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Protection du transformateur avec VCB repose sur la compréhension des transitoires électromagnétiques qui se produisent pendant la mise sous tension et les conditions de défaut. En dépannant les défaillances de coordination de la protection dans plus de 40 sous-stations de services publics, nous avons identifié que le défi le plus important consiste à distinguer le courant d'appel magnétisant des événements de défaut réels - un problème qui entraîne 60-70% des incidents de déclenchement intempestif dans les installations de transformateurs de moyenne tension (6,6 kV à 36 kV).
Lorsqu'un transformateur est sous tension, le noyau magnétique peut saturer de manière asymétrique en fonction de l'angle de commutation de la forme d'onde de tension appliquée. Cette saturation produit des courants d'appel atteignant 8 à 12 fois le courant nominal du transformateur (In) pendant des périodes allant de 0,1 à 3,0 secondes. La forme d'onde contient un contenu significatif de seconde harmonique (typiquement 15-30% du fondamental), une caractéristique absente dans les courants de court-circuit qui sont principalement de fréquence fondamentale.
https://xbrele.com/vacuum-circuit-breaker/ Les systèmes VCB ajoutent de la complexité en raison de leur vitesse de séparation des contacts (0,8-1,2 m/s) et de leur capacité supérieure d'extinction de l'arc à courant nul. Contrairement aux disjoncteurs à huile ou SF₆ qui présentent une interruption progressive du courant, les VCB réalisent une coupure nette du courant à des magnitudes aussi faibles que 2-5 A. Cette caractéristique de coupure peut générer des surtensions transitoires à haute fréquence (jusqu'à 3,5 par unité de tension nominale) qui sollicitent l'isolation du transformateur et déclenchent des éléments de protection contre les surtensions.
Les mesures sur le terrain montrent que les rapports de deuxième harmonique (I₂/I₁) sont généralement compris entre 20 et 40% pendant l'appel de courant, mais qu'ils tombent en dessous de 10% pendant les défauts internes. Cependant, l'élimination rapide des défauts par les VCB - typiquement dans les 3 à 5 cycles à 50 Hz - exige des intervalles de temps de coordination de 0,2 à 0,4 seconde entre les dispositifs de protection en amont et en aval pour maintenir la sélectivité.
Le mécanisme d'appel commence au moment de la fermeture. Les noyaux des transformateurs ont besoin d'un courant de magnétisation pour établir le flux. Si la tension d'alimentation est commutée au passage à zéro et qu'un flux résiduel existe déjà dans la même polarité, le noyau entre en saturation profonde. Le courant de magnétisation qui en résulte génère des formes d'ondes fortement déformées que les dispositifs de protection doivent distinguer des véritables conditions de défaut.
Les caractéristiques de commutation des VCB amplifient ce problème. Contrairement aux anciens disjoncteurs à huile, les interrupteurs à vide ferment rapidement les contacts en 40 à 60 millisecondes, sans résistance de pré-insertion pour limiter l'appel de courant. La forte augmentation de la tension (di/dt jusqu'à 5 kV/μs) force le noyau à saturer plus rapidement que les dispositifs de commutation à noyau d'air. Des essais sur le terrain dans des applications minières avec des commutations fréquentes de transformateurs ont montré que les VCB sans algorithme de blocage de l'inrush présentaient des déclenchements intempestifs dans 18-22% des événements de mise sous tension lorsque les éléments de surintensité instantanée étaient réglés sur un courant inférieur à 6× le courant nominal.
Le schéma de décroissance du courant d'appel suit une courbe exponentielle régie par le rapport X/R du transformateur. Pour les transformateurs de distribution typiques (X/R compris entre 10 et 15), la deuxième harmonique dominante tombe à moins de 15% en l'espace de 0,3 à 0,5 seconde, tandis que le courant d'appel résiduel peut persister pendant 2 à 4 secondes en fonction de la qualité de l'acier du noyau et des conditions de charge.
L'écartement des contacts de l'interrupteur à vide (typiquement 10-14 mm dans les applications moyenne tension) et la capacité d'extinction rapide de l'arc (dans les 5 ms à zéro courant) signifient qu'une fois qu'une commande de déclenchement est émise, l'interruption se produit presque instantanément. Par rapport aux disjoncteurs SF₆ plus lents, la fenêtre de temps est minimale pour que la logique de discrimination empêche un déclenchement erroné.
