine et du transformateur est statique (par rapport à celui des moteurs électriques), il dont est possible d’employer l’acier GO dans l’orientation choisie. Fer carbonyle : Les noyaux en poudre de fer carbonyle, un fer extrêmement pur, présentent une grande stabilité de paramètres dans une large gamme de températures et de niveaux de flux magnétique, ainsi que d’excellents facteurs Q entre 50 kHz et 200 MHz. Les noyaux en poudre de fer carbonyle sont principalement constitués de billes de taille micrométrique d’acier enveloppé d’une couche isolante. Ceci équivaut à un circuit magnétique microscopique feuilleté (Cf. acier silicone, ci-dessus), ce qui réduit les courants de Foucault. L’une des applications courantes de noyaux magnétiques à base de fer carbonyle sont les bobines d’inducteur ‘large bande’. Poudre de fer: Les noyaux constitués de poudre fer réduite par l’hydrogène présentent une perméabilité supérieure mais un facteur Q inférieur. Ils sont principalement employés pour les filtres à interférences électromagnétiques et inductances de lissage basse fréquence, notamment pour les alimentations en mode commuté. Voir courants de Foucault au paragraphe suivant.

2.1.2.4. Enroulement Un transformateur présente 2 enroulements, le primaire et le secondaire. L’enroulement primaire est la bobine qui reçoit l’énergie. Il est formé, bobiné et façonné autour du noyau de fer. L’enroulement secondaire est la bobine qui décharge l’énergie sous une tension transformée ou modifiée.

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Figure 20 : Enroulements de transformateur Lorsqu’un courant instable ou alternatif est appliqué sur l’enroulement primaire, ce courant primaire produit un champ magnétique « instable » dans le noyau de fer. Ce champ instable traverse la bobine secondaire et induit une tension dépendant du nombre de conducteurs dans la bobine secondaire par lignes magnétiques. (Cf. paragraphe suivant). Les fils des enroulements adjacents dans une bobine et des différents enroulements doivent être électriquement isolés les uns des autres. Le fil employé est en général un fil de bobinage. Le fil de bobinage (ou fil émaillé) est un fil de cuivre revêtu d’un vernis ou d’un autre revêtement synthétique. Le matériau conducteur employé pour l’enroulement dépend de l’application. Les transformateurs à faible puissance et de signal sont bobinés avec un fil de cuivre, âme pleine, généralement isolé avec de l’émail et parfois avec une isolation supplémentaire. Les plus grands transformateurs de puissance peuvent être bobinés avec des conducteurs rectangulaires en cuivre ou aluminium. Des barrettes de connexion des conducteurs sont employées pour les courants très forts. Les transformateurs haute fréquence qui fonctionnent depuis des dizaines à des centaines de kilohertz présentent des enroulements en fil de Litz, afin de minimiser les pertes par effet pelliculaire dans les conducteurs. Les grands transformateurs de puissance emploient également des fils (câbles) multiconducteurs, dans la mesure où, dans le cas contraire et même à faible puissance de fréquence, une distribution non uniforme de courant pourrait exister dans les enroulements à courant élevé. Chaque conducteur est isolé des autres et les conducteurs sont organisés de façon à ce qu’en certains points de l’enroulement ou au sein de l’enroulement complet, chaque portion occupe différentes positions relatives dans le conducteur entier. Cette « transposition » égalise le courant qui circule dans chaque conducteur et réduit les pertes de courant de Foucault dans l’enroulement lui-même. Support de cours EXP-PR-EQ170-FR Dernière version : 31/05/2007

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Figure 21 : Différents enroulements pour des noyaux de type toroïdal et E Les enroulements sur le primaire et le secondaire des transformateurs de puissance peuvent présenter des connexions externes (dites prises intermédiaires) vers des points intermédiaires sur l’enroulement pour permettre des réglages du rapport de tension. Ces sorties externes peuvent être connectées à un commutateur automatique de réglage en charge (transformateur de puissance) avec dispositif de commutation pour régler la tension des circuits de distribution. (Ces sujets seront abordés aux chapitres suivants).

2.1.3. Considérations pratiques

2.1.3.1. Limitations Les transformateurs seuls ne permettent pas les opérations suivantes : conversion CC en CA ou l’inverse, modification de la tension ou du courant de CC, modification de la fréquence d’alimentation CA. Cependant, les transformateurs sont des composants de systèmes qui assurent toutes ces fonctions. 2.1.3.2. Pertes d’énergie Un transformateur idéal ne devrait pas présenter de pertes et devrait par conséquent être efficace à 100 %. En pratique, l’énergie est dissipée à la fois du fait de la résistance des enroulements, sous forme de pertes cuivre ou pertes en I2 R (par effet Joule) et du fait des effets magnétiques initialement attribuables au noyau (soit les pertes fer mesurées en watts par unité de poids). Support de cours EXP-PR-EQ170-FR Dernière version : 31/05/2007

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Les transformateurs présentent en général un très bon rendement. Les grands transformateurs de puissance (plus de 50 MVA) peuvent présenter un rendement de 99,75 %. Les petits transformateurs, tels que les petits blocs enfichables employés pour les applications électroniques courantes peuvent présenter un rendement inférieur à 85 %. Les pertes des transformateurs ont différentes origines : Pertes dans les enroulements (Résistance d’enroulement) Le courant qui circule dans les enroulements provoque un réchauffement des conducteurs (pertes I2 R ou pertes par effet Joule). À plus haute fréquence, l'effet pelliculaire et l'effet de proximité créent une résistance d’enroulement et des pertes supplémentaires. Courants de Foucault Lorsque les plaques circulaires se déplacent (V) dans une petite zone à champ magnétique constant (B) perpendiculaire, des courants de Foucault (I) sont induits sur la plaque. La direction de ces courants est donnée par la Loi de Lenz Note : pour les transformateurs, les plaques (feuilles laminées) ne bougent pas, ce qui n’empêchent pas les courants de Foucault d’être présents. Figure 22 : Courants de Foucault Les courants de Foucault induits circulent dans le noyau, ce qui engendre un échauffement résistif. On ajoute du silicium à l’acier, pour contribuer à contrôler les courants de Foucault. L’ajout de silicium présente également l’avantage de retarder le vieillissement de »l’acier électrique », qui posait problème il y a quelques années. Pertes d’hystérésis A chaque fois que le champ magnétique est inversé (50 fois par seconde en 50 Hz), une faible quantité d’énergie est perdue en hystérésis dans le noyau magnétique. La quantité (de perte) d’hystérésis est fonction du matériau du noyau. Magnétostriction Le flux magnétique dans le noyau provoque une expansion physique et une légère contraction de ce dernier (ou modification des dimensions physiques), avec le champ magnétique changeant, effet connu sous le nom de magnétostriction. Ceci provoque en outre des pertes dues au échauffement de friction dans les noyaux ferromagnétiques sensibles. Support de cours EXP-PR-EQ170-FR Dernière version : 31/05/2007

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Pertes mécaniques Outre la magnétostriction, le champ magnétique alternatif entraîne des forces électromagnétiques fluctuantes, entre les enroulements primaire et secondaire. Celles-ci engendrent des vibrations dans la structure métallique environnante, ce qui crée un souffle ou un bourdonnement familier et consomme de petites quantités d’énergie. Pertes vagabondes Tout le champ magnétique produit par le primaire n’est pas intercepté par le secondaire. Une partie du flux de fuite peut ainsi induire des courants de Foucault au sein des objets conducteurs à proximité, tels que la structure de support du transformateur et être ainsi transformée en chaleur. Systèmes de refroidissement Les grands transformateurs de puissance peuvent être équipés de ventilateurs, pompes à huile de refroidissement ou échangeurs de chaleur refroidis à l’eau, conçus pour dissiper la chaleur due aux pertes de cuivre et fer. Typiquement, on considère que la puissance employée pour faire fonctionner le système de refroidissement fait partie des pertes du transformateur.

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3. ÉLECTRICITÉ - DÉFINITIONS 3.1. FORMULES DES TRANSFORMATEURS ET AIMANTS 3.1.1. Perméabilité Perméabilité

henrys par mètre

µ = L/d

Bien que la perméabilité magnétique soit plus liée en termes physiques à la permittivité électrique, il est sans doute plus aisé de penser la perméabilité comme représentant la conductivité du flux magnétique. En effet, les matériaux à forte conductivité électrique permettent une circulation aisée du courant électrique, de sorte que les matériaux à forte perméabilité permettent une circulation du flux magnétique plus aisée qu’au sein d’autres matériaux. Parmi les matériaux à forte perméabilité se trouvent le fer et les autres matériaux ferromagnétiques. La plupart des plastiques, bois, métaux non ferreux, air et autres fluides présentent des perméabilités bien inférieures. De même que la conductivité électrique est définie comme le rapport de la densité de courant sur la force du champ électrique, la perméabilité magnétique µ d’un matériau spécifique est définie comme le rapport de la densité de flux sur l’intensité du champ magnétique. Cette information est plus facilement accessible sur la courbe de magnétisation. La figure de MPC (ci-dessous) présente la perméabilité (en noir) dérivée de la courbe de magnétisation (en couleur).

Figure 23 : Courbe de perméabilité du fer Support de cours EXP-PR-EQ170-FR Dernière version : 31/05/2007

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µ=B/H µ= Perméabilité. En tesla par ampère/mètre B = Densité de flux : tesla. H = Intensité du champ, ampère/mètre. Le facteur µ pour les matériaux non magnétiques est en général égal à 1. Pour les matériaux ferromagnétiques, tels que le fer, l’acier, etc., µ varie de façon significative, à mesure que H croît. Pour illustrer cet aspect, voyez la figure ci-dessous qui présente des courbes B/H très approximatives pour différents matériaux ferromagnétiques.

Figure 24 : Courbes B/H approximatives pour différents matériaux ferromagnétiques

3.1.2. Force magnétique L’intensité de champ magnétique ou la force magnétique (H) (exprimée en Oersteds ou A/m) est la force magnétomotrice (FMM) par unité de longueur. H peut être considérée comme une mesure de la force ou de l’effort que la FMM applique à un circuit magnétique pour établir un champ magnétique. H peut être exprimée comme suit :

H = NI/le

H = Force magnétique : ampère/mètre ou Oersted N = Nombre de spires dans la bobine magnétique I = Courant : ampères le = Longueur moyenne du circuit magnétique en mètres On emploie couramment dans l’industrie une force magnétique de 0,01 Oersted (79,6 Atour/m) pour déterminer la perméabilité initiale d’un matériau magnétique. Support de cours EXP-PR-EQ170-FR Dernière version : 31/05/2007

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3.1.3. Séquences de fonctionnement d’un transformateur Obtenir la fin de la transformation consiste à trouver une tension induite dans la bobine du secondaire avec l’équation finale (ou formule de Boucherot) :

E = 4.44 N.f.φ E = Tension induite dans les spires N = Nombre de spires f = Fréquence : hertz φ= Flux magnétique : weber et, avec le détail donné ci-dessus des 2 paramètres intermédiaires (µ et H) il faut suivre la Séquence de fonctionnement. Dans la conception d’un transformateur, il faudrait en principe s’occuper des tensions sur les enroulements. Cependant, la clé pour bien comprendre ce qui se produit dans un transformateur (ou tout autre composant bobiné) consiste à réaliser que ce qui importe réellement pour le transformateur est le courant dans les enroulements et que tout découle de cela. Le courant dans un enroulement produit une force magnétomotrice : Fm = I × N en ampères-tours La force magnétomotrice produit un champ magnétique : H = Fm / le en ampère-tours par mètre ou en Oersted Le champ magnétique produit une densité de flux magnétique : B = µ × H in tesla Rapporté à la surface totale du noyau (Ae en m²) ceci donne un flux total : Φ = B × Ae en webers Le flux produit une tension induite (FEM) : e = N × dΦ/dt en volts, équivalent à E = 4,44 N.f.φ Si vous réussissez à suivre cette séquence en 5 étapes, la construction d’une image mentale d’un composant magnétique devient bien plus simple. Souvenez-vous, vous introduisez un courant et obtenez en sortie une tension induite. En réalité, si vous pouvez obtenir une perméabilité linéaire, alors les constantes N, le, µ et Ae peuvent être regroupées en une seule constante pour l’enroulement, appelée (surprise !) l’inductance L. L = µ × Ae × N2 / le en henrys Support de cours EXP-PR-EQ170-FR Dernière version : 31/05/2007

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3.2. RAPPORT DE TENSION 3.2.1. Rapport de transformation Selon la loi de Lenz, un volt est induit lorsque 100 000 000 lignes de force magnétique sont coupées en 1 seconde. Figure 25 : Rapport de transformation L’enroulement primaire d’un transformateur fournit le champ magnétique pour le noyau. L’enroulement secondaire, s’il est placé directement audessus du même noyau (sur un noyau distinct), alimente la charge par tension induite, proportionnelle au nombre de conducteurs traversés par le flux du noyau. Ce transformateur de type cuirassé est conçu pour réduire la tension d’alimentation, primaire et secondaire bobinés sur le même noyau. Lorsque l’enroulement (et noyau) primaire est inséré dans l’enroulement secondaire, de plus nombreuses lignes de force magnétique traversent l’enroulement secondaire, d’où une tension induite supérieure. N p = N1 = Nombre de spires de l’enroulement primaire N s = N2 = Nombre de spires du secondaire I p = Courant dans l’enroulement primaire I s = Courant dans l’enroulement secondaire Figure 26 : Exemple de transformateur cuirassé

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Et, schématiquement, pour un transformateur monophasé : Pour un transformateur parfait, tout le flux magnétique induit par le primaire est récupéré par le secondaire. Si l’on emploie la formule de Boucherot e = N × dФ/dt Figure 27 : Transformateur monophasé u1 = -e1 = N1 dФ/dt

et

u2 / u1 = - N2 / N1 = - m

u2 = e2 = -N2 dФ/dt où

u2 = - mu1

m est le rapport de transformation. Les tensions u1 et u2 sont en opposition de phase À l’instant t, u1 et u2 sont en opposition et leur bobinage est enroulé dans le même sens Pouvez-vous envisager des possibilités de problèmes lors du couplage des bobines du primaire et du secondaire des transformateurs multi-tension à enroulements séparés ? Voyez la polarité au paragraphe 3.2.5. suivant

3.2.2. Rapport 1/1 C’est le transformateur de séparation des circuits. Si les primaire et secondaire présentent le même nombre de spires, la tension induite au secondaire sera égale à la tension imposée au primaire. C’est le cas pour la figure cicontre. Notez qu’il n’y a ni primaire ni secondaire dans la mesure où les branchements peuvent être faits indifféremment. Figure 28 : Transformateur de rapport 1/1 Note : Prévues pour transformer une tension dans la même tension, les 2 bobines présentent approximativement le même nombre de spires, bien qu’il existe parfois une légère différence dans le nombre de spires, afin de compenser les pertes (dans le cas contraire, Support de cours EXP-PR-EQ170-FR Dernière version : 31/05/2007

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la tension de sortie serait plutôt légèrement inférieure qu’égale à la tension d’entrée). Dans ce cas, les côtés primaire et secondaire sont bien définis.

3.2.3. Transformateur abaisseur Si le primaire présente un nombre de spires supérieur à celui du secondaire, alors la tension induite dans le secondaire sera abaissée, selon le même rapport que celui du nombre de spires dans les 2 enroulements. Si la tension primaire est de 220 volts et qu’il y a 100 spires sur le primaire et 50 sur le secondaire, alors la tension secondaire sera de 110 volts. On parle alors de transformateur abaisseur (fig. ci-contre). Figure 29 : Transformateur abaisseur Rapport de transformation : m = u2 / u1 = N2 / N1 = 110 / 220 = 50 / 100 = 0,5

3.2.4. Transformateur élévateur Un transformateur élévateur présente plus de spires sur le secondaire que sur le primaire et le rapport inverse de tension reste valide. Si la tension sur le primaire est de 220 volts et qu’il y a 50 spires sur le primaire et 100 sur le secondaire, alors la tension secondaire sera de 440 volts. Le rapport entre le nombre de spires du primaire et du secondaire et les tensions d’entrée et de sortie sur un transformateur élévateur est présenté à la fig. ci-contre.

Figure 30 : Transformateur élévateur

Rapport de transformation : m = u2 / u1 = N2 / N1 = 220 / 4400 = 100 / 50 = 2

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3.2.5. Transformateur monophasé - Polarité La polarité représente la direction relative des tensions induites entre les bornes primaire et secondaire. Cf. sinusoïde à la figure 3.2.1 ci-dessus. Les 2 bornes présentent la même polarité si, à un instant donné, pendant la plus grande partie de chaque demi-cycle, le courant entre par la borne primaire identifiée et marquée comme telle et sort par la borne secondaire identifiée et marquée comme telle dans la même direction que si les 2 bornes formaient un circuit continu. La polarité peut être présentée schématiquement. Les bornes présentant une même polarité sont marquées d’un point ou distinguées par une flèche entre bornes. En courant continu, il existe des polarités positive et négative (permanentes) fixées. En courant alternatif, il n’existe qu’une polarité relative (à l’instant t) . Il existe deux sortes de polarités relatives : additive et soustractive. (Cf. schéma) La plaque signalétique du transformateur indique la polarité. Figure 31 : Polarité soustractive et additive La lettre H représente le primaire (en général au-dessus), avec les annotations H1 et H2. La lettre X représente le secondaire, avec les annotations X1 et X2. Un point peut, outre les lettres, indiquer la polarité, parfois seul (sans lettres). Selon les branchements au primaire ou au secondaire, la tension peut être additive ou soustractive, en phase ou en polarité inversée entre primaire et secondaire.

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Exemple 1 : primaire simple (mais double bobine) et secondaire simple

Figure 32 : Primaire et secondaire simples Sur le primaire, le point correspond à H1 si une alimentation de 220V est connectée et correspond à la prise médiane si une entrée de 115V est connectée. Sur le secondaire, le point correspond à X2. Exemple 2 : primaire double et secondaire double Dans cette configuration, plusieurs possibilités existent, selon les connections, notamment en l’absence d’indication de polarité des bobines. Avec une alimentation de 115V sur le primaire et une bobine connectée, il n’y a pas de problème pour avoir 6V sur les 2 bobines du secondaire. Avec une alimentation de 115V sur le primaire et les 2 bobines connectées en parallèle, il y a 2 solutions pour le secondaire : Figure 33 : Primaire et secondaire doubles a) Pas de tension ! - Les bobines sont connectées en opposition. b) Pas de problème, il y a 6V sur les bobines secondaires – les primaires sont en phase. Pour le secondaire, avec 220 ou 115V sur le primaire, même dilemme. Pour 2 usages 6V indépendants, pas de problème Avec les 2 bobines 6V connectées en parallèle, on pourrait obtenir 0V (opposition) Avec les 2 bobines de 6V connectées en série, on pourrait obtenir 0V ou 12V. Conclusion : nous traitons dans le présent paragraphe des transformateurs simples et vous vous rendez compte qu’il peut y avoir même ici un problème de connexion qui peut conduire à un dysfonctionnement dans le système. De mauvais câblages d’enroulements se produisent effectivement sur site, sur ce type de transformateur basse-tension, comme sur les transformateurs de mesure, dans les distributions triphasées. Cela ne se produit jamais (en principe...) pour les transformateurs de puissance, dans lesquels le couplage des enroulements est très sérieusement vérifié par le vendeur et/ou le spécialiste sur site. Support de cours EXP-PR-EQ170-FR Dernière version : 31/05/2007

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3.3. RAPPORT DE COURANT Le rapport de courant est le produit du nombre de spires par la valeur du courant dans le primaire, qui est égal au nombre de spires multiplié par le courant dans le secondaire.

