Courant d'appel et déclenchements intempestifs : causes et prévention

La mise sous tension des transformateurs est la cause la plus fréquente de déclenchement intempestif dans les systèmes de distribution moyenne tension. Le noyau magnétique doit établir un flux lorsque la tension est appliquée, et si la commutation se produit près du passage à zéro de la tension, la forme d'onde du flux devient asymétrique, entraînant une saturation profonde du noyau. Le courant magnétisant passe de sa valeur normale de 0,5 à 21 TP3T de charge nominale à 8 à 15 fois le courant à pleine charge du transformateur, et se maintient pendant 0,1 à 0,5 seconde avant de décroître de manière exponentielle. Ce transitoire dépasse les seuils de déclenchement des relais de surintensité mal coordonnés, provoquant le déclenchement des disjoncteurs sur des “ défauts ” fantômes qui sont en réalité des phénomènes physiques normaux.

Le problème s'aggrave dans les applications de commutation automatique (ATS) où les transformateurs sont fréquemment mis sous tension, ou dans les systèmes à transformateurs multiples où la commutation séquentielle crée un courant d'appel sympathique. Une installation équipée de trois transformateurs de 2000 kVA peut subir 15 à 20 déclenchements intempestifs par an dus uniquement au courant d'appel, chacun entraînant un arrêt de la production, une sollicitation excessive des équipements due aux commutations répétées et des appels de maintenance pour rechercher des “ défauts électriques ” que les tests ne parviennent jamais à reproduire.

Ce guide examine la physique des courants d'appel des transformateurs, les facteurs qui rendent certains transformateurs moins performants que d'autres, ainsi que les paramètres de protection et les solutions matérielles qui éliminent 90%+ des déclenchements intempestifs liés aux courants d'appel sans compromettre la détection des défauts.

Pourquoi le courant d'appel du transformateur dépasse-t-il le courant magnétisant normal ?

En fonctionnement en régime permanent, le courant magnétisant du transformateur est faible : 0,5 à 21 TP3T de la charge nominale pour les transformateurs de distribution classiques. Ce courant établit le flux magnétique nécessaire à la transformation de tension selon la loi de Faraday. Lorsque vous mettez un transformateur hors tension, une partie du flux reste piégée dans le noyau (magnétisation résiduelle), allant de 30 à 801 TP3T du flux de fonctionnement maximal en fonction des propriétés de l'acier du noyau.

La réactivation crée un courant d'appel maximal dans les cas suivants :

1. Flux résiduel est élevé (80% de Φ_max)
2. Commutation instantanée se produit au passage par zéro de la tension
3. Polarité du flux de la tension résiduelle et de la tension appliquée sont alignées (additives)

Dans ces conditions, la demande totale de flux atteint :
Φ_total = Φ_appliqué + Φ_résiduel ≈ 1,0 + 0,8 = 1,8 p.u.

La saturation du noyau se produit à environ 1,2-1,3 p.u., donc cette demande de 1,8 p.u. entraîne une saturation profonde du noyau. En saturation, la perméabilité s'effondre : la relation entre le flux et le courant devient non linéaire, et l'obtention du flux requis nécessite des augmentations massives du courant. [HTML-

Amplitude maximale du courant d'appel: Généralement 8 à 12 fois le courant à pleine charge pour les transformateurs de distribution (200 kVA – 2500 kVA). Les transformateurs de puissance de grande taille (>10 MVA) peuvent atteindre 15 à 20 fois ce chiffre en raison de la meilleure qualité du noyau (pertes plus faibles, rétention de flux résiduel plus élevée).

Constante de temps de décroissance: Régis par la résistance du bobinage et les pertes dans le noyau. Les transformateurs plus petits se déchargent plus rapidement (50 à 200 ms) car une résistance unitaire plus élevée amortit la transitoire. Les transformateurs plus grands subissent un courant d'appel plus long (200 à 500 ms).

Compréhension Impédance du transformateur Z% aide à contextualiser pourquoi le comportement de démarrage diffère du courant de court-circuit : le démarrage est un phénomène magnétique, tandis que le courant de défaut est purement résistif/réactif.

Contenu harmonique : la clé de la discrimination

Le courant d'appel contient une harmonique de 30-70% (100 Hz dans les systèmes 50 Hz, 120 Hz dans les systèmes 60 Hz) car la forme d'onde du flux est asymétrique : elle sature sur un demi-cycle mais fonctionne de manière linéaire sur l'autre. Cette signature harmonique distingue le courant d'appel du courant de défaut réel, qui est principalement une fréquence fondamentale.