Contrainte de seconde harmonique
Les relais numériques modernes réalisent la discrimination en comparant la composante 100 Hz (dans les systèmes 50 Hz) à la fondamentale 50 Hz en temps réel, en bloquant les commandes de déclenchement lorsque le rapport confirme les caractéristiques d'appel plutôt que les conditions de défaut. Selon la norme IEEE C37.91 (applications des relais de protection), des méthodes de limitation des harmoniques doivent être employées lorsque le rapport de la deuxième harmonique dépasse 15% de la composante fondamentale pendant la mise sous tension du transformateur.
Les courants d'appel contiennent 15-30% d'harmoniques secondes pendant les trois premiers cycles, alors que les défauts montrent typiquement <5%. Le réglage d'un pick-up de limitation des harmoniques inférieur à 12% ou d'un temps de supervision inférieur à 5 cycles empêche une discrimination efficace. Pour vérifier que la discrimination est correcte, enregistrer les formes d'ondes de courant pendant la mise sous tension du transformateur à l'aide des enregistrements d'événements de relais. Si des déclenchements se produisent dans les 200 premières millisecondes et que l'oscillographie montre un contenu élevé en harmoniques secondes, augmenter le seuil de limitation des harmoniques de 15% par défaut à 20% par incréments de 2%.
Coordination temps-courant
Les défaillances de coordination de la protection permettent aux disjoncteurs en amont de se déclencher avant que les dispositifs en aval n'isolent les défauts. Le paramètre critique est la séparation de la courbe temps-courant : maintenir un temps de discrimination minimum de 0,3 seconde entre les zones de protection pour toutes les intensités de courant jusqu'à 10 kA. Les intervalles de temps de coordination (ITC) inférieurs à 0,3 seconde entre les dispositifs de protection en amont et en aval créent une fausse sélectivité.
Les courbes des relais à maximum de courant doivent maintenir cette marge à tous les niveaux de courant de défaut. Les audits sur le terrain révèlent que 45% des installations utilisent des courbes inverses standard (SI) alors que les courbes très inverses (VI) ou extrêmement inverses (EI) s'adaptent mieux aux conditions d'appel. Pour un transformateur de 1000 kVA avec une impédance de 5%, le réglage de l'appel doit être de 125-150% du courant de pleine charge (environ 1,5-1,8 kA au secondaire de 400V).
Sélection et charge des TC
Les mesures sur le terrain nécessitent des tests d'injection de courant triphasé aux bornes du relais. Injecter des courants à 125%, 150%, 200% et 500% des réglages de prise de relais tout en mesurant le temps de déclenchement avec une résolution de l'ordre de la milliseconde. Les temps de déclenchement réels dépassant les valeurs calculées de plus de 50 millisecondes indiquent une dégradation du relais ou une érosion des contacts dans le mécanisme du VCB nécessitant une maintenance.
[EXPERT INSIGHT : Harmonic Restraint Configuration]
Les audits sur le terrain des schémas de protection des transformateurs dans plus de 150 installations de moyenne tension révèlent que les erreurs de réglage sont responsables de 68% des déclenchements intempestifs de VCB lors de la mise sous tension. Voici les cinq erreurs critiques et leurs solutions :
Le réglage de la protection instantanée contre les surintensités en dessous de 8 à 10 fois le courant nominal du transformateur est la principale cause des déclenchements dus à l'appel de courant. Nous avons documenté des cas où 51 relais étaient configurés à 5× In, entraînant un déclenchement immédiat sur des courants d'appel asymétriques qui atteignaient 12× In pendant les 50 premières ms.
Fixer : Régler les éléments instantanés au-dessus de la magnitude d'appel de pointe avec une marge de sécurité - typiquement 12-15× In pour les transformateurs de distribution. Selon la norme IEEE C37.91, l'appel magnétisant peut persister à 3-5× In pendant 0,1 seconde dans les transformateurs de plus de 5 MVA.
Les études industrielles montrent que 42% des schémas mal coordonnés utilisent des CTI de 0,15 à 0,2 seconde, ce qui est insuffisant pour tenir compte du temps de fonctionnement de la VCB (40-80 ms), de la surcourse du relais et de l'erreur du TC à des courants de défaut élevés.
Fixer : La norme IEC 60255 recommande un CTI minimum de 0,3-0,4 seconde pour les relais électromécaniques et de 0,2-0,3 seconde pour les dispositifs numériques, mais les conditions sur le terrain exigent souvent 0,4 seconde, quel que soit le type de relais.
Les relais multifonctions modernes intègrent des algorithmes de limitation de la seconde harmonique pour distinguer le courant d'appel du courant de défaut, mais 35% des installations auditées ont soit désactivé cette fonction, soit réglé les seuils de manière incorrecte.