Figure 34 : Rapport de courant dans un transformateur Si l’on considère que les transformateurs présentent un rendement de 100 % et que le courant primaire est intégralement « reproduit » sur le secondaire (Watts entrée = Watts sortie), on trouve : Np . Ip = Ns . Is

ou

Np / Ns = Is / Ip

Et si l’on considère le rapport de tension, c’est l’inverse Pour la figure ci-dessus : Np / Ns = 100 / 50 = Is / Ip = 10 / 5 = 2 = Vp / Vs = 220 / 110 Exemple : pour un transformateur élévateur 1000 W, 100/200 V (parfait), que sont les courants Is et Ip ? On considère que la puissance est totalement restituée au secondaire : Is = 1000 / 200 = 5A

et

Ip = 1000 / 100 = 10A

3.4. RENDEMENT Le rendement de tout dispositif est le rapport de la sortie sur l’entrée :

Efficiency =

P output P input

Watts entrée = Watts sortie + pertes. Rendement = efficacité = efficiency et entrée = input Support de cours EXP-PR-EQ170-FR Dernière version : 31/05/2007

sortie = output Page 28 sur 136

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Le moyen le plus simple de connaître le rendement d’un transformateur est de tester ce dernier en charge et d’en mesurer la puissance (en watts) absorbée par le primaire et la puissance (en watts) fournie par le secondaire. En général, le rendement d’un transformateur de puissance est d’environ 97 % du fait de pertes en tension, dues aux pertes dans le noyau et dans le cuivre. Plus la qualité du noyau est élevée, meilleur est le rendement au-dessus de 99 % pour les transformateurs à distribution forte puissance.

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3.5. EXERCICES 1. On dispose d’un transformateur abaisseur monophasé, à enroulement simple aux primaire et secondaire, on considère que Np = 1000 spires, Ns = 250 spires et que E d’alimentation = 100 volts, à 50 hertz. Quelle est la tension secondaire ?

2. Un transformateur abaisseur est employé pour abaisser une tension alternative de 10 000 à 500V. Quel doit être le rapport de spires entre le secondaire et le primaire ?

3. Si le courant d’entrée d’un transformateur abaisseur monophasé est de 1 A et que le rendement du transformateur est de 100 %, quel est le courant de sortie ? (Dessinez le schéma correspondant pour vous aider).

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4. On dispose d’un transformateur élévateur monophasé, à enroulement simple aux primaire et secondaire, on considère Np = 500 spires, Ns = 2000 spires et E d’alimentation = 5 kV, à 50 hertz. Quelle est la tension de secondaire ?

5. Un transformateur élévateur présente 400 spires au secondaire et seulement 100 au primaire. Une tension alternative de 120 V est connectée à la bobine primaire. Quelle est la tension de sortie ? (Dessinez le schéma correspondant)

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6. Un transformateur élévateur présente 80 spires au primaire et 720 au secondaire. Le rendement du transformateur est de 95 %. Si le primaire présente un courant de 20A à 120 V, quels sont les courant et tension sur le secondaire ? (Dessinez le schéma correspondant).

7. On dispose d’un transformateur monophasé à rapport de courant, on considère que le transformateur est parfait (pas de pertes), que Np = 1000 spires, Ns = 100 spires et Ip = 10 ampères. Quel est le courant sur la charge du secondaire ?

8. On dispose d’un transformateur monophasé à rapport de courant, on considère que le transformateur est parfait (pas de pertes), que U1 = 1000 volts, U2 = 100 volts et I1 = 10 ampères. Quel est le courant sur la charge du secondaire ?

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9. Écrivez la relation complète entre Np, Ns, U1, U2, I1 et I2.

10. Sur un transformateur monophasé, on mesure U1 = 5kV, I1= 1A, U2 = 500V et I2 = 9,5A. Quel est le rendement de ce transformateur ?

11. Un transformateur monophasé présente 160 W à partir d’une ligne 120 V et fournit 24 V à 5A. Quel en est le rendement ?

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4. LES DIFFÉRENTS TRANSFORMATEURS 4.1. CLASSIFICATION Les transformateurs sont adaptés à de nombreuses applications techniques et peuvent être classés de différentes façons : par niveau de puissance (fractions de volt-ampère (VA) jusqu’à des milliers de MVA), par application (alimentation, correspondance d’impédance, isolation de circuit), par gamme de fréquence (alimentation, audio, radio fréquence(RF)), par classe de tension (de quelques volts à environ 750 kilovolts), par type de refroidissement (à l’air, à l’huile, à ventilation, à l’eau, etc.), par objectif (distribution, rectifieur, four à arc, sortie d’amplificateur, etc.), par rapport du nombre de spires dans les bobines. Variable (commutateur à prises de réglage) Les primaire et secondaire présentent un nombre réglable de spires qui peut être choisi sans re-connexion du transformateur. (Cf. chapitre accessoires) Symboles de circuit Symboles standard

Transformateur à 2 enroulements et noyau de fer. Transformateur à 3 enroulements. Les points présentent la configuration relative de câblage des enroulements. Transformateur abaisseur ou élévateur. Le symbole indique l’enroulement qui présente le plus grand nombre de spires, mais ne donne en général pas le rapport exact. Transformateur à écran électrostatique, qui évite le couplage capacitif entre les enroulements.

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Représentation schématique classique d’un transformateur à enroulements différents

Représentation schématique classique d’un transformateur considéré comme convertisseur statique

D’autres transformateurs spécifiques, autotransformateur, transformateur de courant, etc. ont leurs propres symboles, que l’on verra aux chapitres et paragraphes suivants.

4.2. AUTOTRANSFORMATEURS

Figure 35 : Différence de câblage autotransformateur / transformateur Un autotransformateur ne présente qu’un seul enroulement, qui présente une prise en un point de l’enroulement. Une tension CA ou pulsée est appliquée sur une partie de l’enroulement, et une tension supérieure (ou inférieure) est produite sur une autre partie du même enroulement. Si en théorie, des parties distinctes de l’enroulement peuvent être employées pour l’entrée et la sortie, en pratique, la tension la plus élevée doit être reliée aux bornes de l’enroulement, tandis que la tension la plus basse doit l’être entre une borne et une prise intermédiaire. Ainsi, par exemple, un transformateur présentant une prise intermédiaire au Support de cours EXP-PR-EQ170-FR Dernière version : 31/05/2007

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milieu de l’enroulement peut être employé avec 230V au sein de l’enroulement entier et 115V entre une borne et la prise intermédiaire. Il peut être relié à une alimentation 230V pour alimenter un dispositif 115V ou inversé pour alimenter un dispositif 230 V avec 115V.(Abaisseur ou élévateur) Comme le même enroulement est employé pour l’entrée et la sortie, le flux dans le noyau est partiellement annulé et un noyau plus petit peut être employé. Pour des rapports de tension inférieurs à 3/1, un autotransformateur est moins coûteux, plus léger, plus petit et de meilleur rendement qu’un véritable transformateur (2 enroulements) de même rapport. En pratique, des pertes de transformateur signifient que les autotransformateurs ne sont pas parfaitement réversibles. Ainsi, un abaisseur de tension fournit un peu moins de tension que ce qu’il n’en faut pour un élévateur. La différence est en général assez faible pour permettre l’inversion lorsque le niveau réel de tension n’est pas critique. En laissant une partie des bobines de l’enroulement accessible et en réalisant la connexion secondaire par une entrée coulissante, on peut obtenir un autotransformateur à rapport de spires variable quasi-continûment, ce qui permet de très petits incréments de tension. Figure 36 : Exemple d’un autotransformateur réglable

Symbole d’un autotransformateur réglable tel que ci-dessus

Symbole d’un autotransformateur monophasé

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4.3. TRANSFORMATEUR MULTIPHASÉ Pour une alimentation en triphasé, on peut employer 3 transformateurs monophasés distincts. L1

L2

P1

L3

P1

P1

S1

S1

S1

a

b

c

Figure 37 : 3 transformateurs monophasés distincts pour une alimentation triphasée Les 3 phases peuvent également être reliées à un simple transformateur polyphasé. L1

L2

P1

L3

P2

P3

S1

S2

S2

a

b

c

Figure 38 : Simple transformateur polyphasé pour alimentation polyphasée Les 3 enroulements primaires sont reliés ensemble et les 3 enroulements secondaires sont reliés ensemble. Pour un transformateur triphasé, le flux magnétique généré dans une bobine (et noyau) est « bouclé » dans les deux autres bobines/noyaux. Support de cours EXP-PR-EQ170-FR Dernière version : 31/05/2007

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Sur les 2 représentations ci-dessus, le primaire et le secondaire sont chacun connectés en étoile, branchement Y – Y. D’autres principes de connexions pour les transformateurs triphasés sont présentés au chapitre 8.

4.4. TRANSFORMATEUR RÉSONANT Un transformateur résonant fonctionne à la fréquence de résonance de l’une ou plusieurs de ses bobines et (en général) avec un condensateur externe. L’enroulement résonant, en général le secondaire, se comporte en bobine d’induction reliée en série au condensateur. Lorsque l’enroulement primaire est alimenté par une source périodique de courant alternatif, onde carrée ou dent de scie, à la fréquence de résonance, chaque impulsion de courant contribue à engendrer une oscillation dans l’enroulement secondaire. Du fait de la résonance, une tension très élevée peut se développer dans le secondaire, jusqu’à limitation par un évènement tel qu’une panne électrique. Ces dispositifs sont employés pour générer des tensions alternatives très élevées et le courant disponible peut être bien supérieur à celui produit par les machines électrostatiques telles que le générateur de Van de Graaff ou la machine de Wimshurst. Exemples : Bobine tesla Une bobine tesla est une sorte de bobine de transformateur à décharge disruptive, qui porte le nom de son inventeur, Nikola Tesla. Les bobines tesla sont constituées de circuits résonants couplés. Figure 39 : Bobine tesla Bobine Oudin Une bobine Oudin (on parle également d’oscillateur ou résonateur Oudin) est une bobine à décharge disruptive. Ce résonateur autotransformateur porte le nom de son inventeur, Paul Marie Oudin, qui l’a développé en collaboration avec Jacques d'Arsonval. Le dispositif est un générateur de courant haute fréquence qui met en œuvre les principes des circuits résonants électriques. Il produit un ventre de vibrations (anti-node) à fort potentiel. Le transformateur résonant haute tension auto-régénérant présente les extrémités des bobines primaire et secondaire reliées ensemble et solidement connectées à la terre. Les bobines Oudin gênèrent des hautes tensions à haute fréquence. Elles produisent des courants plus faibles que d’autres bobines à décharge disruptive (telles que la dernière version de la bobine Tesla). La bobine Oudin est modifiée pour des questions de sécurité.

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Bobine d’allumage ou bobine d’induction employée dans le système d’allumage d’un moteur à essence. Une bobine d’allumage est une bobine d’induction dans un système d’allumage automobile, qui transforme les 12V de la batterie en des milliers de volts nécessaires pour produire l’étincelle nécessaire sur les bougies d’allumage. La forme spécifique de l’autotransformateur et le rupteur permettent de convertir la basse tension d’une batterie en haute tension nécessaire à la production d’étincelle sur les bougies d’un moteur à combustion interne Figure 40 : Bobine d’allumage Transformateur de balayage horizontal d’un écran CRT de TV ou d’un moniteur vidéo. Un transformateur de balayage horizontal (FBT) ou transformateur de sortie horizontale (LOPT) est un type de transformateur de l’alimentation qui génère la haute tension nécessaire au fonctionnement d’un tube cathodique (CRT) ou tube image. Il génère une tension de quelques kilovolts pour un tube monochrome ou de 10 à 30 kilovolts pour un tube couleur. Contrairement à un a transformateur de ligne, qui travaille à des courants alternatifs sinusoïdaux à 50 ou 60 hertz, le transformateur de balayage horizontal fonctionne à partir de courants commutés à des fréquences bien plus élevées. Panne électrique et test d’isolation d’équipement et câbles haute tension. Dans ce dernier cas, le secondaire du transformateur est en résonance avec la capacité du câble.

4.5. TRANSFORMATEURS DE COURANT - INSTRUMENTATION Un transformateur de courant est une sorte de transformateur de mesure, conçu pour fournir un courant sur le secondaire, exactement proportionnel au courant circulant dans le primaire. Le courant secondaire est employé pour les mesures en instrumentation et/ou les dispositifs ou appareil électriques. La technologie et les différentes applications sur site des transformateurs de courant sont présentées au chapitre 5 suivant. Figure 41 : Transformateurs de courant employés pour les équipements de mesure pour une alimentation triphasée de 400A Figure 42 : Symbole d’un transformateur de courant Support de cours EXP-PR-EQ170-FR Dernière version : 31/05/2007

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4.6. TRANSFORMATEURS DE TENSION - INSTRUMENTATION Les transformateurs de tension (TT) ou transformateurs de potentiel (TP) sont une autre sorte de transformateur de mesure, employés pour la mesure et la protection des circuits haute tension. Ils sont conçus pour présenter une charge négligeable sur l’alimentation à mesurer et pour avoir un rapport précis de tension en abaissant avec précision les hautes tensions, afin que les équipements de mesure et de protection puissent fonctionner à une tension plus basse. Typiquement, le secondaire d’un transformateur de tension est prévu pour 69, 100, 110 ou 120 volts pour la tension primaire nominale, afin de correspondre aux valeurs nominales d’entrée des relais de protection.

Figure 43 : 3 différents types de transformateurs de tension ABB Symboles : comme pour le transformateur normal monophasé : 3 enroulements La technologie et les différentes applications sur site des transformateurs de tension sont présentées au chapitre suivant.

4.7. TRANSFORMATEURS D’IMPULSION Un transformateur d’impulsion est un transformateur optimisé pour transmettre des impulsions électriques rectangulaires (c’est à dire des impulsions à fronts montant et descendant rapides et à amplitude constante). Des versions plus petites, dites de type signal sont employées dans les circuits logiques numériques et de télécommunications, le plus souvent pour faire correspondre les pilotes logiques aux lignes de transmission. Des versions ‘moyenne puissance’ sont employées dans les circuits de commande de puissance, tels que les contrôleurs de flash d’appareil photo. Des versions de puissance supérieure sont employées dans le secteur de la distribution électrique de puissance pour faire l’interface entre les montages de contrôle basse tension et les entrées haute tension des semi-conducteurs de puissance. Les transformateurs d’impulsion spécifiques pour la haute tension sont également employés pour générer des impulsions grande puissance pour les radar, accélérateurs de particule ou autres applications de puissance à forte impulsion d’énergie. Support de cours EXP-PR-EQ170-FR Dernière version : 31/05/2007

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4.8. TRANSFORMATEURS ÉLECTRONIQUES 4.8.1. Transformateurs FR fréquence radio (transformateurs à ligne de transmission) Pour un emploi fréquence radio, ces transformateurs relèvent parfois de configurations de ligne de transmission, à câble bifilaire ou parfois coaxial, bobiné autour de ferrite ou d’autres sortes de noyaux. Ce type de transformateur offre une bande passante très large mais un nombre limité de rapports (1:9, 1:4 ou 1:2) est possible avec cette technique. Le matériau du noyau accroît de façon significative l’inductance et en fait de la sorte croître le facteur Q. Les noyaux de tels transformateurs contribuent à améliorer la performance aux plus basses fréquences de la bande passante. Les transformateurs FR emploient parfois une troisième bobine (dite bobine d’excitation) pour injecter une rétroaction à un stade antérieur (détecteur) dans les anciens récepteurs de radio à régénération.

4.8.2. Baluns Les baluns sont des transformateurs spécifiquement conçus pour être branchés entre circuits équilibrés et non équilibrés. Ils relèvent parfois de configurations de ligne de transmission à câble bifilaire ou parfois coaxial et sont semblables dans leur construction et leur fonctionnement aux transformateurs à ligne de transmission.

4.8.3. Transformateurs à basse fréquence Transformateurs d’amplificateur à tube. Les transformateurs de sortie sont situés à gauche. Le transformateur toroïdal d’alimentation se trouve sur la droite. Les transformateurs à basse fréquence sont en général le facteur qui limite la qualité du son, les circuits électroniques à large bande de fréquence et faible distorsion étant relativement simples de conception. Figure 44 : Transformateurs d’amplificateur à tube Le transformateur de sortie d’un amplificateur audio de puissance est un composant particulièrement critique. Des circuits de valve (diode) favorisant une reproduction de qualité ont longtemps été produits avec de simples transformateurs à basse fréquence (intermédiaires), mais il faut un transformateur de sortie pour coupler l’impédance relativement élevée (jusqu’à quelques centaines d’ohms, selon la configuration) de la (des) valve(s) (diode) de sortie à la faible impédance d’un haut-parleur. (Les valves peuvent fournir un faible courant à haute tension et les HP nécessitent un fort courant à faible tension.) Support de cours EXP-PR-EQ170-FR Dernière version : 31/05/2007

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Les amplificateurs à semi-conducteurs peuvent ne nécessiter aucun transformateur de sortie. Pour une bonne réponse à basse fréquence, il faut un noyau de fer relativement grand. En effet, un fonctionnement en grande puissance impose une taille supérieure de noyau. Pour une bonne réponse à haute fréquence, il faut des enroulements soigneusement conçus et implémentés présentant des inductances de fuite ou des capacités parasites pas trop élevées... caractéristiques propres d’un composant coûteux. Les premiers amplificateurs de puissance audio à transistor présentaient souvent des transformateurs de sortie, mais ont été éliminés à mesure que les concepteurs ont réussi à créer des amplificateurs en se passant de ces composants.

4.8.4. Transformateurs de haut parleur

Figure 45 : Coupe d’une membrane dynamique de haut-parleur. Échelle non respectée. De même que les transformateurs sont employés pour créer des circuits de transmission d’alimentation haute tension qui minimisent les pertes de transmission, les transformateurs de haut-parleur permettent l’alimentation de plusieurs haut-parleurs individuels par un simple circuit audio qui fonctionne à des tensions supérieures à celle d’un haut-parleur normal. Cette application est courante dans la sonorisation. Ces circuits sont souvent dits à tension constante ou à 70 volts bien que l’onde audio soit évidemment une tension constamment changeante.

4.8.5. Transformateurs à faible signal La cartouche de phonographe à bobine produit une très faible tension. Afin de l’amplifier avec un rapport signal sur bruit raisonnable, on utilise en général un transformateur pour convertir la tension dans la gamme des cartouches à aimant mobile les plus courantes.