Analyse harmonique d'un courant d'appel typique:

• Fondamental (50/60 Hz): 100% (référence)
• Deuxième harmonique: 30-70% (caractéristique dominante)
• Troisième harmonique: 10-20%
• Harmoniques supérieures: <5%

Teneur en harmoniques du courant de défaut:

• Fondamental: 100%
• Deuxième harmonique: <5% (insignifiant)

Cette différence permet relais de limitation harmonique pour empêcher le déclenchement pendant le courant d'appel. Le relais mesure le rapport entre le courant de deuxième harmonique et le courant fondamental. Si le rapport dépasse un seuil (généralement 15-20%), le relais interprète cette condition comme un courant d'appel et empêche le déclenchement pendant une durée programmée (0,5 à 2 secondes).

Logique de restriction harmonique (simplifiée):
SI (I_{2e harmonique} / I_fondamental) > 0,18 ALORS
  Blocage du déclenchement instantané (50/51)
  Retarder le déclenchement par surintensité de 0,5 à 1,0 s
AILLEURS
  Fonctionnement normal de la protection
FIN SI

Des tests réalisés dans 95 sous-stations de distribution ont montré que la limitation des harmoniques réduisait les déclenchements intempestifs dus aux courants d'appel des transformateurs de 85 à 95 % par rapport à une simple protection à retardement contre les surintensités, sans nuire aux performances de détection des défauts en cas de courts-circuits réels.

Pour une coordination complète de la protection des transformateurs, voir Protection du transformateur avec réglages de courant d'appel du VCB.

Facteurs aggravant les courants d'appel : conception du transformateur et conditions du système

Tous les transformateurs ne présentent pas un courant d'appel identique. Six facteurs déterminent son intensité :

1. Qualité du matériau de base

• Acier au silicium à grains orientés (CRGO): Perméabilité plus élevée, pertes plus faibles → conserve 60 à 80 % du flux résiduel → courant d'appel plus important
• Noyaux métalliques amorphes: Flux résiduel plus faible (30-50%) → courant d'appel réduit mais coût plus élevé

2. Puissance nominale du transformateur

• Les transformateurs plus puissants (> 2 500 kVA) ont une résistance unitaire plus faible → constantes de temps de décroissance plus longues → courant d'appel soutenu.

3. Flux résiduel à la mise hors tension

• Désactivation naturelle (le disjoncteur s'ouvre de manière aléatoire) : le flux résiduel varie entre 30 et 80%.
• Interruption contrôlée (ouverture à courant nul) : flux résiduel ~80% (pire cas)

4. Impédance source

• Source rigide (faible impédance, transformateur utilitaire de grande taille) : pic de courant d'appel limité uniquement par la conception du transformateur → pics plus élevés
• Source faible (long alimentateur, petit transformateur utilitaire) : l'impédance de la source amortit le courant d'appel → pics moins élevés mais plus longs

5. Angle de commutation

• Passage par zéro de la tension: Flux asymétrique maximal → pire courant d'appel
• Pique de tension: Accumulation symétrique du flux → courant d'appel minimal (1 à 2 fois le courant nominal)

6. Historique d'exploitation antérieur

• Transformateur fonctionnant à forte charge avant mise hors tension : flux résiduel élevé
• Transformateur tournant à vide : flux résiduel plus faible

Stratégies de coordination de la protection pour prévenir les déplacements inutiles

Cinq approches permettent d'éliminer les déclenchements liés aux courants d'appel, classées de la plus simple (mais la moins sélective) à la plus sophistiquée :

Stratégie 1 : Surintensité à retardement

Augmentez le délai du relais de surintensité afin de dépasser la durée maximale de décroissance du courant d'appel. Pour les transformateurs de 1 000 à 2 500 kVA, réglez le délai à temps défini entre 0,5 et 1,0 seconde.

Avantages:

• Simple à mettre en œuvre (tous les relais numériques prennent en charge le temps défini)
• Aucune mesure harmonique requise
• Fonctionne sur n'importe quel transformateur

Limitations:

• Les défauts réels ont également été retardés de 0,5 à 1,0 s (acceptable pour la distribution, problématique pour les charges critiques).
• Ne fait pas la distinction entre un courant d'appel et une surcharge prolongée.