Fixer : Activer le bridage harmonique avec une captation à 15-20% du contenu harmonique secondaire et un temps de supervision d'au moins 5 cycles (100 ms pour les systèmes à 50 Hz).
L'application d'une protection résiduelle à la terre en dessous de 10 A au primaire sur les transformateurs alimentés par câble provoque des déclenchements sur les transitoires de charge capacitive. Les systèmes de câbles génèrent un courant de charge de 0,5 à 1,5 A/km à 10 kV ; une ligne d'alimentation de 2 km produit 2 à 3 A en régime permanent.
Fixer : Les réglages de défaut de terre doivent dépasser 3× le courant de charge - typiquement 20-50 A pour les réseaux de moyenne tension - tout en maintenant la sensibilité selon les normes locales de mise à la terre.
L'élément instantané (fonction 50) est souvent réglé à 6× le courant nominal lorsque les pointes d'appel atteignent 8-12× pendant la reprise à froid après des coupures prolongées.
Fixer : Régler l'élément instantané au-dessus du courant d'appel maximal - typiquement 12-15× le courant nominal - ou le désactiver entièrement pendant la période de restriction (0,3-0,5 secondes).
Paramètres du système :
Étape 1 : Calcul des courants nominal et d'appel
Courant primaire assigné : In = 1250 kVA / (√3 × 10,5 kV) = 68,7 A
Appel de courant maximal (cas le plus défavorable) : 12 × 68,7 A = 824 A, durée 0,1-1,5 secondes
Étape 2 : Configuration de l'élément instantané (ANSI 50)
Réglage de la prise de courant : 12 × 68,7 A = 824 A (au-dessus du pic d'appel maximal)
Activation de la limitation de la seconde harmonique : seuil de 18%, minuterie de supervision de 0,5 seconde
Retard à temps défini : 0,2 seconde (sauvegarde en cas d'échec du blocage harmonique)
Étape 3 : Réglage de la courbe de temps de surintensité (ANSI 51)
Type de courbe : Norme IEC inverse
Ramassage : 1,25 × 68,7 A = 86 A
Multiplicateur de temps : 0,15 (élimine une surcharge de 3× en 8 secondes, coordonne avec le distributeur en amont avec une marge de 0,5 seconde)
Étape 4 : Vérifier l'adéquation du TC
Facteur limite de précision (ALF) = 10 → saturation à 10 × 150 A = 1500 A primaire
Capacité de traversée des défauts : 25 kA de courant de défaut disponible se traduisent par 25000 × (5/150) = 833 A au secondaire dans la plage linéaire sans saturation.
Étape 5 : Adaptation saisonnière
Pour les installations extérieures fonctionnant à -10°C, porter le délai de supervision de la limitation des harmoniques à 0,8 seconde pour tenir compte de l'augmentation de la durée de l'appel de courant dans des conditions ambiantes froides.
Résultat : Cette configuration résiste à plus de 50 appels de courant sans déclenchement intempestif, élimine les défauts internes en 0,05 seconde (instantané) et maintient une sélectivité de 0,5 seconde avec la protection des départs en amont.
[POINT DE VUE EXPERT : Validation de la mise en service sur le terrain].
Les essais sur le terrain et les procédures de mise en service exigent une vérification systématique de la coordination des protections, de la synchronisation des disjoncteurs et des réglages de discrimination d'appel. Lors de nos déploiements dans plus de 85 sous-stations industrielles avec des transformateurs de distribution de 11 kV et 33 kV, 60% des déclenchements intempestifs ont été attribués à une validation inadéquate de la mise en service plutôt qu'à des erreurs de conception.
Protocole d'essai de l'injection primaire
L'injection primaire valide la chaîne de protection complète, depuis les transformateurs de courant jusqu'aux bobines de déclenchement du VCB, en passant par les éléments de relais. La procédure nécessite l'injection de courants triphasés pendant la surveillance :
Pour la validation de la limitation de l'appel, injecter des formes d'ondes de courant magnétisant monophasé avec un contenu harmonique de second ordre de 15 à 20% du fondamental. Le relais doit faire preuve de retenue pour les rapports harmoniques supérieurs au seuil de 15% tout en permettant le déclenchement lorsque les harmoniques décroissent en dessous de 12%.
Vérification de l'intégrité du vide
La mesure de la résistance de contact à travers chaque bouteille d'interrupteur à vide à l'aide d'un équipement de micro-ohmmètre doit donner des valeurs inférieures à 100 μΩ pour les nouvelles installations et inférieures à 150 μΩ pour les disjoncteurs en service. Les valeurs supérieures à 200 μΩ indiquent une érosion du contact ou une contamination nécessitant le remplacement de l'interrupteur.