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4.8.6. Transformateurs de liaison Les transformateurs de liaison peuvent être employés dans les amplificateurs symétriques (ou push-pull) qui nécessitent un signal inversé. Ici, les 2 enroulements secondaires câblés en polarité inverse peuvent être employés pour alimenter les dispositifs de sortie.

4.9. LE TRANSFORMATEUR DE PUISSANCE Le transformateur de puissance, détaillé au chapitre 6, est le sujet principal de ce cours. En effet, c’est (pratiquement) le seul qui nécessite contrôles de fonctionnement et maintenance réguliers.

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5. LES TRANSFORMATEURS DE MESURE 5.1. GÉNÉRALITÉS CONCERNANT COURANT ET TENSION 5.1.1. Principe et sécurité Les transformateurs de mesure sont employés pour la mesure et le contrôle des circuits à courant alternatif. La mesure directe de haute tension ou de forts courants implique des instruments gros et chers, relais et autres composants de circuit de différentes factures. Leur fonction principale est de travailler directement à haute tension, courant élevé (et forte puissance) sur leur primaire et transférer vers le secondaire le paramètre mesuré sous forme de valeurs accessibles en toute sécurité. L’emploi de transformateurs de mesure permet ainsi d’employer des instruments relativement petits et bon marché et des dispositifs de contrôle de conception standard.

Figure 46 : Principe des transformateurs de mesure Les transformateurs de mesure protègent également l’opérateur, les appareils de mesure et l’équipement de contrôle des hautes tensions dangereuses. L’emploi de transformateurs de mesure engendre sécurité, précision et commodité accrues. Tous les appareils de mesure et de contrôle sont situés du côté sécurisé, sur la face avant de l’armoire haute tension (switchgear) ou sur des armoires basse tension. Il existe 2 sortes de transformateurs de distribution : le transformateur de potentiel (TP ou TT) et le transformateur de courant (TC)

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Le transformateur de potentiel fonctionne selon le même principe que le transformateur de puissance. La principale différence est que la capacité d’un transformateur de potentiel est inférieure à celle des transformateurs de puissance.

5.1.2. Branchement des transformateurs de mesure

Figure 47 : Principe de branchement des TC et TP (ou TT) A. Le transformateur de courant est conçu pour se connecter en série dans la ligne d’alimentation, pour transformer le courant de ligne en 5 ampères (valeur standard) acceptable pour l’appareil de mesure ou le relais. Le transformateur de tension est conçu pour se connecter en parallèle de la ligne d’alimentation, pour transformer la tension de ligne en une tension de 100, 110, 115 ou 120 volts (selon la norme appliquée) acceptable pour l’appareil de mesure ou le relais. Pour maintenir la tension sur l’appareil de mesure ou le relais à une valeur de sécurité, le circuit secondaire doit être mis à la terre. B. Les indicateurs de polarité indiquent les directions relatives instantanées du courant dans les enroulements (voir 3.2.1. & 3.2.5.). La polarité ou direction instantanée du courant, ne présente pas de différence significative pour les dispositifs courant ou tension. Le bon fonctionnement des dispositifs courant-courant, tension-tension ou courant-tension dépend en général des directions relatives instantanées.

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5.1.3. Types de construction des transformateurs de mesure Formats simples de base :

Figure 48 : Formats de base des transformateurs de mesure Types de construction (Transformateurs de courant)

Figure 49 : Transformateurs de courant Types secondaires

Figure 50 : Transformateurs de type secondaire Support de cours EXP-PR-EQ170-FR Dernière version : 31/05/2007

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5.1.4. Circuits équivalents aux transformateurs de mesure Transformateur typique et circuit équivalent. Le flux de fuite est observé sur la sortie du noyau et est représenté par la réactance X. La réactance développe une tension sur la branche d’excitation Zo, qui représente la partie externe du noyau. L’impédance série, RP + RS + j (XP + X), est responsable de la perte de tension dans la transformation. Les transformateurs de tension sont soigneusement conçus pour maintenir cette impédance aussi faible que possible. La perte de courant dans la transformation est due au courant dérivé par les branches de courant d’excitation, Zo et Zi. Les transformateurs de courant sont spécifiquement conçus pour maintenir ces impédances d’excitation de dérivation aussi élevées que possible. Figure 51 : Transformateur typique Construction courante d’un transformateur de courant HT ou THT. Le flux de fuite entre dans le noyau, même si l’enroulement est uniformément bobiné autour d’un noyau en anneau. Le circuit équivalent est le même que pour la Fig. A. Figure 52 Constitution courante d’un transformateur de courant Construction employée pour les transformateurs de courant HT ou THT. L’enroulement parallèle auxiliaire maintient effectivement le flux de fuite hors du noyau, de façon à ce que la réactance de fuite soit effectivement située au-delà des branches d’excitation. Ceci simplifie le calcul du courant dérivé par Zo et Zi. Figure 53 : Construction employée pour les transformateurs de courant HT ou THT

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Transformateur de courant de traversée typique. Il ressemble au transformateur vu au-dessus mais ne présente qu’un flux de fuite négligeable au noyau, dans la mesure où le conducteur de retour en est éloigné. Ce transformateur présente cependant toujours une réactance de fuite significative, mais le flux de fuite ne pénètre pas dans le noyau en quantité importante. La réactance est au-delà des branches de dérivation Zo et Zi, afin de pouvoir calculer facilement la performance de transformateur de courant. Figure 54 : Transformateur typique de courant de traversée

5.1.5. Maintenance et test de contrôle de l’isolation Les utilisateurs de transformateurs de mesure testent continuellement de nouveaux transformateurs, ainsi que des ceux en service, afin d’en vérifier l’adaptation au service. Il est rarement possible que l’utilisateur final mène une série complète d’essais, mais l’utilisateur peut faire un certain nombre de choses pour se rassurer. La mesure de la résistance de chaque enroulement avec la terre (lors de la mesure d’un enroulement, mettre à la terre les autres bornes d’enroulement) à l’aide d’un mégohmmètre indique si quelque chose s’est produit qui a fait baisser les valeurs de résistance. Un tel incident est des plus improbables sur les transformateurs encapsulés. Tous les transformateurs isolés de courant et de tension doivent présenter des mesures de l’enroulement haute tension à l’enroulement basse tension et à la terre supérieurs à 1 mégohm par volt à 25°C. La résistance d’isolation doit être relevée à température ambiante (< 30°C) parce qu’elle décroît rapidement à des températures supérieures.

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5.2. LE TRANSFORMATEUR DE COURANT TC 5.2.1. Symboles et concepts simplifiés

Figure 55 : Symbole et représentation du transformateur de courant Un transformateur de courant est défini par son premier paramètre, le rapport d’intensité : I1/I2, viennent ensuite sa gamme d’application de tension, basse tension et les différentes gammes de hautes tensions. Parmi les autres considérations : précision/justesse en %, qui représente l’erreur de courant (ou de rapport) du rapport de transformation ; un transformateur présentant toujours des pertes. L’erreur d’angle de phase entre courants primaire et secondaire (qui devrait être nul pour un transformateur parfait, qui ne saurait exister). Incertitude de la chaîne de mesure (classe d’erreur, résistances de connexions…). Nous ne nous étendrons pas sur ces dernières considérations, que nous laissons aux soins du spécialiste projet en électricité…

5.2.2. Câblage d’un TC Un transformateur de courant transforme le courant de ligne en valeurs acceptables pour les relais et instruments standard de protection. Le secondaire d’un transformateur de courant est en général relié à des dispositifs et/ ou instruments de protection, appareils de mesure et de contrôle. Il s’agit toujours d’un transformateur monophasé (un transformateur de tension est mono ou multiphasé). Le secondaire fournit un courant directement proportionnel à celui du primaire. Ces instruments et relais sont isolés des hautes tensions. Support de cours EXP-PR-EQ170-FR Dernière version : 31/05/2007

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Les transformateurs de courant abaissent également le courant dans un rapport connu.

Figure 56 : Câblage d’un transformateur de courant La représentation symbolique vaut tant pour le schéma de gauche que celui de droite. Le schéma de gauche permet en outre d’indiquer les polarités.

5.2.3. Tension en circuit ouvert d’un transformateur de courant Le transformateur de courant travaille en court-circuit; l’induction est très faible dans le circuit magnétique. Les ampères-tours du primaire sont compensés par les ampères-tours du secondaire.

Ε = Force magnétomotrice

N1 I1 − N2 I 2 = Ε

Ε = RФ où φ est le flux magnétisant et R la reluctance du circuit magnétique. SI le secondaire est ouvert, le TC étant en service, I 2 devient nulle, et ainsi: Ε = N1 I1 En conséquence, il y a une forte induction dans le circuit magnétique, ce qui provoque: -

un fort accroissement des pertes fer apportant une importante surchauffe (saturation du circuit magnétique) une hausse dangereuse de la tension secondaire qui peut amener à une électrocution du personnel en contact avec cette tension une chute de la tension induite dans le primaire. NE JAMAIS OUVRIR LE SECONDAIRE D’UN "TC" EN SERVICE

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5.2.4. Choix et rapport de transformateur de courant On ne parle pas de tension pour la fonction de transformation d’un TC, mais exclusivement de courant. L’échelle du secondaire est toujours de 0 à 5 ampères et parfois de 0 à 1 ampère. D’autres échelles existent, pour les TC spécifiques et fabriqués à la demande. L’échelle du primaire correspond à l’intensité maximum de l’application. D’autres possibilités portent sur le choix de tension du primaire : en basse tension (jusqu’à 1000V) ou haute tension, où l’on peut choisir plusieurs échelles. 5.2.4.1. Exemple 1

Je veux employer des TC sur les 3 phases pour alimenter un moteur de 200kW en 400V (cosinus phi = 0,85). Courant par phase : I = P / U x 1,732 x cos phi = 200 000 / 400 x 1,732 x 0,85 = 340 Ampères Je choisis sur un catalogue fabricant le TC qui me convient (quantité : 3)

Une tension de 600 volts offre l’isolation correcte. Je dois déterminer si je vais employer le primaire sous forme de câble (à gauche) ou à barres (à droite). Je choisis ensuite la gamme qui convient à ce type de TC : 50 / 100 / 150 / 200 / 250 / 300 / 400 / 500 / 600 / 800 / 1000 Ampères pour le primaire (le secondaire est toujours à 5A) Le choix se porterait sur 400 ou 500A. Le TC 500/5 offre un rapport de courant de 1/100. Question : pour cet exemple 1, lorsque la charge de ce moteur 200kW est à 100 %, combien y a t il d’ampères au secondaire du TC 500/5 ?

Même question à 25 % de charge. Support de cours EXP-PR-EQ170-FR Dernière version : 31/05/2007

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5.2.4.2. Exemple 2

En haute tension 20 KV, distribution triphasée. Quel type de TC faut-il employer pour une alimentation 10 MVA ? Courant par phase : I = P / U x 1,732 = 10 000 000 / 20 000 x 1,732 = 289 A Dans un catalogue fabricant, je choisis le TC adapté (quantité : 3) Ce type convient pour une utilisation de tension maximum de 36KV (le modèle inférieur est à 15kV et ne convient pas). L’intensité primaire va de 10A à 1200A, avec des échelons à 200, 300, 400,…A Le choix se porte sur le TC 300/5 pour l’application de l’exemple 2. Question : pour cet exemple 2, à 100 % de charge primaire, quel est le courant au secondaire ?

Même question à 25 %.

5.2.5. TC spéciaux Les transformateurs de courant à large bande, construits à la demande, sont également employés (en général avec un oscilloscope) pour mesurer les ondes de haute fréquence ou courants à impulsion dans le cadre de systèmes pulsés de puissance. Il existe un type de transformateur à large bande construit à la demande qui fournit une tension de sortie proportionnelle au courant mesuré. Un autre type (on parle de bobine Rogowski) nécessite un intégrateur externe afin de fournir une sortie en tension proportionnelle au courant mesuré. Contrairement aux TC employés pour les montages de puissance, les TC à large bande sont caractérisés en volts de sortie par ampère du courant primaire (Vs / Ip).

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5.3. LE TRANSFORMATEUR DE POTENTIEL TP (OU TT DE TENSION) 5.3.1. Symboles et concepts simplifiés

Figure 57 : Symboles et représentation d’un transformateur de tension

Un transformateur de tension est défini en premier lieu par son rapport de transformation : V1/V2, puis par sa gamme d’applications haute tension pour le primaire. Parmi les autres considérations : précision/justesse en %, qui représente l’erreur de rapport de transformation due aux pertes magnétiques dans le noyau. La tension de sortie du secondaire, déficiente du fait de la chute de potentiel dans le transformateur dans l’impédance de celui-ci. Incertitude de la chaîne de mesure (classe d’erreur, résistances de connexions…). Nous ne nous étendrons pas sur ces dernières considérations, que nous laissons aux soins du spécialiste projet en électricité…

5.3.2. Câblage d’un TP Les transformateurs de potentiel (tension) présentent leurs enroulements primaire et secondaires sur un noyau commun. Les transformateurs de potentiel standard sont monophasés et sont en général conçus pour que la tension secondaire conserve une relation déterminée avec la tension primaire. Le rapport nécessaire est déterminé par la tension du système auquel le transformateur doit être relié et la façon dont il y est relié.

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En général, un transformateur de potentiel est conçu pour être relié en parallèle aux lignes, pour transformer et abaisser la tension de ligne à 110, 115 ou 120 volts pour les opérations de mesure ou de relais.

Figure 58 : Câblage d’un transformateur de tension

Les points de connexion de l’enroulement du transformateur haute tension sont typiquement marqués H1, H2 (parfois H0 si mise à la terre interne) et X1, X2 et parfois une prise intermédiaire X3 peut exister. Parfois un second enroulement isolé (Y1, Y2, Y3) peut également être disponible sur le même transformateur de tension. Le côté haute tension (primaire) peut être connecté entre phase et terre ou phase et phase. Le côté basse tension (secondaire) est en général connecté entre phase et terre. Les indicateurs des bornes (H1, X1, Y1, etc.) sont souvent appelés polarités. Ceci s’applique également aux transformateurs de courant. À tout instant, des bornes présentant le même suffixe numérique présentent la même polarité et la même phase. Une bonne identification des bornes et câblage est essentielle pour garantir un bon fonctionnement de relais de mesure et de protection. Je me souviens d’un dépannage ayant duré 2 ans, par les « spécialistes » du revendeur pour pouvoir mettre en parallèle 2 générateurs (6 kV). Le problème provenait d’un TT (ou TP) dont l’un des enroulements était connecté dans la polarité inverse...

Les TP ou TT ne sont (en général) pas employés en basse tension lorsque les instruments de mesure sont directement reliés sur l’alimentation en tension et ne nécessitent pas une transformation d’abaissement de sécurité.

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5.3.3. Choix et rapport des transformateurs de tension Lorsque l’on évoque une tension secondaire systématiquement de 110, 115 ou 120 volts (selon la fabrication), on parle de la valeur maximum de tension, par rapport à la tension maximum correspondante sur le primaire, la fiche technique et/ou la plaque signalétique du transformateur de tension permettant de spécifier le rapport ou la tension secondaire correspondant à la tension primaire maximum. 5.3.3.1. Exemple 1

Voici un transformateur de tension 5kV (5 kV est la tension maximum à employer pour les mesures) Le choix de la gamme dépend de la définition au catalogue ci-dessous :

On trouvera toujours 120V sur le secondaire pour la tension primaire maximum choisie. 2400, rapport 20/1 donne 2400/20 = 120 - 4200, rapport 35/1 donne 4200/35 = 120 Questions : Je souhaite mesurer la tension d’un réseau 3,2kV (3200V) entre phases avec le TT de rapport 35/1 ci-dessus. Quelle est la tension secondaire à la tension de référence (3,2kV) du réseau ? 5.3.3.2. Exemple 2

Voici des types de transformateurs de tension 25 kV que je souhaite utiliser pour mesurer la tension d’un réseau triphasé 20 KV. Support de cours EXP-PR-EQ170-FR Dernière version : 31/05/2007

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Questions :

Quel transformateur dois-je choisir dans la liste de références catalogue ci-dessus ? Quelle sera la tension secondaire pour un primaire de 20 kV?

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5.3.4. Exemple d’applications de contrôle en triphasé 5.3.4.1. Mesures courantes

Emploi de 2 TP et de 2 TC pour mesurer les paramètres des 3 phases.

Figure 59 : Câblage de mesure pour système triphasé à trois câbles

Notez que les 2 transformateurs de potentiel sont en connexion ‘Delta ouvert’ avec la ligne triphasée de 4600 volts, ce qui donne 3 tensions secondaires de 115 volts chacune. Les 2 transformateurs de courant sont reliés de façon à ce que le primaire de l’un soit en série avec la ligne A et que l’enroulement primaire du second transformateur soit en série avec la ligne C. Notez que 3 ampèremètres sont employés sur le circuit secondaire basse tension. Ce système de câblage est satisfaisant pour un système triphasé à trois câbles et tous les ampèremètres donnent ainsi des mesures précises. Question : Voyez avec votre formateur : comment pouvons-nous obtenir d’une part des indications de tension entre les 3 phases en ne mesurant qu’entre 2 des phases et d’autre part des indications de courant pour les 3 phases en ne mesurant que celui de 2 phases seulement ? (Employez la méthode des vecteurs instantanés). Support de cours EXP-PR-EQ170-FR Dernière version : 31/05/2007

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5.3.4.2. Connexions typiques des TP et TC – 3 phases et neutre

Figure 60 : Connexions typiques des TP et TC – 3 phases et neutre 5.3.4.3. Connexions typiques des TP et TC – 3 phases pas de neutre

Figure 61 : Connexions typiques des TP et TC – 3 phases pas de neutre

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5.4. EXERCICES

12. J’emploie un primaire de TP de 12000V, rapport 100 / 1. Quelle tension en volts est présente sur le secondaire pour 6kV ?

13. J’emploie un primaire de TP de 12000V, rapport 100 / 1. Quelle échelle réelle (en volts indiqués en fin d’échelle) puis-je choisir pour le voltmètre et quelle en sera l’indication (en %) pour 6 kV ?

14. J’emploie un TC, rapport 500/5. Quelle intensité (en A) vais-je observer sur le secondaire pour 400A sur la ligne ?

15. J’emploie un TC, rapport 500/5. Quelle échelle réelle (en ampères en fin d’échelle) puis-je choisir pour l’ampèremètre et quelle en sera l’indication (en %) pour 400A ?

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6. TECHNOLOGIE DU TRANSFORMATEUR DE PUISSANCE

Figure 62 : Différents types de transformateurs sur nos sites

Ce sont les dispositifs triphasés qui se trouvent entre l’alimentation haute tension et la distribution basse tension. Ce sont également des intermédiaires des dispositifs haute tension / haute tension, élévateurs et abaisseurs pour les boucles internes de distribution HT.