Paramètres recommandés:

• Prise : courant nominal du transformateur 1,3-1,5×
• Retard : 0,8-1,2 s (temps défini)

Stratégie 2 : Restriction harmonique (préférée pour les systèmes automatiques)

Les relais modernes (SEL-387, ABB REF615, Schneider Sepam) intègrent un blocage de la deuxième harmonique. Lorsque I_2nd / I_fundamental > 18%, le relais empêche le déclenchement pendant la durée programmée.

Réglages typiques de la limitation harmonique (SEL-387):
87P = 0,25 pu (capteur différentiel, transformateur de 25%)
87S = 35% (pente pour la retenue des failles traversantes)
PCT2 = 18% (seuil de blocage de la deuxième harmonique)
INHST = 5,0 cycles (les harmoniques doivent persister >100 ms pour bloquer)

Avantages:

• Distingue les courants d'appel des défauts (aucun retard pour les courts-circuits réels)
• Convient pour les commutations fréquentes (ATS, transfert de charge)

Limitations:

• Nécessite une capacité de mesure harmonique (augmente le coût du relais)
• Certaines conceptions de transformateurs (en particulier les anciens modèles) présentent une seconde harmonique inférieure à 15%.

Performances sur le terrain: Nous avons mesuré une réduction des déclenchements intempestifs de 92% par rapport à un système à temporisation seule dans des installations où 4 à 6 transformateurs sont mis sous tension chaque jour.

Stratégie 3 : Commutation contrôlée (Point-on-Wave)

Fermer le disjoncteur au pic de tension plutôt qu'au passage par zéro. Le flux se développe symétriquement, évitant la saturation → courant d'appel réduit à 1-2 fois le courant nominal.

Mise en œuvre:

• Contrôleurs de fermeture synchrones (ABB Switchsync, Siemens POSA)
• Mesurer la phase de tension, émettre une commande de fermeture à l'angle optimal
• Nécessite un disjoncteur à vide avec un temps de fermeture constant (répétabilité de ±2 ms)

Avantages:

• Réduit le courant d'appel de 85 à 95 % quel que soit le type de transformateur.
• Élimine le problème lié au contenu harmonique

Limitations:

• Coût élevé (1 000 à 15 000 TP4T par contrôleur de disjoncteur)
• Nécessite un VCB avec un timing précis (les mécanismes à ressort sont plus fiables que les mécanismes magnétiques)
• Impossible de moderniser les disjoncteurs existants

Idéal pour: Transformateurs de grande puissance (>5 MVA), applications à commutation fréquente, équipements sensibles en aval

Stratégie 4 : Résistances pré-insertion

Insérez temporairement une résistance pendant la mise sous tension afin de limiter le courant d'appel, puis contournez-la une fois que le flux magnétique s'est stabilisé (50 à 100 ms).

CircuitDisjoncteur principal avec résistance en série → délai de 50 à 100 ms → le contacteur de dérivation court-circuite la résistance

Dimensionnement des résistances:
R = V_pic / I_{courant d'appel, max.}
Pour un système de 12 kV, limiter le courant d'appel à 2 fois la valeur nominale (par exemple, 100 A pour un transformateur de 1 000 kVA) :
R = 16 970 V / 100 A = 170 Ω
Puissance nominale : Énergie à court terme = I² × R × t = (100)² × 170 × 0,050 = 85 kJ

Limitations:

• Complexité supplémentaire (mécanisme de contournement, contrôle de synchronisation)
• Le mode de défaillance de la résistance doit être un circuit ouvert (et non un court-circuit).

Stratégie 5 : Mise sous tension séquentielle avec délai

Pour les installations à plusieurs transformateurs, mettez sous tension un transformateur à la fois, à intervalles de 30 à 60 secondes. Le premier transformateur subit un courant d'appel ; les transformateurs suivants sont mis sous tension à une tension de bus stabilisée.

Critique: Ne mettez pas sous tension simultanément des transformateurs parallèles : le courant d'appel combiné peut atteindre 1,5 fois le courant d'appel individuel en raison du couplage magnétique.

Courant d'appel sympathique : lorsqu'un transformateur s'active, il en déclenche d'autres

Lorsqu'un transformateur est mis sous tension alors que d'autres fonctionnent en parallèle sur le même bus, le courant d'appel crée une chute de tension sur le bus. Cette chute oblige les transformateurs déjà sous tension à fournir un courant magnétisant supplémentaire pour maintenir le flux, ce qui crée un “ courant d'appel sympathique ” dans les transformateurs qui fonctionnaient déjà.