6.1. DÉFINITION DE NOS BESOINS SUR SITE Les transformateurs sont en général installés en zone sûre, où les risques d’explosion dus à la présence de gaz de pétrole ont été éliminés. Dans ce cas, ils ne nécessitent pas la certification ATEX. Figure 63 : Symbole de certification ATEX

Mais pour certaines applications, cette certification est nécessaire. Dans tous les cas, et notamment en cas de doute, il faut penser à la certification ATEX. Ce logo, de forme hexagonale, est le logo international pour les dispositifs qui fonctionnent en atmosphère explosive. La dénomination ATEX signifie : ATmosphère EXplosive

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Figure 64 : Exemple de plaque d’identification du transformateur

6.2. TRANSFORMATEUR SEC Sur site, les transformateurs secs ne sont employés que pour la transformation basse tension-basse tension dans les petites sous-distributions, en général pour l’éclairage. Mais le transformateur de puissance HT en BT et/ou HT en HT de type purement sec n’est pas employé (en tous cas, à ce jour, je n’en ai jamais vu...) sur nos sites.

Figure 65 : Exemples de transformateurs secs

Ce sont des transformateurs triphasés, à enroulement identique à ceux des transformateurs immergés, primaire et secondaire sur le même noyau. Ils sont placés en armoires fermées, refroidies à l’air par extraction forcée par ventilateur. Si la ventilation tombe en panne, ils surchauffent rapidement, c’est pourquoi ils sont équipés de nombreux détecteurs de température qui cadencent l’alimentation lorsque de fortes températures apparaissent dans les enroulements.

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Avantages de cette technologie (selon le revendeur) :

Les transformateurs de puissance secs offrent la solution de type sec la plus économique pour une vaste gamme d’applications industrielles. La performance et la fiabilité de ces transformateurs, éprouvées par de nombreuses années d’applications réelles sur le terrain, sont inégalées dans le secteur des transformateurs de type sec. Les installations de transformateurs de tension moyenne de type sec sont les solutions les moins chères. Aucune fuite possible de fluide diélectrique. Les unités de type sec sont d’un poids moindre, ce qui diminue les besoins en matière de structures de support spécifiques. Faibles coûts de fonctionnement et de maintenance. Environnement : Les transformateurs de puissance secs ne contiennent pas de fluide, ce qui annule les risques d’écoulement, fuite ou rupture de cuve et par conséquent les risques de pollution de l’eau ou des sols. Sécurité : du fait que les transformateurs de puissance secs ne contiennent pas de fluide, les risques de feu ou explosion sont sensiblement nuls. Les installations intérieures ne nécessitent pas de salle spécifique à l’abri du feu, ni de systèmes d’extinction automatique ou autres systèmes onéreux de protection contre le feu. Ainsi, peut-être, un jour cet équipement, très couramment employé dans nombre de secteurs, deviendra-t-il courant sur nos sites...

6.3. TRANSFORMATEUR DE PUISSANCE IMMERGÉ Ou transformateur immergé dans un fluide, que nous trouvons sur site L’huile de transformateur (toutes applications) est en général une huile minérale hautement raffinée, qui est stable à température élevée et qui présente d’excellentes propriétés d’isolation. Elle est employée dans les transformateurs de puissance à bain d’huile, quelques types de capacités haute tension, ballasts de lampes fluorescentes et certains types d’interrupteurs et disjoncteurs haute tension. Elle a pour fonction d’isoler, de supprimer l’effet de couronne et les arcs électriques ainsi que de faire baisser la température.

Les grands transformateurs à usage intérieur doivent employer un liquide ininflammable. Avant 1970, le biphényl polychloré (PCB) était souvent employé comme fluide diélectrique, pour ses propriétés ininflammables. Cependant, par combustion partielle, le PCB peut générer des produits hautement toxiques, furanne, etc. En raison de la stabilité du PCB et Support de cours EXP-PR-EQ170-FR Dernière version : 31/05/2007

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de son accumulation environnementale, il n’a plus été autorisé dans les nouveaux équipements dès la fin des années 1960 en Europe et aux États-Unis. Aujourd’hui, on emploie des hydrocarbures, non toxiques, stables, à base de silicone ou fluorés, dans les applications où les dépenses supplémentaires pour le liquide résistant au feu compensent les dépenses supplémentaires inhérentes à la construction d’une salle dédiée au transformateur. D’autres fluides moins inflammables, tels que l’huile de colza, peuvent être employés, mais tous les fluides résistants au feu présentent différents inconvénients en termes de performance, coût ou toxicité par rapport à l’huile minérale, le fluide diélectrique employé dans notre secteur. L’huile contribue à refroidir le transformateur. Du fait qu’elle assure une partie de l’isolation entre les parties vitales internes, elle doit rester stable à haute température sur une longue période. Pour améliorer le refroidissement des grands transformateurs de puissance, les cuves d’huile doivent être pourvues de radiateur dans lesquels l’huile circule par convection naturelle. Les très gros ou grands transformateurs de puissance (capacité de l’ordre du million de watts) peuvent présenter des ventilateurs, pompes à huile, voire même des échangeurs de chaleur huile-eau. Les grands transformateurs haute tension subissent des processus de séchage prolongés, par auto-réchauffement électrique ou application d’un vide, ou les deux, afin de garantir que le transformateur est complètement libre de vapeur d’eau avant d’introduire l’huile de refroidissement. Cela permet d’éviter la formation d’effet couronne et les pannes électriques en charge subséquentes. Les transformateurs à bain d’huile avec conservateurs (une cuve d’huile au-dessus du transformateur) sont en général équipés de relais de Buchholz, un dispositif de sécurité qui détecte la formation de gaz dans le transformateur (à l’origine d’effet couronne ou d’arc électrique dans les enroulements) et met le transformateur hors tension. Les transformateurs sans conservateurs sont en général équipés de relais à pression soudaine, relais thermiques qui ont la même fonction que les relais de Buchholz. Tout ceci constitue le relais DGPT (Détection Gaz Pression Température). Nous verrons aux paragraphes et chapitres suivant le détail des composants importants énumérés ci-dessus.

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7. BRANCHEMENTS ET PRISES INTERMÉDIAIRES DU TRANSFORMATEUR DE PUISSANCE 7.1. MARQUAGE Marquage des tensions maxi et mini sur les bornes du transformateur

A

B

C N

P1

P2

P3

S1

S2

S2

a

b

c

n

Figure 66 : Marquage des tensions maxi et mini

Ce qui correspond à ce type de câblage, avec neutre accessible.

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7.2. BRANCHEMENTS Cependant, les interconnexions des bobines du primaire et des enroulements secondaires peuvent prendre une autre forme, comme par exemple : A

B

C

A

P3 P1

P2

S1

P2

P3

S2

P1

C

S2

B

S1

S2

a

a

b

S3

b

c

n

c

Figure 67 : Différentes interconnexions (1)

Le secondaire est câblé comme au point 7.1, contrairement au primaire. Branchement en triangle Y, neutre accessible sur le secondaire (Y ou étoile). A

B

C

A

P2

P1 P3

P1

P2

B

P3

S1

S2

C c

S2

S3

n

a

b

b

S2

a

S1

n

c

Figure 68 : Différentes interconnexions (2) Support de cours EXP-PR-EQ170-FR Dernière version : 31/05/2007

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Et pourquoi ne pas employer encore ce branchement triangle-étoile avec quelque chose de différent par rapport au schéma précédent... Et ainsi de suite, avec des branchements triangle, étoile et même zigzag sur les primaire et secondaire. Parmi les nombreuses façons de brancher les transformateurs aux circuits se trouvent les branchements série, parallèle et monophasé. Les transformateurs employés dans les applications triphasées sont composés de 3 unités monophasées, reliées ensemble ou d’un transformateur triphasé à 3 bobines monophasées montées sur un noyau commun. Pour les transformateurs triphasé - triphasé, les branchements triangle-triangle, triangleétoile et étoile-étoile sont les plus courants.

7.2.1. Branchement triangle Le système de distribution triphasée CA le plus simple est le triangle à 3 câbles. On parle de delta dans la littérature anglo-saxonne, lettre grecque en forme de triangle. A

Chaque côté du triangle représente la quantité de tension circulant dans les lignes. Si des lignes sont tirées à partir de chacun des sommets du triangle, on parle de système de triangle à 3 câbles. (Cf. Fig)

L1 UAB

C

B

UAC L2

UBC L3

Figure 69 : Branchement triangle

Relié à une alimentation au primaire ou alimentant une distribution au secondaire, la tension entre 2 quelconques des câbles est équivalente à la tension d’un côté du triangle : UAB = UBC = UAC Les pointes du triangle sont marquées A, B et C, dans le sens des aiguilles d’une montre. S’il y a 2400 volts pour chaque ligne du triangle, il y aura 2400 volts entre les lignes A et B, A et C et B et C. Dans un circuit triangle triphasé, l’enroulement réel du transformateur présente une tension de phase et un courant de phase, qui sont dans une relation précise. Support de cours EXP-PR-EQ170-FR Dernière version : 31/05/2007

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Rappel de la relation ou formule du triphasé :

La tension de ligne est égale à la tension de phase (E = e). Le courant de ligne (I ligne) est le même pour les 3 phases et le courant de phase (I phase) est le même pour les 3 bobines de l’enroulement. Le courant de ligne est cependant égal au courant de phase multiplié par la racine carrée de 3 (I = i x 1,732).

Iline

A I phase

L1 E

e

E

B

C

L2 E L3

Figure 70 : tension de ligne et de phase La formule :

Eligne = e phase I ligne = I phase × 3 ⇒ I phase =

I ligne 3

⇒ I phase = 0,577 I ligne

La capacité en kilovolt ampère (M) ou puissance apparente, est déterminée comme suit :

kVA =

3 × Eligne × I ligne 1000

ou

3 × e phase × I phase 1000

7.2.2. Branchement en étoile Pour ce système de branchement en Y, également dit système étoile, 2 tensions sont disponibles.

A

B

UAB

UAC

Sorties de ligne : UBC

UAB = UBC = UAC = tension du réseau (primaire ou secondaire) Figure 71 : système en Y / étoile à 3 câbles

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C

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Ce système est illustré par la lettre Y (fig. ci-dessus). Ici, les points terminaux sont les sorties de ligne et le point commun central est le neutre. Imaginons un système en Y de 380 volts. 380 volts seraient disponibles entre 2 quelconques des points terminaux du Y (UAB = UBC = UAC = 380V). Si l’on tire des câbles à partir de chacun de ces points terminaux, le système devient une distribution réseau à 3 câbles (du secondaire d’un transformateur). Le système Y (ou étoile) permet d’ajouter un câble de neutre à partir du point central du Y. Tension phase-neutre UAN = UBN = UCN Figure 72 : système Y / étoile à 4 câbles

On peut ainsi obtenir une seconde tension car la tension entre l’une quelconque des lignes d’alimentation et le neutre est bien inférieure à 380 volts. Figure ci-dessus, 220 volts sont disponibles entre l’une quelconque des lignes d’alimentation et le neutre (UAN = UBN = UCN = 220V = 380 / 1,732). De même, pour 400V entre phases, on trouve 230V entre phase et neutre En HT, pour 4200V entre phases, on trouve 2400 entre phase et neutre Pour 20 kV Ph-Ph, on trouve 11,5 kV Ph-N,….etc…. La tension entre 2 quelconques des lignes de puissance est de 1,732 fois ( 3 ) la tension entre le neutre et l’une quelconque des lignes de puissance. Les branchements ne doivent évidemment pas être mélangés. Vous imaginez (certainement) la conséquence d’un mauvais câblage : destruction pure et simple du transformateur.

7.2.3. Calcul du rapport de tension du transformateur triphasé Selon les différentes possibilités de branchement.

Le rapport de tension dépend du rapport des spires entre primaire et secondaire, mais aussi des branchements des primaire et secondaire. Support de cours EXP-PR-EQ170-FR Dernière version : 31/05/2007

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7.2.3.1. Branchement étoile-étoile

Si, pour un transformateur, on emploie sur le primaire un branchement en étoile (ou en Y) et sur le secondaire un autre branchement en étoile (ou en Y), la tension correspond au rapport des spires. Le rapport du transformateur est m = V2 / V1 On trouve m = V2 / V1 = Na / NA = Nb / NB = Nc / NC = m Figure 73 : Branchement étoile-étoile

Chacune des 3 phases présente le même nombre de spires sur sa bobine du primaire. Cela vaut également pour les 3 bobines de l’enroulement du secondaire. 7.2.3.2. Branchement triangle - étoile

V2 a A

b B

c C

Y

n

U1 =V1

U2

A

a

b

U1= V1

V2 U2

C

V2

B c

Figure 74 : Branchement triangle-étoile Support de cours EXP-PR-EQ170-FR Dernière version : 31/05/2007

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V2 = m × U1

et

U 2 = m × U1 × 3

U 2 = V2 × 3 et

U2 = m' = m × 3 U1

(rapport de tension)

Et, pour un transformateur parfait : (puissance primaire = puissance secondaire)

U 2 × I 2 × 3 = U 1 × I1 × 3 I1 = m× 3 I2 Exemple des branchements détaillés d’un transformateur triangle-étoile:

A B C H1

X0

X1

H2

X2

H3

X3

a b c N Figure 75 : primaire en triangle / secondaire en étoile, neutre distribué

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7.2.3.3. Branchement étoile - triangle

V2= U2 a A

b B

c C

N

Y V1

U1 A

B V1

a U2= V2

U1 V1 c

b

C

Figure 76 : Branchement étoile - triangle

V1 =

U1 3

et U 2 = m × V1 ⇒ U 2 =

U2 = m' = m × 3 U1

et

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m × U1 3

I1 m = I2 3

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Exemple du branchement détaillé d’un transformateur étoile - triangle

Primaire avec neutre non mis à la terre.

A B C H1

X1 a b c

H2

X4

X2

H3 X3

Figure 77 : Exemple de branchement d’un transformateur étoile triangle (1)

Ou encore, avec une autre représentation : primaire 61 / 35 kV neutre à la terre et secondaire 4,4 kV,

Figure 78 : Exemple de branchement d’un transformateur étoile - triangle (2)

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7.2.3.4. Branchement spécial, en Z

Pour éviter des dysfonctionnements du transformateur triphasé avec le neutre au secondaire, on emploie un autre câblage, dit en Z ou zigzag. Chaque enroulement du secondaire (ne concerne que les enroulements secondaires) est divisé en 2 groupes identiques de bobines et sont branchés comme ci-contre : Figure 79 : Branchement en Z

7.3. DÉPLACEMENT ANGULAIRE (INDICE HORAIRE) Il s’agit de l’angle de phase entre primaire et secondaire.

Figure 80 : Déplacement angulaire (1)

Selon la polarité du câblage des enroulements (avec cependant la même direction de polarité pour les 3 phases) et selon le type de branchement, à l’instant t, il existera un certain angle entre la tension (et/ou le courant) du primaire et celle du secondaire.

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Figure 81 : Déplacement angulaire (2)

7.3.1. Détermination du câblage Dans la mesure où enroulements primaires et secondaires sont souvent déphasés, on utilise, pour indiquer ce déphasage sur le transformateur une plaque-cadran de montre. Détermination d’une configuration étoile-étoile

Dans cette configuration, les bobines des enroulements (A & a) + (B & b) + (C & c) sont chacune sur le noyau correspondant à la même phase, la tension induite par magnétisation dans la même direction (J’ai respecté ici les polarités de branchement) et à l’instant t, les 3 tensions triphasées sont en phase. V1A va dans la même direction que V2a, idem pour les couples V1B-V2b & V1C-V2c, l’angle de phase est nul si je superpose les 2 diagrammes de vecteurs. Figure 82 : Configuration étoile-étoile

Comme il s’agit d’une configuration étoile-étoile, on la nomme : Yy0 selon le format : Lettre capitale pour le primaire, minuscule pour le secondaire et valeur de l’angle. Généralisation

La plaque-cadran est divisée, comme une montre, en 12 angles de 30° chacun. Support de cours EXP-PR-EQ170-FR Dernière version : 31/05/2007

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Les 12 angles représentent l’indice horaire. Pour les positions 0, 4 et 8 (à 4 heures, 8 heures et 12 heures) on dessine le branchement du primaire (les phases sont systématiquement en décalage de 120°) En vérifiant la façon dont est induite la tension secondaire (polarité et angle horaire) qui correspond à sa phase, on dessine le vecteur secondaire sur le cadran. Cela nous donne le déplacement et le type de branchement. Ainsi, pour l’application triangle-étoile ci-dessous :

A 11

V2

0

1

a

10 a A

b B

c C

2

n

U1 =V1

c 9

C

3

8

4 B 7

6

5

b

Figure 83 : Configuration triangle-étoile

Le primaire est en triangle, dessiné dans le cadran, entre 0, 4 et 8. La bobine secondaire connectée en (a) reçoit l’induction du primaire par la branche reliée entre A et C et présente par conséquent la même inclinaison ou direction et, branchée de la même manière, elle présente la même polarité (direction du vecteur). Le décalage horaire entre A et a est de 1 heure. Même chose pour les couples Bb et Cc. Cette configuration est nommée Dy1 ou ∆y1 D pour le primaire en triangle, y pour le secondaire en étoile et 1 pour l’angle primaire/secondaire.

7.3.2. Les différentes configurations Attention : dans les exemples ci-après, chaque configuration dépend de la façon dont les enroulements sont reliés les uns aux autres. Selon les dessins, la configuration peut sembler identique, mais ne l’est pas. Cependant, un Dy1 (comme dans l’exemple) défini comme tel reste toujours un Dy1 et peut être associé ou comparé à tout autre Dy1. Support de cours EXP-PR-EQ170-FR Dernière version : 31/05/2007

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Dd6

Dd0 a A

b B

A

c C

a A

a c

b B

A

c C

b

b

a

C

B

C

B

Yy0

Dy11 a A

b B

A

c C

c

a

a

b

c

A

B

C

A a

b c

C

a A

b B

c C

B

C

c

b

Yy6

Yd11

A

A

b

a A

c

b B

c C

B

a b

C

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a

B

C

c

B

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Dz0

Dz6

A

A

a

a A

b B

c C

b b

c C

B

a A

b B

c C

C

b B

Dy1

A

c C

a A

b

b B

A

c C

a

c

c

C

a

B

C

Yd1

A

b B

c C

A

a A

b c C

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B

b

Yd5

a A

B

a

Dy5 a A

c

b B

c C

a c

a

B

C

b

B

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Yz5

Yz1

A

A c

a A

b B

c C

a

b C

a A

B

b B

c

c C

B

C b

a

Yz11 A a

a A

b B

c

b

C C

c

B

Figure 84 : Différentes configurations

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7.3.3. Astuces pour déterminer le déplacement angulaire Pour le primaire, par de souci, c’est un triangle ou une étoile pour lequel vous choisissez l’une des 3 phases pour comparer primaire et secondaire, soit la phase A. Nous en dessinons le vecteur, toujours vers le haut.