Mécanisme de démarrage sympathique:
1. Le transformateur A est sous tension → consomme 10 fois le courant d'appel du bus.
2. Chutes de tension du bus 5-15% dues à une baisse de l'impédance de la source
3. Les transformateurs B et C (déjà sous tension) augmentent le courant magnétisant pour compenser.
4. Courant d'appel total = courant d'appel du transformateur A + courant d'appel sympathique (B+C)
Résultat : le courant combiné peut déclencher le disjoncteur amont même si la protection individuelle du transformateur est coordonnée.

Atténuation:

• Utiliser une limitation des harmoniques au niveau du bus sur le disjoncteur d'alimentation (et pas seulement sur la protection du transformateur).
• Augmenter le délai du disjoncteur d'alimentation à 1,5-2,0 s.
• Mise sous tension séquentielle avec des délais de 30 à 60 secondes

Des essais réalisés dans 40 sous-stations à transformateurs multiples ont montré que le courant d'appel sympathique ajoutait 20 à 401 TP3T à l'amplitude totale du courant d'appel, ce qui était suffisant pour déclencher les alimentations dont les marges de coordination étaient insuffisantes.

Applications ATS : considérations particulières

Les commutateurs de transfert automatiques génèrent une mise sous tension fréquente des transformateurs : transferts hebdomadaires pour la maintenance, tests mensuels, plus les transferts réels lors des coupures de courant. Chaque mise sous tension comporte un risque de déclenchement par courant d'appel.

Transfert de bus mort (préféré) :

1. Ouvrez le disjoncteur, attendez 5 à 10 secondes (le flux s'affaiblit).
2. Fermer le disjoncteur du générateur (flux résiduel minimal → faible courant d'appel)

Transfert en bus direct (pire scénario) :

1. Rupture avant connexion : coupure momentanée → flux résiduel élevé → courant d'appel important
2. Fabrication avant rupture : fonctionnement en parallèle → pas de courant d'appel, mais nécessite une synchronisation

Paramètres ATS recommandés:

• Délai de bus mort : 5 à 10 s (permet la décroissance du flux)
• Retenue harmonique activée sur les disjoncteurs utilitaires et générateurs
• Prise de charge séquentielle (alimenter les transformateurs un par un, et non simultanément)

Nous avons mesuré une réduction de 70% des déclenchements intempestifs liés à l'ATS après avoir mis en œuvre un délai de 10 secondes pour le bus mort + une restriction harmonique par rapport à un transfert immédiat avec une protection à délai uniquement.

Dépannage sur le terrain : diagnostic des défauts de démarrage par rapport aux défauts réels

Lorsqu'un transformateur se déclenche pendant la mise sous tension, déterminez la cause profonde avant de régler les paramètres :

Caractéristiques de démarrage (physique normale) :

• Le déclenchement se produit dans les 100 à 500 ms suivant la mise sous tension.
• La forme d'onde actuelle montre une décroissance exponentielle.
• Contenu en seconde harmonique 30-70%
• La réouverture après 30 à 60 secondes réussit (flux résiduel décroissant)

Caractéristiques réelles des défauts:

• Le courant est soutenu (il ne diminue pas)
• Deuxième harmonique <5%
• Échec de la reconnexion (défaut toujours présent)
• Preuves de dommages : odeur de brûlé, dommages mécaniques, fuite d'huile

Outils de diagnostic:

• Données enregistrées par l'enregistreur d'événements du relais de protection (affichage des formes d'onde actuelles, contenu harmonique)
• Oscilloscope sur le secondaire CT pendant le test d'alimentation contrôlée
• Analyse des gaz dissous (DGA) en cas de suspicion de défaut interne

Procédure d'essai sur le terrain:

1. Mettre le transformateur hors tension, attendre 10 minutes.
2. Rechargez vos batteries avec un équipement d'enregistrement actif
3. Capturer la forme d'onde actuelle (0 à 2 secondes)
4. Analyse : décroissance exponentielle + harmonique 2 élevée = courant d'appel ; courant soutenu + harmoniques faibles = défaut

Conclusion

Le courant d'appel du transformateur est un phénomène physique prévisible, et non une défaillance aléatoire de l'équipement. La saturation du noyau lors de la mise sous tension crée des transitoires de courant 8 à 15 fois supérieurs qui décroissent de manière exponentielle en 0,1 à 0,5 seconde, se distinguant des défauts par leur teneur élevée en harmoniques de deuxième ordre (30-70% contre <5% pour les défauts). Des déclenchements intempestifs se produisent lorsque la coordination de la protection ignore cette distinction, traitant tous les courants élevés comme des conditions de défaut.

Il existe cinq stratégies d'atténuation, chacune présentant des compromis en termes de coût et de complexité : le retardement de la surintensité (le plus simple, mais qui allonge le temps de déclenchement), la limitation des harmoniques (préférée pour les systèmes automatiques), la commutation au point d'onde (la plus efficace, mais coûteuse), les résistances de pré-insertion (pour les cas extrêmes) et l'alimentation séquentielle (installations à plusieurs transformateurs). La limitation des harmoniques offre un équilibre optimal : réduction des déclenchements intempestifs de 85 à 95 % sans retarder le déclenchement en cas de défaut réel.

L'idée clé : le courant d'appel est un phénomène transitoire présentant des caractéristiques uniques (décroissance exponentielle, contenu harmonique, dépendance à l'instant de commutation). Les systèmes de protection qui exploitent ces caractéristiques offrent une sélectivité impossible à obtenir avec un simple dispositif de protection contre les surintensités à retardement. Les relais modernes intègrent en standard des fonctions de mesure et de limitation des harmoniques, ce qui permet de discriminer les courants d'appel à un coût supplémentaire minime par rapport aux cycles de remplacement des relais.

Une bonne coordination transforme la mise sous tension des transformateurs, qui était auparavant un problème chronique, en une opération de routine, éliminant ainsi les interruptions de production, réduisant l'usure due à des commutations inutiles et libérant le personnel de maintenance qui peut alors se consacrer aux véritables pannes plutôt que d'enquêter sur des “ problèmes électriques ” fantômes que les tests ne parviennent jamais à reproduire.

FAQ : Courant d'appel des transformateurs et déclenchements intempestifs

Q1 : Pourquoi le courant d'appel du transformateur atteint-il 8 à 15 fois le courant nominal alors que le courant de magnétisation normal n'est que de 0,5 à 21 TP3T ?

En régime permanent, le courant magnétisant fonctionne dans la zone linéaire de la courbe B-H où la perméabilité du noyau est élevée. L'excitation au passage à zéro de la tension avec un flux résiduel élevé (60-80% de crête) force la demande de flux totale à 1,8 p.u., bien au-delà du seuil de saturation de 1,2-1,3 p.u. En saturation, la perméabilité s'effondre et la relation B-H non linéaire exige des augmentations massives de courant pour atteindre le flux requis. Pic d'appel = V_appliqué / (X_magnétisation_saturée), où la réactance saturée est 10 à 20 fois inférieure à la normale. Cela crée un transitoire de 8 à 15 fois pour les transformateurs de distribution, qui se maintient pendant 100 à 500 ms jusqu'à ce que le flux se stabilise et que le noyau sorte de la saturation.

Q2 : Comment la limitation de la deuxième harmonique permet-elle de distinguer les défauts de démarrage du transformateur des défauts de court-circuit ?

Le courant d'appel du transformateur contient une harmonique de deuxième ordre de 30-70% (100 Hz dans les systèmes 50 Hz) car la saturation du noyau crée un flux asymétrique, saturant fortement sur un demi-cycle tout en fonctionnant de manière linéaire sur l'autre. Cette asymétrie de forme d'onde génère des harmoniques paires. Les défauts de court-circuit produisent un courant presque sinusoïdal (fréquence fondamentale > 951 TP3T, harmoniques 15-20%, la condition est classée comme un appel de courant et le déclenchement est bloqué pendant 0,5 à 1,0 s. Les défauts réels ont un rapport <5%, de sorte que la protection fonctionne normalement. Les essais sur le terrain montrent une réduction des déclenchements intempestifs de 85 à 95% avec la limitation des harmoniques par rapport au retard seul.

Q3 : Pourquoi certains transformateurs ont-ils un courant d'appel plus élevé que d'autres de même puissance nominale ?

Six facteurs déterminent l'intensité du courant d'appel : (1) Matériau du noyau : l'acier au silicium CRGO conserve un flux résiduel de 60 à 80% (courant d'appel plus important) contre 30 à 50% pour le métal amorphe (meilleur) ; (2) Taille du transformateur : les unités plus grandes ont une résistance unitaire plus faible et des constantes de temps de décroissance plus longues ; (3) Impédance de la source : les sources rigides permettent des pics plus élevés, tandis que les sources faibles atténuent l'amplitude mais prolongent la durée ; (4) Angle de commutation : le passage à zéro de la tension produit le pire scénario (flux asymétrique), tandis que le pic de tension produit un courant d'appel minimal ; (5) Historique de charge : les transformateurs fortement chargés avant la mise hors tension conservent davantage de flux résiduel ; (6) Interruption précédente : l'ouverture contrôlée à courant nul maximise le flux résiduel (80%), tandis que l'ouverture aléatoire varie entre 30 et 80%.