A

A

C

Figure 85 : Déplacement angulaire

C

B

B

Pour le secondaire, les branchements étant bien définis, on commence toujours par le point neutre, s’il existe, pour trouver la direction du vecteur (a) correspondant. 0

A

11

Yy0 a a

b

c

A

B

C

A

1

Yd11

2 a

C

c

b

a A

b B

c C

B

Bobine dans la même direction que A

b

3

c C

B

Bobine reliée en ac, même direction que A

Figure 86 : Déplacement angulaire pour un primaire en Y A

Dy1

a a A

b B

c C

Dz6

c C

A b

b

c

B

Une bobine a sur le même noyau que la bobine A, suit l’induction créée par la branche AC selon la même polarité/direction que pour A.

a A

b B

c C

C

a

B

La première demi-bobine suit la branche CA dans la même direction que pour le noyau de C, puis la branche AB, est en polarité inverse de celle de A Figure 87 : Déplacement angulaire pour primaire en D Support de cours EXP-PR-EQ170-FR Dernière version : 31/05/2007

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Les configurations les plus courantes sont : Dy11, Yz11, Yd11 et Yy0. Ce déplacement angulaire est employé pour le fonctionnement en parallèle des transformateurs (chapitre suivant).

7.4. COMMUTATEURS À PRISE DE RÉGLAGE 7.4.1. Description / emploi du commutateur à prise de réglage L’objectif de l’emploi d’un transformateur est de fournir la puissance choisie sous la tension nominale, dans cet exemple 800 KVA avec 400 volts entre phases, primaire alimenté en 6 kV. Figure 88 : Transformateur

3 Ph 6 kV / 3 Ph 400V

∆

Y

800 KVA

Que peut-il vraiment se passer ? Source inférieure à 6 kV du fait des pertes des lignes HT, la tension est insuffisante sur le secondaire. Source supérieure à 6 kV du fait de la faible utilisation des lignes HT ; sur le secondaire, la tension est > 400 volts. On a cependant besoin de 400 volts sur le secondaire, le rapport de tension du transformateur est déterminé une fois pour toutes et nécessite quelques réglages pour fournir la bonne tension sur le secondaire. Comme le rapport de tension est directement lié aux nombre de spires de l’enroulement il faut modifier le nombre de spires sur la bobine primaire (primaire seul dans nos applications) Figure 89 : Emploi d’un commutateur à prise de réglage Pour modifier les tensions d’entrée, différents câblages ou commutateur à prise de réglage sont fournis afin de pouvoir employer différentes portions de l’enroulement. Les prises reliées à l’enroulement primaire et le rapport entre spires sont modifiés et la tension secondaire nécessaire peut être obtenue malgré le changement dans la tension source. Les fabricants proposent en général des prises à intervalles de 2 à 0,5 % de part et d’autre de la tension nominale (Cf. fig. ci-dessus). Le nombre d’incréments ou de Support de cours EXP-PR-EQ170-FR Dernière version : 31/05/2007

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décréments de sortie dépend du fabricant et/ou des besoins du projet ou de la demande. On peut également adapter la valeur de 2,5 %. Les prises sont en général modifiées par une prise de réglage ou une manivelle. Cependant, pour certains transformateurs, il faut soulever un capot et brancher les conducteurs de l’enroulement sur un bornier qui permet d’accéder à toutes les prises. Les commutateurs de prise peuvent être des unités en charge ou hors charge, mais la plupart doit être actionnée à transformateur hors tension. Les bornes des enroulements haute tension et basse tension se situent dans le compartiment de câblage du transformateur. Les bornes haute tension sont notées H 1, H 2, H 3, etc. Les bornes basse tension sont notées X1, X 2, X 3, etc. Le schéma de câblage sur la plaque signalétique indique les bons câblages pour les branchements série ou multiple mais aussi pour les câblages des prises.

7.4.2. Version hors charge En faible puissance, pour les transformateurs basse tension, la prise peut être une borne de connexion, qui nécessite de débrancher à la main un câble conducteur puis de le brancher à une nouvelle borne. Par ailleurs, ce procédé peut être mécanisé par le biais d’un interrupteur rotatif ou coulissant. Dans la mesure où les différentes prises sont à des tensions différentes, les 2 branchements ne doivent pas être réalisés simultanément. Cela pourrait en effet courtcircuiter un certain nombre de spires dans l’enroulement et résulterait en un courant circulant excessif. C’est pourquoi il faut que l’alimentation de la charge soit physiquement interrompue pendant la commutation. La commutation de prise hors charge est également employée pour les transformateurs de tension, bien que cela ne concerne que les installations qui tolèrent les arrêts d’alimentation.

7.4.3. Version en charge Version de commutateur de prise en charge, qui commute alternativement entre les positions A et B Un autre réglage est possible par les contacts 1 à 8, par contrôle manuel ou par contacteur de puissance. Figure 90 : Commutateur de prise en charge

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L’interruption d’alimentation est en général inacceptable pour les transformateurs de puissance, c’est pourquoi ceux-ci sont souvent pourvus d’un mécanisme de commutation plus cher et plus complexe. Les commutateurs de prise en charge sont en général répartis entre mécaniques ou électroniques, assistés ou à semi-conducteurs. 7.4.3.1. Commutateurs à prise de réglage mécaniques

Un commutateur de prise mécanique assure physiquement le nouveau branchement avant que d’interrompre l’ancien, mais évite les courants élevés nés des courts-circuits entre spires, en plaçant de façon temporaire une grande résistance de dérivation (parfois un inducteur) en série avec les spires court-circuitées, avant d’interrompre la connexion d’origine. Cette technique résout le problème des commutateurs en circuit ouvert ou en court circuit. La commutation doit cependant être faite rapidement afin d’éviter la surchauffe du dérivateur. De puissants ressorts sont remontés, en général par un moteur faible puissance puis sont relâchés rapidement pour permettre l’opération de changement de prise. Pour éviter les arcs sur les contacts, le commutateur est immergé dans de l’huile isolante de transformateur. La commutation se produit en général dans un compartiment isolé de la cuve du transformateur principal, pour en éviter la contamination de l’huile. La figure ci-dessus présente une version de commutateur à prise de réglage mécanique hors charge. Le fonctionnement débute sur la prise en position 2, la charge étant alimentée directement par le branchement situé sur la droite. La résistance de dérivation A est court-circuitée et la B n’est pas utilisée. En passant à la prise 3, la séquence se déroule comme suit (incrémentation des prises) :

le commutateur 3 se ferme, fonctionnement hors charge. L’interrupteur rotatif tourne, rompt une connexion et fournit le courant de charge par la résistance de dérivation A. L’interrupteur rotatif continue de tourner et connecte les contacts A et B. La charge est maintenant alimentée par les résistances de dérivation A et B et les spires de l’enroulement sont raccordées en pont par A et B. L’interrupteur rotatif continue de tourner, rompt la connexion avec A. La charge est maintenant alimentée par la dérivation B seule et les spires de l’enroulement ne sont plus pontées. L’interrupteur rotatif continue de tourner et court-circuite la dérivation B. La charge est maintenant alimentée directement par le circuit de gauche. A ne sert pas. Le commutateur 2 s’ouvre, fonctionnement hors charge. La séquence se produit ensuite dans l’autre sens pour revenir à la position des prises. Support de cours EXP-PR-EQ170-FR Dernière version : 31/05/2007

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7.4.3.2. Commutateurs à prise de réglage à thyristor

Les commutateurs à prise de réglage à thyristors se servent de ces derniers pour prendre le courant de charge tandis que les contacts principaux passent d’une prise à la suivante. Ceci évite les arcs sur les contacts principaux et peut offrir une plage d’utilisation plus longue entre 2 opérations de maintenance. L’inconvénient est que ces commutateurs à prise de réglage sont plus complexes et nécessitent une alimentation basse tension pour le câblage du thyristor, outre qu’ils peuvent être plus chers. 7.4.3.3. Commutateurs à prise de réglage à semi-conducteurs (thyristor)

Il s’agit de produits de développement relativement récent, qui emploient les thyristors à la fois pour commuter le courant de charge et pour faire passer ce dernier en régime continu. L’inconvénient en est que l’ensemble des thyristors non-conducteurs reliés aux prises hors circuit continue de dissiper de l’énergie du fait de leur courant de fuite. Cette puissance peut atteindre quelques kilowatts qui doivent être dissipés sous forme de chaleur et conduit à une réduction du rendement global du transformateur. C’est pourquoi ils ne sont employés que pour les plus petits transformateurs de puissance.

7.4.3.4. Emploi spécifique

Cas des transformateurs construits pour 2 tensions (10 et 20 kV ou 15 et 20 kV par ex.). Un commutateur à prise de réglage hors charge peut être employé pour passer d’une tension à l’autre sans ôter la partie active de la cuve. Il est à noter que pour un transformateur 15- 20kV la puissance est réduite de 10 % pour un fonctionnement à 15kV, excepté pour le cas où le client a un besoin particulier (demande de conservation de puissance).

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7.5. BORNES DE BRANCHEMENT Les très petits transformateurs ont des passe-fils directement reliés aux bornes des bobines et tirés hors de la base de l’unité pour brancher le circuit. Les plus grands transformateurs peuvent présenter des borniers fortement boulonnés, des barres omnibus ou des traverses isolées haute tension, constituées de polymères ou porcelaine. Un grand isolateur peut être une structure complexe, dans la mesure où il doit fournir une isolation électrique sans que le transformateur ne présente de fuite d’huile.

7.5.1. Bornes haute tension Ce transformateur est de type HT/HT. Les 2 côtés emploient des traverses classiques haute tension, sans protection d’isolation. Figure 91 : Transformateur HT/HT

Ce transformateur doit être installé dans une zone fermée, sans autorisation d’accès dès que la puissance est disponible.

Figure 92 : Isolateur classique haute tension

Lorsque les bornes haute tension sont de ce type moulé isolé (branchement HT dans la protection caoutchouc/ propylène), l’accès physique (jusqu’à 20 kV) peut être autorisé sous certaines conditions spécifiques de sécurité dans une salle électrique. Figure 93 : Borne HT moulée

Pour notre application, on peut dire que le transformateur n’est jamais accessible et est toujours tenu dans une enceinte fermée dès lors qu’il présente des branchements HT.

Figure 94 : Branchement direct ou à traversée HT en coude

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7.5.2. Bornes et branchements basse tension Pour les transformateurs de puissance, sur sites, la tension secondaire est de 230/400V et le courant est de l’ordre de centaines ou de milliers d’ampères. Les branchements du secondaire nécessitent un câblage puissant, pour lequel il vaut mieux avoir un minimum de recommandations pour éviter les phénomènes bizarres qui continuent de se produire sur notre site, du fait de mauvaises applications de la technologie de câblage. Sur cet exemple, le câblage du secondaire entre transformateur et barre omnibus, s’il est assuré par des câbles, nécessiterait (environ) 5 à 6 câbles de 1x300mm² par phase Figure 95 : Branchements du secondaire entre transformateur et barre omnibus 7.5.2.1. Boîtier de raccordement : plaque non métallique

Figure 96 : Boîtier de raccordement Support de cours EXP-PR-EQ170-FR Dernière version : 31/05/2007

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Figure 97 : Bornes et isolateurs BT, selon l’intensité nominale

Tous les presse-étoupe qui maintiennent un câble monophasé doivent être installés sur une plaque non métallique. Sur la fig. ci-dessus, 4 câbles par phase = 12 presse-étoupe (pour les 3 phases) + X pour le neutre, tous installés sur cette plaque non métallique. Un conducteur passant perpendiculairement dans une plaque métallique crée une induction sur la plaque. La FEM induite essaierait alors de faire bouger la plaque (Loi de Lenz) et en réalité la ferait chauffer et la déformerait, des craquelures apparaissant alors. Si l’on emploie en revanche un câble multiconducteurs (triphasé) dans le même câble : il n’y a alors pas de problème, l’induction étant neutralisée par les 3 phases torsadées dans le câble. Le presse-étoupe peut alors être installé sur un chemin en plaque métallique.

3 1

2

3

N

1

2

Figure 98 : Câbles multiconducteurs

7.5.2.2. Câble monophasé sur un chemin de câbles Ce type de branchement entre secondaire du transformateur et CCM a été employé (est l’est toujours) sur certains sites, quelque part dans une centrale Total …. Conséquence : le chemin de câbles métallique est chaud... très chaud... ce qui implique un autre inconvénient : la puissance du transformateur est réduite. Figure 99 : Mauvaise disposition de câbles sur un chemin de câbles

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Chaque câble (et chaque phase), partant des bornes du secondaire du transformateur doit être réparti en forme de trèfle, vers la barre omnibus CCM et ce même pour une petite distance.

In “treflon” on cable tray with Ph1 + Ph2 + Ph3 3 1

Ceci a pour but d’annuler l’induction : la force résultante des 3 phases ensemble est ainsi neutralisée.

3 2

1

3 2

1

3 2

1

2

Figure 100 : Répartition des câbles en trèfle a

b

c

N

Câblage du neutre : 3

N

3

N

3

N

3

N

1

2

1

2

1

2

1

2

3 1

3 2

1

3 2

1

3 2

1

2

N N

Figure 101 : Câblage du neutre

Il n’y a pas d’instructions formelles pour placer le câble seul du neutre. Il est cependant préférable de l’associer aux 3 phases selon une distribution 3+N déséquilibrée. Cela dit, le neutre peut être placé à part dans une distribution équilibrée, où la distribution Ph+N est accessoire. Connexions rigides : Sur certaines centrales, on emploie des barres pour relier le secondaire du transformateur à la barre omnibus CCM. Les barres sont en cuivre, aluminium ou en un alliage conducteur et sont moulées dans du ciment (ancienne technologie), de la résine époxy ou tout autre matériau d’isolation, voire tout simplement l’air. Il peut y avoir plusieurs barres par phase, boulonnées ou assemblées. Les fabricants en France en sont Normabarre, Canalis (toutes deux du groupe Schneider) entre autres Figure 102 : Connexions rigides

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7.6. EXERCICES 16. Je dispose d’un transformateur HT/BT, 6kV / 0,4kV. Il n’y a que 5,5kV sur le réseau HT, mais je veux obtenir 400V au secondaire : quel isolateur faut-il relier au primaire ? ‰ +12,5 %

‰ +2,5 %

‰ - 7,5 %

‰ + 10 %

‰0

‰ - 10 %

‰ +7,5 %

‰ - 2,5 %

‰ - 12,5 %

‰+5%

‰-5%

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8. PROTECTIONS ET FONCTIONNEMENT ÉLECTRIQUES 8.1. PROTECTIONS DES LIGNES ÉLECTRIQUES Voir également le cours UT010, Électricité

8.1.1. Schéma général de protection d’une ligne

Figure 103 : Protection des lignes électriques

52P 52S 49 50 51N 51G 63

Rupteur primaire Rupteur secondaire Relais thermique de transformateur Relais de surintensité à action instantanée Relais de surintensité, défaut à la terre (action retardée) Relais de surintensité action retardée Interrupteur de pression

Figure 104 : Protection électrique sur un transformateur

Tout transformateur, HT/HT, HT/BT, BT/HT, BT/BT, dispose d’une protection électrique sur son primaire et son secondaire. Il peut ne s’agir que de fusibles pour les simples transformateurs de contrôle faible puissance ou encore d’un jeu de protections de transformateurs de puissance. Support de cours EXP-PR-EQ170-FR Dernière version : 31/05/2007

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Nous allons étudier quelques détails de ce jeu de protections, qui sont standardisées et codées selon le schéma et la légende ci-dessus. On peut également ajouter une protection différentielle (primaire et secondaire) code ‘87’. Les transformateurs de courant et de tension sont placés sur le côté primaire. Les transformateurs de courant (seuls) sont placés sur le côté secondaire (en basse tension).

8.1.2. Protections électriques du primaire

Figure 105 : Dispositif de commutation haute tension

Le dispositif de commutation haute tension comprend les protections côté primaire, dont : Disjoncteur HT : disjoncteur principal selon différentes technologies, équipé ou non de fusibles, à rupture dans l’air, le gaz (SF6) ou l’huile. Transformateurs de mesure : jeu de TC et TP (ou TT) contenu dans les armoires HT pour les mesures / indications et alimentation des relais de protection Relais de protection courant : branchés sur le secondaire des TC, ils sont prévus pour fixer un seuil de surintensité, sous-intensité et intensité différentielle (entre phases) prédéterminées.

Figure 106 : Face avant des relais de protection ABB en triphasé contre les surintensités Support de cours EXP-PR-EQ170-FR Dernière version : 31/05/2007

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Relais de protection tension : branchés sur le secondaire des TT, ils sont prévus pour fixer un seuil de surtensions ou sous-tension prédéterminées.

Figure 107 : Face avant des relais de protection ABB en triphasé contre les surtensions ou sous-tensions Relais de défaut à la terre : protection différentielle ou protection homopolaire (cidessous). Protection de transformateur : détection de problèmes au sein du transformateur luimême (DGPT, ci-après), un contact de seuil actionnant le rupteur primaire.

8.1.3. Protections électriques du secondaire (BT) Incluses dans le panneau du CCM (Centre de contrôle du moteur) ou le panneau basse tension (TGBT Tableau Général Basse Tension). Pour en savoir plus, voir cours d’électricité UT010. Figure 108 : Dispositif de commutation basse tension Rupteur BT : protection générale du secondaire du transformateur et de la distribution CCM. Actionnée par les dispositifs suivants : Protection surintensité : intégrée au rupteur ou à un dispositif isolé (tel que le relais Sepam de Schneider) relié aux TC, elle assure une protection thermique contre les surintensités magnétiques (et réagit immédiatement aux courts-circuits ou hausses subites de courant) Protection différentielle : dispositif isolé agissant comme détecteur de défaut à la terre et qui déclenche le rupteur secondaire. Protection contre les défauts à la terre, protection contre les surtensions : voir ciaprès. Support de cours EXP-PR-EQ170-FR Dernière version : 31/05/2007

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Protection de transformateur : même protection que pour le primaire : ce sont les dispositifs de protection intégrée du transformateur (DGPT) qui agissent comme relais qui déclenchent le disjoncteur principal.

8.1.4. Séquences de fonctionnements des rupteurs Un transformateur de puissance est conçu pour fonctionner en charge, mais pas pour une petite charge sur le secondaire et encore moins en circuit ouvert. Il est même préférable d’avoir une (petite) surcharge que de fonctionner secondaire à vide. Lorsque le transformateur est alimenté sur le primaire, il crée une induction qui doit servir d’induction sur le secondaire... mais pas en pure perte ! (chauffe du noyau, pertes joule, etc. à secondaire ouvert). Mise en service :

Rupteurs primaire et secondaire ouverts. Ouvrir l’interrupteur de mise à la terre du côté HT sur l’armoire HT. Ouvrir le premier rupteur du primaire. Contrôler la tension sur le secondaire. Fermer le rupteur BT. Si branchement sur une barre omnibus, suivre les instructions d’exploitation qui indiquent d’ouvrir (ou non) l’interrupteur collectif. Mise hors service :

En cas de présence d’une barre omnibus collective, réduire, si possible, la charge, afin de permettre aux autres transformateurs de pouvoir prendre toute la charge puis fermer l’interrupteur collectif. Ouvrir le rupteur du secondaire. Ouvrir le rupteur du primaire. Fermer l’interrupteur de mise à la terre de l’armoire HT. Interlocks :

Les dysfonctionnements sont évités à l’aide verrouillages et d’une séquence d’exploitation disponible sur site. Vérifiez avec l’électricien que ces instructions d’exploitation sont bien disponibles instructions. Le système de verrouillage existe toujours et ne peut être contourné.

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8.2. ACCESSOIRES DE TRANSFORMATEUR DE PUISSANCE (à l’huile) Dispositif de protection de sécurité : selon le standard international et les demandes des utilisateurs, le transformateur est équipé des dispositifs de protection de sécurité suivants : détendeur de pression, relais à gaz (Buchholz), thermostat (et parfois thermomètre), purificateur d’huile, conservateur d’huile, clapet de prélèvement d’huile. Un relais bloc commun équipe le transformateur lui-même, c’est le DGPT (Détection Gaz Pression Température).

8.2.1. Dispositifs de protection interne DGPT2 :

Figure 109 : DGPT2 équipant un transformateur immergé dans l’huile

Le relais DGPT2 protège le transformateur tout en le contrôlant en permanence : Émissions de gaz et niveau d’huile (1 contact de seuil). Pression (1 ou 2 contacts pour 1 ou 2 niveaux d’alarme ou déclenchement). Température (2 contacts d’inversion : alarme + déclenchement). Le système de détection de gaz porte parfois le nom de son inventeur, on parle de relais de Buchholz. Figure 110 : Relais de Buchholz

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Relais de Buchholz

Employé conjointement à une cuve de conservation, le relais de Buchholz permet une détection du gaz et des surpressions et détecte par ailleurs les fuites d’huile par un contrôle du niveau dans les tuyaux de connexion. Des contacts d’alarme gèrent l’analyse de gaz ou les fuites d’huile importantes. Le contact de déclenchement gère la détection de surpression d’huile et signale les problèmes très graves, pour déclencher sans délai une coupure de l’alimentation. Les contacts de ces commutateurs de protection sont câblés en circuit de contrôle des disjoncteurs du transformateur (primaire et/ou secondaire) d’alarme et déclenchement.

8.2.2. Accessoires externes Cadran de température d’huile à niveaux d’alarme et de déclenchement complètement réglables et indicateur de maximum.

Figure 111 : Cadran de température d’huile à contacts d’alarme et déclenchement

Cadran de température d’huile avec aiguille de mémorisation du maximum.

Figure 112 : Cadran de température d’huile avec aiguille de max

L’alternative à la solution étanche est la cuve de conservation d’huile. Elle peut être employée conjointement au relais de Buchholz comme solution de détection des défauts et de protection. C’est ici une version à respiration, qui emploie un assécheur d’air pour l’air qui pénètre dans le conservateur.

Figure 113 : Cuve de conservation d’huile

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Dispositif limiteur de pression de grand diamètre de type diaphragme à ressort fabriqué par Qualitrol et équipé de contacts de déclenchement et d’indicateur de défaut de pression Figure 114 : Dispositif limiteur de pression de type Qualitrol

Lorsque l’on emploie différents dispositifs de protection, le câblage auxiliaire peut être placé dans ce boîtier pour simplifier l’éloignement du câble multiconducteurs du transformateur vers les relais auxiliaires de disjoncteurs et l’équipement de contrôle

Figure 115 : Boîte de dérivation du câblage

8.3. SYSTÈME DE MISE À LA TERRE 8.3.1. Protection contre les surtensions Le dispositif de protection contre les surtensions ou limiteur de surtensions est installe du côté secondaire du transformateur. Figure 116 : Cardew, dispositif de protection contre les surtensions Merlin-Gérin

Le Cardew (marque de Schneider / Merlin Gérin) ou limiteur de surtensions (protecteur) est conçu pour dévier vers la terre toute surtension dangereuse du type : Décharge d’origine atmosphérique (foudre). Court circuit entre primaire et secondaire.

Le Cardew est constitué de 2 électrodes. La première est reliée (en général) au neutre du système à protéger, la seconde à la terre. Installation du dispositif de protection contre les surtensions :

D’origine, le neutre est mis à la terre. Figure 117 : Protection du neutre Support de cours EXP-PR-EQ170-FR Dernière version : 31/05/2007

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L’objectif du parasurtenseur est de mettre à la terre le transformateur en cas de haute tension sur le secondaire Le parasurtenseur est inutile dans cette configuration pour protéger le neutre, mais est en revanche nécessaire pour la protection des phases sur les barres omnibus du CCM (voir ci-dessous). La France (mais aussi les pays sur lesquels elle a eu une influence par le passé) est (pratiquement) le seul pays qui emploie le branchement du neutre à la terre par une impédance Pour cette configuration de distribution, le parasurtenseur (Cardew) peut être relié entre neutre et terre Figure 118 : Neutre à la terre par une impédance

Lorsque la tension entre électrodes dépasse une valeur prédéterminée, le Cardew (parasurtenseur) se met en marche et dévie la surtension à la terre. Pour un neutre non distribué mais accessible, le parasurtenseur peut être relié de la même façon. Figure 119 : Parasurtenseurs

(Note : le parasurtenseur n’a aucun rapport avec le contrôle d’isolation)

Pour une distribution triphasée, un jeu de parasurtenseurs peut être monté entre phases et terre. Figure 120 : Bloc parasurtenseur

Protection générale contre foudre et surtension

La distribution BT doit également être protégée contre les hautes tensions indésirables. Les dispositifs employés présentent le même principe de fonctionnement que la protection contre les surtensions installée juste à la sortie du transformateur et doit être installée en complément pour réellement protéger votre distribution BT. On pense trop souvent que le fait d’avoir une protection contre les surtensions au niveau du transformateur suffit pour protéger de la foudre. C’est faux ! Dès lors que des câbles Support de cours EXP-PR-EQ170-FR Dernière version : 31/05/2007

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sont tirés sous la terre ou sont suspendus dans les airs ou sur des chemins de câbles, la foudre peut frapper n’importe où. Votre distribution BT a besoin d’une protection contre les surtensions sur tous les panneaux ou sous-panneaux, et même en bout de câble pour protéger vos appareils tels que téléviseur, ordinateur, téléphone… Les schémas ci-après concernent l’exemple de l’équipement Soulé que l’on peut installer en protection de second niveau dans les distributions BT (il existe bien entendu d’autres fournisseurs). Les sites Total ne sont pas bien protégés contre la foudre, aussi, rappelez-vous bien de ce paragraphe en cas de problème de foudre sur site, et ... consultez un spécialiste… Figure 121 : Équipement Soulé

Figure 122 : Dispositifs de protection spécifiques

Il existe également des protections spécifiques pour le téléphone, l’informatique, les réseaux TV et même les câbles à fibre optique … Support de cours EXP-PR-EQ170-FR Dernière version : 31/05/2007

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8.3.2. Protection différentielle (Code ANSI 50N ou 50G, 51N ou 51G)

Le 50 correspond aux surintensités / le 51 aux surintensités avec délai d’action Cette protection est employée pour détecter les défauts à la terre. La protection est activée si le courant résiduel Irsd = I1 + I2 + I3 dépasse le seuil de réglage pendant une durée égale à la temporisation sélectionnée. En l’absence de défaut à la terre, la somme des 3 courants du triphasé est toujours nulle. Le courant résiduel donne la mesure du courant passant par la terre pendant le défaut. La protection peut dépendre ou non du temps, de même que la protection de phase contre les surintensités. Mesure du courant résiduel

La mesure du courant résiduel peut se faire selon 2 méthodes : Avec un transformateur de courant (type torique), y-compris triphasé.

Figure 123 : Mesure du courant résiduel par un transformateur de courant

Les enroulements secondaires du transformateur de courant présentent un flux magnétique dont la somme des 3 (vecteurs) phases est nulle. Support de cours EXP-PR-EQ170-FR Dernière version : 31/05/2007

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La tresse de terre des câbles blindés de la figure ci-dessous doit passer dans le tore afin de détecter un défaut interne du câble (blindage de phase). En l’absence de défaut, le courant de court-circuit circule dans le cœur du câble et revient par le blindage, en n’étant ainsi pas détecté par le tore. Avec trois transformateurs de courant dont neutres et phases sont reliés ensemble (voir figure ci-dessous).

Figure 124 : Mesure du courant résiduel par 3 transformateurs de courant Seuil minimal du réglage

Il existe un risque de mauvaise activation de la protection du fait d’une erreur de mesure du courant résiduel, notamment en présence de courants transitoires. Afin d’éviter cela, le seuil de réglage de la protection doit être supérieur à : Environ 12 % du nominal des transformateurs de courant si la mesure est faite avec 3 TC. 1 A, avec une temporisation de 0,1 s, si la mesure est faite à l’aide d’un tore. La protection différentielle s’applique sur les primaire et secondaire du transformateur Voir le cours Électricité UT010 pour en savoir plus sur la protection différentielle ou RCD (Détection de courant résiduel).

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8.3.3. Relais de défaut à la terre de la cuve Cette protection vise à protéger un transformateur d’un défaut interne entre enroulement et masse. Cette protection est recommandée dès lors que le transformateur atteint 5 MVA, mais est employée pour des puissances bien inférieures sur des sites Total. C’est une protection contre les surintensités. Elle est installée sur le câblage de mise à la terre de la masse du transformateur ou sur le boîtier de câblage du transformateur à la terre. Elle est constituée d’un TC dont le secondaire est connecté à un relais de seuil. (I>) Elle nécessite d’isoler la cuve du transformateur de la terre, pour que le courant de défaut traverse la protection (voir figure ci-dessous). Les parties métalliques du transformateur sont à la terre, c’est impératif, mais, du fait que le câble de mise à la terre passe exclusivement par le détecteur du TC, il ne peut y avoir d’autre câble de mise à la terre. Cette protection est sélective, car elle n’est sensible qu’aux défauts à la terre avec la masse du transformateur Figure 125 : Relais de défaut à la terre de la cuve

8.3.4. Transformateur homopolaire Le transformateur homopolaire fait partie des protections à barres omnibus de commutation haute tension contre les défauts à la terre dans les réseaux HT. En distribution HT, en cas de défaut à la terre, il faut un système capable de détecter la fuite de courant HT et de déclencher le transformateur si la situation devient critique. La solution consiste en un neutre artificiel, comme pour la basse tension, où un jeu de 3 résistances en parallèle relie les 3 phases et la terre. En haute tension, il est cependant possible, mais pas évident, d’employer des résistances. Il est plus facile d’utiliser un transformateur dont le point neutre des 3 enroulements primaires est relié à la terre par une résistance qui limite la puissance (le courant).

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Il s’agit d’un transformateur dont le secondaire est inutile en réalité. Souvent, celui-ci n’est qu’un simple enroulement relié à une résistance pour offrir une charge opérationnelle mini.

Figure 126 : Transformateur homopolaire

Un courant de défaut sur l’une quelconque des phases du primaire retourne à sa source (le transformateur ou générateur) par la connexion artificielle du neutre. Il est détecté par un TC adapté, dont le secondaire est relié à un relais à seuil de courant qui transmet un signal d’alarme ou de déclenchement.

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8.4. FONCTIONNEMENT DES TRANSFORMATEURS EN PARALLÈLE 8.4.1. Configuration de fonctionnement en parallèle

Figure 127 : Fonctionnement en parallèle

Le fonctionnement en parallèle concerne obligatoirement 2 (ou plus) transformateurs strictement identiques. L’objectif est d’obtenir cette configuration : 2 transformateurs qui travaillent en parallèle doivent avoir le disjoncteur collectif de la barre omnibus de basse tension fermé et de façon permanente, les 2 transformateurs qui partagent la charge. Cela ne se produit que de façon temporaire (sur une courte période), pour des opérations de maintenance ou démarrage ou redémarrage des centrales sur les sites Total. Il y a toujours une bonne raison pour ne pas conserver les 2 transformateurs en parallèle. Figure 128 : Transformateurs en parallèle Support de cours EXP-PR-EQ170-FR Dernière version : 31/05/2007

X

X

TR1

TR2

∆

∆

Y

Y

X

X

X

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Cependant, dans d’autres secteurs, les transformateurs fonctionnent en parallèle, en permanence

Vraisemblablement, je n’ai pas eu la chance de voir l’exploitation de transformateurs de conception normale, mais il doit exister des fonctionnements en parallèle. Cependant, dans la mesure où les conditions suivantes de fonctionnement en parallèle n’étaient pas respectées (de ce que j’en ai vu), il valait mieux laisser ouvert le disjoncteur collectif

8.4.2. Conditions de fonctionnement en parallèle Le fonctionnement en parallèle des bornes secondaires de 2 transformateurs est possible dans les conditions suivantes : Les rapports de transformation (relation entre haute tension et basse tension à vide) doivent être égaux. La tolérance sur ces rapports de transformation doit être inférieure aux valeurs suivantes : ± 10 % de la valeur de tension de court-circuit, ± 0,5 % du rapport garanti de transformation. Les tensions de court-circuit / résistance interne doivent être égales (tolérance ± 10 %). Les couplages doivent être compatibles. Dans la configuration suivante, le couplage est impossible : opposition de phase, déplacement angulaire (paragraphe 7.3.) ou indice horaire incompatibles (indice 0 pour T1 6 pour T2).

Figure 129 : Phases en opposition Support de cours EXP-PR-EQ170-FR Dernière version : 31/05/2007

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Les indices horaires peuvent correspondre si : 1) Les indices horaires (déplacement angulaire / indice horaire) sont identiques. 2) Les indices horaires appartiennent au même groupe : Groupe I indices horaires 0 - 4 - 8 Groupe II indices horaires 6 - 10 - 2 Groupe III indices horaires 1 - 5 Groupe IV indices horaires 7 - 11 (Cependant les transformateurs dont les indices horaires appartiennent aux groupes III et IV permettent également un couplage compatible).

Figure 130 : Couplages compatibles Dans cette configuration, il n’y a aucun problème et les 2 transformateurs peuvent être reliés en parallèle. T1 est à l’indice 0 lorsque T2 est à l’indice 8. On n’aura pas les mêmes phases en parallèle, mais tant que l’on trouve un angle de 120°, (pour une distribution triphasée équilibrée), le couplage est compatible.

En outre : les groupes I et II ne peuvent être reliés qu’avec des transformateurs de même groupe, les groupes III et IV peuvent être reliés ensemble, il est possible de les relier avec des branchements appropriés, comme suit : Yy0, Dd0, Dd4, Dd8, Dz0, Dz4, Dz8 Yy6, Dd2, Dd6, Dd10, Dz2, Dz6, Dz10 Yd1, Yd5, Yd7, Yd11, Dy1, Dy5, Dy7, Dy11, Yz1, Yz5, Yz7, Yz11 Support de cours EXP-PR-EQ170-FR Dernière version : 31/05/2007

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Autres conditions :

La répartition entre 2 transformateurs est acceptable, si le rapport des sorties nominales des 2 transformateurs est compris entre 0,5 et 2. En pratique, 2 transformateurs rigoureusement identiques peuvent fonctionner en parallèle avec les mêmes puissances, tensions, résistances internes, rapports, résultats de tests, qui ne peuvent être obtenus que pour le même fabricant. Dernières conditions (les plus) importantes : Il faut que l’impédance des barres omnibus et des câblages HT et BT ne comporte pas de déséquilibre dans la répartition. Cela signifie (principalement pour le côté BT) des câblages strictement identiques, avec les mêmes tailles, mêmes longueurs et même configuration physique. En réalité, c’est rarement le cas sur nos sites…

Des conditions de déséquilibre, avec 2 transformateurs en parallèle, conduisent pour l’un des transformateurs (celui qui présente les résistances de ligne les plus faibles) à prendre peu à peu la pleine charge, jusqu’au déclenchement lorsque la charge est supérieure à la puissance nominale du transformateur.

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8.5. EXERCICES 17. Quelle est la fonction d’un relais de protection Buchholz ?

18. Quelle est la signification et quelles sont les fonctions du DGPT2 ?

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9. ISOLATION, FLUIDES ET REFROIDISSEMENT Nous allons ici nous intéresser aux transformateurs de puissance immergés dans un liquide.

9.1. PRINCIPES D’ISOLATION ET REFROIDISSEMENT 9.1.1. Isolation du câblage Les spires des enroulements doivent être isolées les unes des autres, afin de garantir que le courant circule dans l’ensemble de l’enroulement. La différence de potentiel entre spires adjacentes est en principe faible, de sorte qu’une isolation d’émail est en général suffisante pour de petits transformateurs de puissance. On emploie en général des feuilles ou bandes supplémentaires d’isolant entre les couches d’enroulement dans les transformateurs de plus grande taille.

9.1.2. Isolation des enroulements Le transformateur peut également être immergé dans de l’huile de transformateur qui offre une isolation supplémentaire. Bien que l’huile soit en premier lieu employée pour refroidir le transformateur, elle permet par ailleurs de réduire la formation de décharge de couronne dans les transformateurs haute tension. En refroidissant les enroulements, l’isolation ne sera pas aussi facilement rompue en raison de la chaleur.

Figure 131 : Transformateur de type étanche à remplissage intégral Support de cours EXP-PR-EQ170-FR Dernière version : 31/05/2007

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Pour garantir que la capacité d’isolation de l’huile du transformateur ne se dégrade pas, le boîtier du transformateur est parfaitement étanche à toute pénétration d’humidité. L’huile sert ainsi d’une part de fluide de refroidissement qui élimine la chaleur du noyau et de la bobine et contribue d’autre au système d’isolation. Certains transformateurs de puissance voient leurs enroulements protégés par de la résine époxy. En imprégnant le transformateur d’époxy sous vide d’air, les espaces d’air dans les enroulements sont remplacés par de l’époxy, ce qui rend étanches les enroulements et prévient la possible formation d’effet couronne ou l’absorption de poussière ou eau. Cela permet d’employer les transformateurs dans des environnements humides ou sales, mais pour un coût plus élevé.

9.2. FLUIDES D’ISOLATION Les parties active (bobines d’enroulement) sont placées dans une cuve (fig. ci-dessus) remplie d’un diélectrique appartenant à l’un des groupes cités plus bas. Aujourd’hui, on peut utiliser les hydrocarbures, non toxiques, stables, à base de silicone ou fluorés, pour lesquels les dépenses supplémentaires de liquide résistant au feu restent bien inférieures aux coûts additionnels de construction d’une salle de transformateurs. D’autres fluides moins inflammables, tels que l’huile de colza peuvent être employés, mais tous les fluides résistants au feu présentent différents inconvénients en termes de performance, coût ou toxicité par rapport à l’huile minérale.