Q4 : Quels réglages du relais de protection permettent d'éviter les déclenchements intempestifs dus aux courants d'appel sans compromettre la détection des défauts ?

Utiliser la restriction harmonique (préféré) : Activer le blocage de la deuxième harmonique au seuil 15-18% (PCT2 = 18% sur les relais SEL, réglage 50H sur ABB). Réglez le déclenchement différentiel à 0,25 pu (87P = 0,25), la pente à 35% (87S = 35%). Cela permet une élimination immédiate des défauts (<100 ms pour les courts-circuits réels) tout en bloquant les déclenchements dus aux courants d'appel. Si la limitation des harmoniques n'est pas disponible, utilisez un délai fixe de 0,8 à 1,2 s avec un déclenchement à 1,3-1,5 × le courant nominal du transformateur, ce qui permet de privilégier l'immunité aux courants d'appel au détriment de la vitesse de suppression des défauts. Pour les applications à commutation fréquente (ATS, transfert de charge), la limitation des harmoniques est obligatoire ; le délai seul crée une exposition inacceptable aux défauts pendant l'intervalle de délai.

Q5 : Puis-je utiliser la commutation contrôlée par point sur onde pour éliminer complètement le courant d'appel ?

Les contrôleurs Point-on-wave réduisent le courant d'appel de 85 à 95% en fermant le disjoncteur au pic de tension (accumulation symétrique du flux, pas de saturation). Le flux résiduel devient insignifiant car le flux appliqué part de zéro et s'accumule symétriquement jusqu'à un maximum de ±1,0 p.u., bien en dessous du seuil de saturation de 1,2 p.u. Exigences : (1) VCB avec temps de fermeture constant (répétabilité de ±2 ms, mécanismes à ressort préférables aux mécanismes magnétiques) ; (2) Contrôleur synchrone mesurant la phase de tension ; (3) Coût de $5 000 à $15 000 par disjoncteur. Idéal pour les gros transformateurs (>5 MVA), les commutations fréquentes (cycles quotidiens) ou les charges sensibles qui ne tolèrent pas les chutes de tension dues aux courants d'appel. Non rentable pour les petits transformateurs à mise sous tension peu fréquente : la limitation des harmoniques offre un avantage de 90%+ pour un coût inférieur à 10%.

Q6 : Qu'est-ce qu'un courant d'appel sympathique et quand pose-t-il problème ?

Un courant d'appel sympathique se produit lorsque la mise sous tension d'un transformateur provoque un courant de magnétisation supplémentaire dans les transformateurs parallèles déjà sous tension. Mécanisme : le transformateur A est mis sous tension → courant d'appel 10× → chute de tension du bus 5-15% due à l'impédance de la source → les transformateurs B et C (déjà en fonctionnement) doivent augmenter le courant de magnétisation pour compenser la chute de tension et maintenir le flux. Courant d'appel total du bus = courant d'appel primaire (A) + courant d'appel sympathique (B+C), souvent 1,2 à 1,5 fois le courant d'appel du transformateur A seul. Cela peut déclencher les disjoncteurs en amont, même lorsque la protection individuelle des transformateurs est coordonnée. Atténuation : utiliser une restriction harmonique sur le disjoncteur d'alimentation, augmenter le délai à 1,5-2,0 s ou alimenter les transformateurs séquentiellement avec des délais de 30-60 s.

Q7 : Comment puis-je déterminer si un déclenchement a été causé par un courant d'appel ou par un véritable défaut du transformateur ?

Examiner les enregistrements des événements du relais de protection pour connaître la forme d'onde du courant et le contenu harmonique : Signature de démarrage montre une décroissance exponentielle sur 100 à 500 ms, un contenu harmonique de 30 à 701 TP3T, un déclenchement dans les 500 premières millisecondes suivant la mise sous tension, un réenclenchement réussi après un délai de 30 à 60 secondes (décroissance du flux). Signature de défaut indique un courant soutenu (pas de décroissance), une seconde harmonique 1000 MΩ normal), une analyse des gaz dissous (DGA) pour détecter les défauts internes et une inspection visuelle pour détecter les dommages mécaniques avant de remettre le transformateur en service.