9.2.1. Huile minérale Les produits du pétrole sont relativement bon marché mais présentent un faible point d’éclair, ce qui en restreint parfois l’usage. L’huile contribue à refroidir le transformateur. Parce qu’elle fournit par ailleurs une partie de l’isolation électrique entre les parties internes vitales, l’huile de transformateur doit rester stable à haute température sur de longues périodes. Pour améliorer le refroidissement des grands transformateurs de puissance, la cuve remplie d’huile doit être pourvue de radiateurs dans lesquels l’huile circule par convection naturelle. Les grands transformateurs ou transformateurs de grande puissance (de capacités de millions de watts) peuvent disposer de ventilateurs, pompes à huile, voire échangeurs huile-eau de refroidissement.

9.2.2. Huile de silicone Diélectrique liquide difficile à enflammer. Ne pas confondre avec le silicium. Support de cours EXP-PR-EQ170-FR Dernière version : 31/05/2007

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Les silicones ou polysiloxanes sont des polymères inorganiques-organiques de formule chimique [R2SiO]n, où R = groupes organiques du type méthyle, éthyle et phényle. Ces matières sont constituées d’une colonne inorganique silicium-oxygène (...-Si-O-Si-O-Si-O...) des groupes organiques latéraux liés aux atomes de silicium, qui sont tétraédriques.

9.2.3. Liquide halogéné d’isolation pour transformateurs Les liquides tels que le perchloréthylène, le trichlorobenzène, le tétrachlorure de carbone ou les hydrocarbures fluorés qui constituent des fluides de refroidissement sont des hydrocarbures halogénés (contenant typiquement chlore ou fluor) sont désormais couramment employés. Il s’agit de diélectriques synthétiques non inflammables sans PCB, à ne pas mélanger avec les types précédents, tels que les pyralènes, autrefois favorisés en raison de leurs excellentes caractéristiques diélectriques et aujourd’hui définitivement bannis (Cf. 9.2.4.). L’emploi de ce liquide (liquide halogéné) n’implique ni restriction ni précaution particulière.

9.2.4. Diélectrique PCB Avant 1970 environ, le biphényle polychloré (PCB) était souvent employé comme fluide diélectrique parce qu’ininflammable. Cependant, après combustion incomplète, les PCB peuvent générer des produits hautement toxiques, furanne, etc. En raison de la stabilité du PCB et de son accumulation environnementale, il n’a plus été autorisé dans les nouveaux équipements dès la fin des années 1960 en Europe et aux États-Unis. Cette décision a suivi l’accident de Seveso et a été renforcée par l’accident de Bhopal. Tous les produits PCB (Pyralène, Askarel, etc.) sont classifiés fluides Seveso.

9.3. REFROIDISSEMENT DES FLUIDES DIÉLECTRIQUES Le diélectrique liquide est également un vecteur de transport de la chaleur de l’enroulement au système de refroidissement. Le diélectrique présente des variations de température ; ainsi, il se détend et se contracte à mesure que la charge du transformateur croît et décroît. Le transformateur doit donc être conçu pour absorber les variations de volume du diélectrique. On emploie 2 principes

Transformateur à respiration. Transformateur étanche. Support de cours EXP-PR-EQ170-FR Dernière version : 31/05/2007

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Les transformateurs de puissance expérimentaux de la gamme 2 MVA ont été construits avec des enroulements superconducteurs qui éliminent les pertes de cuivre, mais pas les pertes d’acier du noyau. Ceux-ci sont refroidis par nitrogène ou hélium liquide.

9.3.1. Transformateur respirant L’expansion du diélectrique a lieu dans une cuve d’expansion située au-dessus du transformateur. La surface du diélectrique peut être en contact direct avec l’air ambiant ou peut en être séparée par une membrane synthétique déformable. Dans les 2 cas, un dessiccateur empêche l’entrée d’humidité dans la cuve d’expansion. Figure 132 : Transformateur respirant

Figure 133 : Transformateur respirant, avec conservateur Support de cours EXP-PR-EQ170-FR Dernière version : 31/05/2007

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9.3.2. Transformateur étanche Pour les transformateurs de puissance dans lesquels la quantité de diélectrique est faible, il est possible d’éviter tout contact avec l’air. Pour l’expansion, on emploie 2 méthodes : Expansion du diélectrique absorbée par une pellicule de gaz inerte entre la surface du diélectrique et le sommet de la cuve. Figure 134 : Transformateur étanche à pellicule de gaz inerte

Tous les branchements et câbles du sommet de la cuve doivent être convenablement dimensionnés. Le système de refroidissement n’est pas efficace en surface du diélectrique, qui est le point le plus chaud. La détection d’un défaut engendrant une production de gaz est impossible. Transformateur entièrement étanche La délétion de la couche de gaz évite ces inconvénients. L’expansion du diélectrique est absorbée par la déformation du système de refroidissement, qui fait souvent partie intégrante de la cuve. C’est le transformateur entièrement étanche dont la maintenance est réduite au strict minimum. Figure 135 : Transformateur entièrement étanche Note : ce type est nécessaire pour les transformateurs à liquide d’isolation halogéné qui peut absorber de grandes quantités d’humidité.

9.3.3. Transformateur de type sec Transformateurs à isolation sèche, dans lesquels le refroidissement est assuré par l’air ambiant sans intermédiaire liquide. Cela concerne notre transformateur basse puissance BT/BT. Les transformateurs de puissance de type sec emploient un refroidissement à air forcé. Support de cours EXP-PR-EQ170-FR Dernière version : 31/05/2007

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Ils font partie de l’un des groupes suivants : Classe H, imprégnés. Enrobés (encapsulés). 9.3.3.1. Classe H, imprégnés

Transformateurs dont les enroulements sont imprégnés, polymérisés et vernis. L’isolation et le vernis sont choisis pour éviter la propagation du feu, de fumée et de vapeurs toxiques. 9.3.3.2. Enrobés (encapsulés)

Transformateurs dont les enroulements sont encapsulés dans de la résine époxy. Cette résine peut être renforcée à la fibre de verre et est spécialement conçue pour éviter la propagation du feu.

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9.4. MÉTHODES DE REFROIDISSEMENT DES TRANSFORMATEURS DE PUISSANCE Les pertes hors charge et en charge produites par le transformateur en fonctionnement doivent être évacuées s’il faut que le transformateur reste à l’équilibre thermique pour répondre aux exigences thermiques imposées par les standards en fonctionnement normal. Il faut ainsi fournir un dispositif de refroidissement qui dépend du type de refroidissement et de la puissance du transformateur. Type de fluide de refroidissement

Symbole

Huile minérale

O

Eau

W

Air

A

Type de circulation du fluide de refroidissement

Symbole

Naturelle

N

Forcée

F

Forcée et dirigée dans les enroulements

D

Types de refroidissement les plus courants

Symbole

Transformateurs à circulation naturelle d’huile et d’air

ONAN

Transformateurs à circulation naturelle d’huile et circulation forcée d’air

ONAF

Transformateurs à circulation forcée d’huile et d’air

OFAF

Transformateurs à circulation forcée et dirigée d’huile et circulation forcée d’air

ODAF

Transformateurs à circulation forcée d’huile et d’eau

OFWF

Transformateurs à circulation forcée et dirigée d’huile et circulation forcée d’eau

ODWF

Transformateurs de type sec à circulation naturelle d’air

AN

Transformateurs de type sec à ventilation forcée d’air (peu fréquent)

AF

Tableau 1 : Méthodes de refroidissement Support de cours EXP-PR-EQ170-FR Dernière version : 31/05/2007

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Sans entrer dans la théorie détaillée de chaque méthode de refroidissement, le processus est en pratique celui présenté au tableau ci-dessus. Voici 4 exemples de combinaisons.

9.4.1. Circulation naturelle d’huile Le refroidissement est assuré par la circulation naturelle d’huile entre les transformateurs et les radiateurs. Ces derniers sont combinés de façon à ce que l’huile circule par convection. La circulation de l’huile diélectrique est générée par la différence entre la température de l’huile dans la cuve et la température de l’huile dans les radiateurs. Figure 136 : Principe de refroidissement à circulation naturelle d’air et huile (ONAN)

9.4.2. Refroidissement d’huile par air forcé La différence de température peut être augmentée en ajoutant des ventilateurs qui contraignent la température de l’huile des radiateurs à baisser encore, augmentant ainsi la différence de température et la capacité de transport. Le taux de circulation d’huile augmente et l’effet de refroidissement de chaque unité est amélioré, ce qui permet de réduire le nombre d’unités ou la surface de chacune d’entre elles (refroidissement ONAF Fig. 2).

L’huile du radiateur est refroidie par l’air pulsé par des ventilateurs. Principe de refroidissement ONAF. Oil Natural Air Forced (circulation naturelle d’huile et forcée d’air).

Note : pour les transformateurs de type sec, le principe de refroidissement reste le même, à la différence près que le fluide de refroidissement est l’air ambiant sans intermédiaire.

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9.4.2. Circulations forcées d’huile et d’air Le refroidissement d’huile dans les radiateurs accroît la viscosité, ce qui en revanche affecte le rendement du système et implique d’employer une pompe de circulation pour améliorer les performances. L’échange huile-air dans les radiateurs s’améliore alors et la différence de température entre le haut et le bas du radiateur est bien moindre, ce qui diminue la hausse de température dans le haut de la cuve de transformateur. Ici, la circulation d’huile dans les enroulements se fait toujours par convection Figure 137 : Principe de refroidissement à circulation forcée d’huile et d’air (OFAF) L’huile circule à l’aide d’une pompe dans le radiateur, lui-même refroidi par circulation forcée d’air.

9.4.3. Circulation dirigée d’huile dans l’enroulement et forcée d’air Pour les grands transformateurs de puissance, il peut s’avérer nécessaire de forcer la circulation d’huile dans les enroulements. La vitesse de circulation de l’huile dans les enroulements croît alors au décuple, ce qui double pratiquement la transmission de chaleur entre le cuivre et l’huile et abaisse le gradient de température cuivre-huile. Figure 138 : Principe de refroidissement à circulation dirigée d’huile et forcée d’air (ODAF) L’huile circule grâce à une pompe dans le radiateur et le transformateur. Radiateur refroidi par circulation forcée d’air.

9.4.4. Radiateur de refroidissement à circulation dirigée d’huile et forcée d’eau Pour ce type de refroidissement, les radiateurs ventilés sont en principe remplacés par des assemblages plus efficaces, tels que refroidisseurs d’air ou d’eau si nécessaire. Figure 139 : Principe de refroidissement à circulation dirigée d’huile / Circulation forcée d’eau (ODWF) L’huile circule grâce à une pompe dans le radiateur et le transformateur. Le radiateur est refroidi par circulation forcée d’eau. Support de cours EXP-PR-EQ170-FR Dernière version : 31/05/2007

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9.5. ACCESSOIRES POUR FLUIDES DE REFROIDISSEMENT 9.5.1. Clapet anti-retour Si une panne se produit sur un tuyau, un joint, voire une borne, ce clapet empêche la perte de diélectrique liquide de la cuve d’expansion. Figure 140 : Clapet antiretour à l’état normal

Ce dispositif n’est employé que pour les très grandes cuves d’expansion. Figure 141 : Clapet anti-retour après un afflux soudain de produit de refroidissement

9.5.2. Sécheurs à air (dessiccateurs) Ils ont 2 fonctions : Absorber l’humidité de l’air entrant lors de la contraction. Stopper l’arrivée d’air dans le transformateur au cours des petites variations de charge pour éviter le contact permanent entre le produit sécheur et l’air atmosphérique.

Figure 142 : Sécheurs à air Support de cours EXP-PR-EQ170-FR Dernière version : 31/05/2007

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9.5.3. Cuve d’expansion du diaphragme Le diaphragme de la cuve d’expansion évite tout contact entre l’huile et l’air. Ainsi, l’huile ne peut s’oxyder ni être polluée.

Figure 143 : Cuve d’expansion du diaphragme

L’élasticité du diaphragme (feuille de caoutchouc) permet des variations de volume dans le diélectrique selon la température.

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9.6. EXERCICES 19. Quels sont les 3 (ou plus ?) différents types de diélectrique liquide employés pour les transformateurs immergés ?

20. Quel est le type des transformateurs à circulation forcée et dirigée d’huile et à circulation forcée d’air ? ‰ ONAN ‰ ODAF ‰ ODWF ‰ OFWF

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10. TRANSFORMATEUR DE PUISSANCE TESTS ET MAINTENANCE 10.1. PLAQUE D’IDENTIFICATION DU TRANSFORMATEUR Comme nous avons vu toutes les caractéristiques d’un transformateur de puissance, nous pouvons maintenant identifier, comprendre et expliquer tous les termes de la plaque d’identification, du transformateur.

10.1.1. Exercice concernant la plaque d’identification 1 Identifier et expliquer tous les termes de la plaque d’identification et leur signification.

Figure 144 : Plaque d’identification d’un transformateur (1) Support de cours EXP-PR-EQ170-FR Dernière version : 31/05/2007

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10.1.2. Exercice concernant la plaque d’identification 2 Même exercice, commentez toutes les données.

Figure 145 : Plaque d’identification d’un transformateur (2)

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10.2. TENSION DE COURT-CIRCUIT 10.2.1. Objectif du test de court-circuit Il s’agit de déterminer la puissance perdue du transformateur ou la puissance nécessaire pour magnétiser le noyau et compenser les pertes Joule et de réactance. Ceci est directement lié au rendement du transformateur. Ce test sert aux calculs d’ingénierie des conditions de court-circuit sur un réseau électrique. La tension prédéterminée Ucc donne le courant instantané qui pourrait être fourni par le transformateur en cas de véritable court-circuit en aval de la distribution secondaire. C’est également un facteur du fonctionnement en parallèle des transformateurs et Ucc doit être la même pour chacun des transformateurs potentiellement à coupler.

10.2.2. Définition La tension de court-circuit (CA) est exprimée en %. La valeur en est obtenue en partant d’un essai en court-circuit du transformateur. Elle correspond au pourcentage de la tension nominale qu’il faut appliquer à l’enroulement primaire pour obtenir le courant secondaire nominal, le secondaire étant en court-circuit (au niveau des bornes). La tension de court-circuit correspond à l’impédance du transformateur. Niveau moyen de tension de court-circuit (Ucc) suivant la puissance (pour Un =24 kV) pour les transformateurs de puissance immergés dans l’huile : P en kVA

Ucc en %

25 à 630

4

800

4,5 – 5

1000

5 5,5 – 6

1250

6 – 6,5

1600

6,5 - 7

2000 - 2500 Tableau 2 : Niveau moyen de tension de court-circuit

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10.2.3. Banc d’essai de détermination de tension de court circuit d’un transformateur Ces essais sont toujours conduits en usine et font partie des données de la plaque signalétique, mais ils peuvent être réalisés à tout moment sur site.

Figure 146 : Câblage pour tests Ucc Exemple : Transformateur 20 000 / 5 600 V - 800 kVA

23,1 A / 82,5 A

On fait progressivement croître la tension primaire (à partir de 0) jusqu’au courant secondaire de 82,5 A, puis l’on mesure les données du primaire avec I (primaire) = 23,1 A et U (primaire) = 973 V Valeur de la tension de court-circuit : Ucc = 973 / 20000 = 4,8 %

La valeur indiquée sur le transformateur correspond à la valeur de court-circuit calculée à une température ambiante de 15 °C, et il faut dont une correction pour les conditions réelles. En effet, la température a une influence sur la résistivité des enroulements et donc sur l’impédance interne du transformateur.

10.3. MAINTENANCE PRÉVENTIVE DES TRANSFORMATEURS DE PUISSANCE Le transformateur est un appareil électrique qui ne comporte aucune partie mobile. Sans parties mobiles vouées à l’usure, on pourrait croire que le transformateur pourrait durer indéfiniment. Ce n’est pas le cas. C’est pourquoi il vous faut assurer la maintenance de cet appareil, en menant des inspections et contrôles périodiques. Il faut établir un programme de maintenance préventive. La maintenance préventive consiste en une inspection et un entretien courant réguliers et programmés des équipements. Support de cours EXP-PR-EQ170-FR Dernière version : 31/05/2007

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10.3.1. Programme de nettoyage Une atmosphère humide, poussiéreuse et corrosive dans plusieurs zones peut créer des problèmes. Une accumulation normale de poussière et de saleté peut provoquer des dysfonctionnements. La vibration de fréquence constante du système d’alimentation de l’équipement peut provoquer un relâchement des écrous et boulons, et ce malgré l’utilisation de freins rondelles pour sécuriser ces éléments. Les transformateurs sont un élément vital des systèmes électriques d’aujourd’hui. L’industrie dépend ainsi de leur fonctionnement pour garantir un service continu. C’est pourquoi une maintenance régulière est nécessaire pour assurer ce service. Les transformateurs ne demandent que très peu d’attention par rapport à la plupart des autres composants électriques. Cela ne veut pas dire pour autant que vous pouvez oublier le transformateur une fois installé. L’idée selon laquelle un transformateur en service ne demande aucune attention peut provoquer de très mauvaises surprises... Contrôles sérieux et maintenance attentive sont essentiels. Un programme de maintenance préventive doit être mis en œuvre. La fréquence des contrôles sera fixée au plus juste par le suivi et l’expérience. Un programme de cet ordre ne peut être organisé en un jour. Il faut compter un an ou deux. Les fabricants de transformateurs fournissent des principes de maintenance et suggèrent des délais pour certains types de contrôles. Pour commencer, il vous faut suivre ces principes, mais vous êtes le mieux placé pour dire si, pour vos besoins, ces intervalles doivent être raccourcis ou rallongés. Conservez une trace des contrôles. Après avoir recueilli les données suffisantes, vous pourrez organiser votre propre programme de maintenance. La portée des contrôles et de la maintenance est déterminée par l’importance de la continuité de service, l’emplacement sur le système et les conditions de fonctionnement à température ambiante et sous pollution atmosphérique.

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10.3.2. Test de l’équipement de protection

Figure 147 : Protections électriques typiques HT/BT

Les dispositifs de protection primaire et secondaire ont été mis en service et sont (sensément) opérationnels. Pour vérifier cela, il faut en contrôler tous les relais de protection. Support de cours EXP-PR-EQ170-FR Dernière version : 31/05/2007

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Le schéma ci-dessus présente un transformateur typique HT/BT et sa protection électrique. Chaque dispositif pris séparément doit être accompagné de sa fiche de maintenance pour permettre un contrôle régulier des seuils d’alarme et de déclenchement et vérifier qu’ils sont toujours cohérents avec la fiche technique d’origine remplie lors de la mise en service ou du branchement. La pratique préconise un contrôle par an. Pour la présente formation, les détails de calibrage / recalibrage pour chaque type de relais de protection ne peuvent être fournis. Sur site, en revanche, il faut s’assurer que l’équipe de maintenance électrique dispose de toutes les données nécessaires et qu’ils assurent bien le calibrage régulier.

10.3.3. Prélèvement d’échantillons d’huile de transformateur Des échantillons peuvent être prélevés sur des transformateurs sous tension, mais il faut observer une attention extrême lorsque l’on travaille auprès d’une unité sous tension. Il est utile, pour les unités sous ou hors tension, de relier un cavalier auxiliaire de terre, directement de la prise d’échantillon au conducteur de la grille de terre.

Figure 148 : Aspect typique des échantillons d’huile

Au cours de la première année d’un programme de test, les contrôles et relevés d’échantillons doivent être menés à des fréquences élevées. Une base de données de départ doit être établie et des tests plus fréquents permettent de mieux déterminer la fréquence de changement des différents éléments. Un premier pas d’échantillonnage conservatoire doit être réalisé dès la mise en route, puis tous les 6 mois pour la première année de mise en œuvre d’un programme. Des applications spécifiques, telles que les commutateurs à prises de réglage ou rhéostats doivent être échantillonnées plus fréquemment. À l’exception des couleurs et forces Support de cours EXP-PR-EQ170-FR Dernière version : 31/05/2007

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diélectriques, qui peuvent aisément être testées sur le terrain, il est conseillé de faire pratiquer analyse de l’huile par un laboratoire qualifié. Les bouteilles de verre sont d’excellents contenants d’échantillon. En effet, le verre est inerte et la propreté de la bouteille peut rapidement être contrôlée avant le relevé. Les impuretés seront clairement visibles à travers le verre. Les bouteilles peuvent être bouchées ou présenter des capuchons vissés, mais il ne faut jamais employer des bouchons ou revêtements intérieurs de caoutchouc. On recommande d’utiliser du liège ou de l’aluminium. Pour des tests standard d’huile, il faut laisser un petit espace libre au sommet du contenant, afin de permettre expansion et contraction du produit. Pour les gaz dissous dans de l’huile, il faut au contraire remplir le contenant jusqu’au sommet, afin d’éviter l’infusion de gaz atmosphériques dans l’échantillon.

Dans la mesure où la qualité des tests d’huile dépend du développement du suivi des données, il est important que les échantillons soient relevés sous conditions similaires. Température, humidité et charge du transformateur doivent ainsi être documentées pour chaque relevé et toute variation doit être prise en compte lors du développement du suivi. Les échantillons ne doivent jamais être prélevés en cas de pluie ou lorsque l’humidité relative est supérieure à 70 %. Des techniques différentes de prélèvement peuvent altérer les résultats et il faut prendre des mesures pour s’assurer que les échantillons sont prélevés comme il se doit. Si possible, les échantillons d’huile doivent toujours être prélevés au robinet de prise d’échantillon au fond de la cuve. En effet, l’eau est plus lourde que l’huile et « tombe » au fond de la cuve et s’écouler par ce robinet. Pour avoir un échantillon représentatif, il faut prélever au moins un litre de liquide avant de prendre le véritable échantillon. Si plusieurs échantillons sont prélevés, il faut les numéroter par ordre de prélèvement. Les flacons d’échantillon doivent être propres et secs et flacons et huile doivent être à température supérieure à la température ambiante. Si le transformateur doit être mis hors tension pour le service, les prélèvements doivent se faire le plus vite possible après la mise hors tension, afin d’obtenir l’huile la plus chaude pour le prélèvement. Les flacons d’échantillons doivent également être soigneusement nettoyés et séchés dans un four et doivent être maintenus au chaud et fermés jusqu’au moment même du prélèvement.

10.3.4. Régénération de l’huile La régénération des huiles du transformateur peut devenir nécessaire lorsque la qualité diélectrique de l’isolation s’avère insuffisante, suite à l’analyse d’échantillons d’huile. La régénération des huiles du transformateur dans les dispositifs représente une technique haut de gamme de traitement de l’huile de transformateur qui s’est dégradée par le fonctionnement du transformateur. Cela présente les avantages suivants : allongement de la durée de vie du transformateur, Support de cours EXP-PR-EQ170-FR Dernière version : 31/05/2007

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économies financières significatives par rapport au remplacement de l’huile et relatives aux coûts inhérents aux manipulations, moins de problèmes de transport et élimination de l’huile usagée, contrairement au cas du remplacement complet de l’huile, le transformateur est nettoyé au cours de la régénération de l’huile, paramètres des huiles régénérées et nouvelles, totalement comparables, voire même meilleures pour les huiles régénérées.

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11. GLOSSAIRE

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12. SOMMAIRE DES FIGURES Figure 1 : Principe de base d’un transformateur classique ..................................................7 Figure 2 : Différents types de transformateurs.....................................................................8 Figure 3 : Michael Faraday ..................................................................................................9 Figure 4 : Éléments d’un transformateur............................................................................10 Figure 5 : Noyau en U, à angles droits ..............................................................................11 Figure 6 : Noyau en C, à angles arrondis ..........................................................................11 Figure 7 : Noyau en E classique ........................................................................................11 Figure 8 : Noyau EFD ........................................................................................................11 Figure 9 : Noyau ER ..........................................................................................................11 Figure 10 : Noyau EP ........................................................................................................11 Figure 11 : Bobine d’induction à 2 noyaux ER ...................................................................12 Figure 12 : Vue éclatée d’une bobine d’induction à 2 noyaux ER......................................12 Figure 13 : Noyau cylindrique ............................................................................................12 Figure 14 : Noyau torique ..................................................................................................12 Figure 15 : Noyau planaire.................................................................................................13 Figure 16 : Bobine d’induction planaire..............................................................................13 Figure 17 : Vue éclatée d’une bobine d’induction planaire ................................................13 Figure 18 : Noyau feuilleté .................................................................................................14 Figure 19 : Transformateur à noyau feuilleté. Le haut des feuilles est visible sur la partie supérieure de l’unité. ..................................................................................................14 Figure 20 : Enroulements de transformateur .....................................................................16 Figure 21 : Différents enroulements pour des noyaux de type toroïdal et E ......................17 Figure 22 : Courants de Foucault ......................................................................................18 Figure 23 : Courbe de perméabilité du fer .........................................................................20 Figure 24 : Courbes B/H approximatives pour différents matériaux ferromagnétiques......21 Figure 25 : Rapport de transformation ...............................................................................23 Figure 26 : Exemple de transformateur cuirassé ...............................................................23 Figure 28 : Transformateur de rapport 1/1 .........................................................................24 Figure 29 : Transformateur abaisseur................................................................................25 Figure 30 : Transformateur élévateur ................................................................................25 Figure 31 : Polarité soustractive et additive .......................................................................26 Figure 32 : Primaire et secondaire simples........................................................................27 Figure 33 : Primaire et secondaire doubles .......................................................................27 Figure 34 : Rapport de courant dans un transformateur ....................................................28 Figure 35 : Différence de câblage autotransformateur / transformateur ............................35 Figure 36 : Exemple d’un autotransformateur réglable ......................................................36 Figure 37 : 3 transformateurs monophasés distincts pour une alimentation triphasée ......37 Figure 38 : Simple transformateur polyphasé pour alimentation polyphasée.....................37 Figure 39 : Bobine tesla .....................................................................................................38 Figure 40 : Bobine d’allumage ...........................................................................................39 Figure 41 : Transformateurs de courant employés pour les équipements de mesure pour une alimentation triphasée de 400A ...........................................................................39 Figure 42 : Symbole d’un transformateur de courant.........................................................39 Figure 43 : 3 différents types de transformateurs de tension ABB.....................................40 Figure 44 : Transformateurs d’amplificateur à tube ...........................................................41 Support de cours EXP-PR-EQ170-FR Dernière version : 31/05/2007

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Figure 45 : Coupe d’une membrane dynamique de haut-parleur. Échelle non respectée. 42 Figure 46 : Principe des transformateurs de mesure .........................................................44 Figure 47 : Principe de branchement des TC et TP (ou TT) ..............................................45 Figure 48 : Formats de base des transformateurs de mesure ...........................................46 Figure 49 : Transformateurs de courant.............................................................................46 Figure 50 : Transformateurs de type secondaire ...............................................................46 Figure 51 : Transformateur typique....................................................................................47 Figure 52 Constitution courante d’un transformateur de courant .......................................47 Figure 53 : Construction employée pour les transformateurs de courant HT ou THT........47 Figure 54 : Transformateur typique de courant de traversée .............................................48 Figure 55 : Symbole et représentation du transformateur de courant................................49 Figure 56 : Câblage d’un transformateur de courant .........................................................50 Figure 57 : Symboles et représentation d’un transformateur de tension............................53 Figure 58 : Câblage d’un transformateur de tension..........................................................54 Figure 59 : Câblage de mesure pour système triphasé à trois câbles ...............................57 Figure 60 : Connexions typiques des TP et TC – 3 phases et neutre................................58 Figure 61 : Connexions typiques des TP et TC – 3 phases pas de neutre ........................58 Figure 62 : Différents types de transformateurs sur nos sites............................................60 Figure 63 : Symbole de certification ATEX ........................................................................60 Figure 64 : Exemple de plaque d’identification du transformateur .....................................61 Figure 65 : Exemples de transformateurs secs..................................................................61 Figure 66 : Marquage des tensions maxi et mini ...............................................................64 Figure 67 : Différentes interconnexions (1) ........................................................................65 Figure 68 : Différentes interconnexions (2) ........................................................................65 Figure 69 : Branchement triangle.......................................................................................66 Figure 70 : tension de ligne et de phase ............................................................................67 Figure 71 : système en Y / étoile à 3 câbles ......................................................................67 Figure 72 : système Y / étoile à 4 câbles ...........................................................................68 Figure 73 : Branchement étoile-étoile ................................................................................69 Figure 74 : Branchement triangle-étoile .............................................................................69 Figure 75 : primaire en triangle / secondaire en étoile, neutre distribué ............................70 Figure 76 : Branchement étoile - triangle ...........................................................................71 Figure 77 : Exemple de branchement d’un transformateur étoile triangle (1) ....................72 Figure 78 : Exemple de branchement d’un transformateur étoile - triangle (2) ..................72 Figure 79 : Branchement en Z ...........................................................................................73 Figure 80 : Déplacement angulaire (1) ..............................................................................73 Figure 81 : Déplacement angulaire (2) ..............................................................................74 Figure 82 : Configuration étoile-étoile ................................................................................74 Figure 83 : Configuration triangle-étoile .............................................................................75 Figure 84 : Différentes configurations ................................................................................78 Figure 85 : Déplacement angulaire....................................................................................79 Figure 86 : Déplacement angulaire pour un primaire en Y ................................................79 Figure 87 : Déplacement angulaire pour primaire en D .....................................................79 Figure 88 : Transformateur ................................................................................................80 Figure 89 : Emploi d’un commutateur à prise de réglage ..................................................80 Figure 90 : Commutateur de prise en charge ....................................................................81 Figure 91 : Transformateur HT/HT.....................................................................................84 Figure 92 : Isolateur classique haute tension.....................................................................84 Support de cours EXP-PR-EQ170-FR Dernière version : 31/05/2007

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Figure 93 : Borne HT moulée.............................................................................................84 Figure 94 : Branchement direct ou à traversée HT en coude ............................................84 Figure 95 : Branchements du secondaire entre transformateur et barre omnibus .............85 Figure 96 : Boîtier de raccordement ..................................................................................85 Figure 97 : Bornes et isolateurs BT, selon l’intensité nominale..........................................86 Figure 98 : Câbles multiconducteurs .................................................................................86 Figure 99 : Mauvaise disposition de câbles sur un chemin de câbles ...............................86 Figure 100 : Répartition des câbles en trèfle .....................................................................87 Figure 101 : Câblage du neutre .........................................................................................87 Figure 102 : Connexions rigides ........................................................................................87 Figure 103 : Protection des lignes électriques ...................................................................89 Figure 104 : Protection électrique sur un transformateur ...................................................89 Figure 105 : Dispositif de commutation haute tension .......................................................90 Figure 106 : Face avant des relais de protection ABB en triphasé contre les surintensités ...................................................................................................................................90 Figure 107 : Face avant des relais de protection ABB en triphasé contre les surtensions ou sous-tensions .............................................................................................................91 Figure 108 : Dispositif de commutation basse tension.......................................................91 Figure 109 : DGPT2 équipant un transformateur immergé dans l’huile .............................93 Figure 110 : Relais de Buchholz ........................................................................................93 Figure 111 : Cadran de température d’huile à contacts d’alarme et déclenchement .........94 Figure 112 : Cadran de température d’huile avec aiguille de max .....................................94 Figure 113 : Cuve de conservation d’huile.........................................................................94 Figure 114 : Dispositif limiteur de pression de type Qualitrol .............................................95 Figure 115 : Boîte de dérivation du câblage ......................................................................95 Figure 116 : Cardew, dispositif de protection contre les surtensions .................................95 Figure 117 : Protection du neutre ......................................................................................95 Figure 118 : Neutre à la terre par une impédance .............................................................96 Figure 119 : Parasurtenseurs ............................................................................................96 Figure 120 : Bloc parasurtenseur.......................................................................................96 Figure 121 : Équipement Soulé .........................................................................................97 Figure 122 : Dispositifs de protection spécifiques..............................................................97 Figure 123 : Mesure du courant résiduel par un transformateur de courant ......................98 Figure 124 : Mesure du courant résiduel par 3 transformateurs de courant ......................99 Figure 125 : Relais de défaut à la terre de la cuve ..........................................................100 Figure 126 : Transformateur homopolaire........................................................................101 Figure 127 : Fonctionnement en parallèle........................................................................102 Figure 128 : Transformateurs en parallèle .......................................................................102 Figure 129 : Phases en opposition ..................................................................................103 Figure 130 : Couplages compatibles ...............................................................................104 Figure 131 : Transformateur de type étanche à remplissage intégral..............................107 Figure 132 : Transformateur respirant .............................................................................110 Figure 133 : Transformateur respirant, avec conservateur ..............................................110 Figure 134 : Transformateur étanche à pellicule de gaz inerte ........................................111 Figure 135 : Transformateur entièrement étanche...........................................................111 Figure 136 : Principe de refroidissement à circulation naturelle d’air et huile (ONAN).....114 Figure 137 : Principe de refroidissement à circulation forcée d’huile et d’air (OFAF) ......115 Support de cours EXP-PR-EQ170-FR Dernière version : 31/05/2007

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Figure 138 : Principe de refroidissement à circulation dirigée d’huile et forcée d’air (ODAF) .................................................................................................................................115 Figure 139 : Principe de refroidissement à circulation dirigée d’huile / Circulation forcée d’eau (ODWF) ..........................................................................................................115 Figure 140 : Clapet anti-retour à l’état normal..................................................................116 Figure 141 : Clapet anti-retour après un afflux soudain de produit de refroidissement....116 Figure 142 : Sécheurs à air..............................................................................................116 Figure 143 : Cuve d’expansion du diaphragme ...............................................................117 Figure 144 : Plaque d’identification d’un transformateur (1).............................................119 Figure 145 : Plaque d’identification d’un transformateur (2).............................................120 Figure 146 : Câblage pour tests Ucc ...............................................................................122 Figure 147 : Protections électriques typiques HT/BT....................................................124 Figure 148 : Aspect typique des échantillons d’huile .......................................................125

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13. SOMMAIRE DES TABLEAUX Tableau 1 : Méthodes de refroidissement........................................................................113 Tableau 2 : Niveau moyen de tension de court-circuit .....................................................121

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14. CORRIGÉ DES EXERCICES 1. On dispose d’un transformateur abaisseur monophasé, à simple enroulement sur les primaire et secondaire, on considère que Np = 1000 spires, Ns = 250 spires et alimentation E = 100 volts, à 50 hertz. Quelle est la tension secondaire ?

2. Un transformateur abaisseur est employé pour abaisser une tension alternative de 10 000 à 500V. Quel doit être le rapport de spires entre le secondaire et le primaire ?

3. Si le courant d’entrée d’un transformateur abaisseur monophasé est égal à 1 A et que le rendement du transformateur est de 100 %, quel est le courant de sortie? (Dessinez le schéma correspondant pour vous aider)

4. On dispose d’un transformateur élévateur monophasé, à simples enroulements aux primaire et secondaire, on considère Np = 500 spires, Ns = 2000 spires et E d’alimentation = 5 kV, à 50 hertz. Quelle est la tension de secondaire ?

5. Un transformateur élévateur présente 400 spires au secondaire et seulement 100 au primaire. Une tension alternative de 120 V est connectée à la bobine primaire. Quelle est la tension de sortie ? (Dessinez le schéma correspondant)

6. Un transformateur élévateur présente 80 spires au primaire et 720 au secondaire. Le rendement du transformateur est de 95 %. Si le primaire présente un courant de 20A à 120 V, quels sont les courant et tension sur le secondaire ? (Dessinez le schéma correspondant)

7. On dispose d’un transformateur monophasé à rapport de courant, on considère que le transformateur est parfait (pas de pertes), que Np = 1000 spires, Ns = 100 spires et Ip = 10 ampères. Quel est le courant sur la charge du secondaire ?

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8. On dispose d’un transformateur monophasé à rapport de courant, on considère que le transformateur est parfait (pas de pertes), que U1 = 1000 volts, U2 = 100 volts et I1 = 10 ampères. Quel est le courant sur la charge du secondaire ?

9. Écrivez la relation complète entre Np, Ns, U1, U2, I1 et I2.

10. Sur un transformateur monophasé, on mesure U1 = 5kV, I1= 1A, U2 = 500V et I2 = 9,5A. Quel est le rendement de ce transformateur ?

11. Un transformateur monophasé présente 160 W à partir d’une ligne 120 V line et fournit 24 V à 5A. Quel en est le rendement ?

L1 3 phases 6kV distribution

L2

400A per phase

L3

V

A

12. Avec un transformateur de tension et de courant, j’emploie un primaire de TP de 12000V, rapport 100 / 1. Quelle tension en volts est présente sur le secondaire pour 6kV ?

13. Avec un transformateur de tension et de courant, j’emploie un primaire de TP de 12000V, rapport 100 / 1. Quelle échelle réelle (en volts) puis-je choisir pour le voltmètre et quelle en sera l’indication (en %) pour 6 kV ?

14. Avec un transformateur de tension et de courant, j’emploie un TC, rapport 500/5. Quelle intensité (en A) vais-je observer sur le secondaire pour 400A en ligne ?

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15. Avec un transformateur de tension et de courant, j’emploie un TC, rapport 500/5. Quelle échelle réelle (en ampères) puis-je choisir pour l’ampèremètre et quelle en sera l’indication (en %) pour 400A ?

16. Je dispose d’un transformateur HT/BT, 6kV / 0,4kV. Il n’y a que 5,5kV sur le réseau HT, mais je veux obtenir 400V au secondaire : quel isolateur faut-il relier au primaire ? ‰ +12,5 %

‰ +2,5 %

‰ - 7,5 %

‰ + 10 %

‰0

‰ - 10 %

‰ +7,5 %

‰ - 2,5 %

‰ - 12,5 %

‰+5%

‰-5%

17. Quelle est la fonction d’un relais de protection Buchholz ?

18. Quelle est la signification et quelles sont les fonctions du DGPT2 ?

19. Citer 3 (ou plus ?) différents types de liquide diélectrique employés pour les transformateurs immergés.

20. De quel type sont les transformateurs à circulation forcée et guidée d’huile et à circulation forcée d’air ? ‰ ONAN ‰ ODAF ‰ ODWF ‰ OFWF

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