Les essais de temporisation mécanique des VCB vérifient le temps de déplacement des contacts à l'aide d'un équipement d'enregistrement à grande vitesse, avec des valeurs typiques comprises entre 40 et 60 ms pour les opérations de fermeture et entre 20 et 35 ms pour les opérations d'ouverture à la tension nominale. Selon la clause 6.111 de la norme CEI 62271-100, les disjoncteurs à vide doivent présenter des temps de fonctionnement mécanique constants avec une tolérance de ±5 ms sur 10 opérations consécutives dans des conditions de non-charge.
L'intégrité de l'interrupteur à vide affecte directement la capacité d'interruption d'arc. Les essais sur le terrain utilisent des essais de résistance à haute tension à 80% de la tension nominale de résistance aux impulsions de foudre (typiquement 75 kV pour les disjoncteurs de classe 12 kV) sur des contacts ouverts. Les essais de résistance aux fréquences électriques appliquent une tension de 42 kV pendant 1 minute sur les disjoncteurs de 12 kV.
Fonctionnement du transformateur différentiel (87T) pendant l'appel de courant
Lorsque les courants de court-circuit approchent la capacité d'interruption nominale du VCB (souvent 25-40 kA pour les applications moyenne tension), les transformateurs de courant dont la charge dépasse leur valeur nominale de 15 VA à 5 A au secondaire peuvent saturer, ce qui fausse la précision de la mesure du relais et entraîne un mauvais fonctionnement du relais différentiel.
La saturation du TC sur un enroulement crée un faux courant différentiel pendant les transitoires d'appel. Les relais multifonctions modernes bloquent transversalement les éléments différentiels à l'aide d'un dispositif de limitation des harmoniques afin d'empêcher leur fonctionnement. Les caractéristiques différentielles en pourcentage doivent être configurées avec la pente 1 de 20% et la pente 2 de 50% conformément aux recommandations de la norme IEC 60255-187 pour les applications de transformateurs.
Durée d'utilisation et durée de vie des contacts
Chaque défaut traversant (défaut au-delà du transformateur, éliminé par le disjoncteur en aval) sollicite les contacts du VCB. Pour plus d'informations sur la maintenance des contacts, consulter https://xbrele.com/vacuum-circuit-breaker-parts/ les spécifications.
Une seule interruption à 25 kA consomme environ 10 opérations mécaniques équivalentes à l'érosion du contact. Les contacts en CuCr (cuivre-chrome) tolèrent des profondeurs d'érosion allant jusqu'à 2-3 mm avant qu'il ne soit nécessaire de les remplacer. Mesurer l'épaisseur du contact à l'aide d'un pied à coulisse de précision et comparer avec les nouvelles dimensions du contact enregistrées lors de l'installation.
Les VCB fonctionnant à 12 kV avec des capacités d'interruption de 25 kA doivent terminer la fermeture du contact dans un délai de 50 à 80 ms conformément aux exigences de la norme IEC 62271-100. Les délais supérieurs à 100 ms suggèrent un blocage du mécanisme de l'actionneur ou une énergie de charge du ressort insuffisante (l'énergie stockée requise est généralement de 200 à 300 J).
Pour des conseils de sélection complets sur les spécifications des disjoncteurs compatibles avec la protection, voir https://xbrele.com/vcb-rfq-checklist/ exigences techniques.
Référence de l'autorité externe : Le comité IEEE Power System Relaying and Control fournit des guides d'application détaillés pour la coordination de la protection des transformateurs à l'adresse suivante https://www.ieee.org/.
Contexte du problème
Une usine industrielle équipée de trois transformateurs à bain d'huile de 1600 kVA a connu 12 déclenchements intempestifs sur une période de six mois au cours de séquences normales de mise sous tension. Chaque déclenchement s'est répercuté en cascade sur les disjoncteurs d'alimentation 33 kV en amont, provoquant des pannes de 15 minutes sur l'ensemble de l'installation, affectant les lignes de production.
Résultats de l'enquête
Le dépannage systématique a révélé quatre causes profondes :
Mise en œuvre de la solution
Résultats à 18 mois
Aucun déclenchement intempestif au cours de la période de surveillance de 18 mois qui a suivi la mise en œuvre. Les données de l'enregistreur de défauts ont confirmé le maintien d'un temps d'effacement <80 ms pour les défauts de passage réels pendant les tests de maintenance programmés. Les mesures de résistance de contact sont restées inférieures à 120 μΩ, ce qui indique qu'il n'y a pas eu d'érosion accélérée due à des déclenchements intempestifs antérieurs.
La discrimination des appels de courant sépare les sous-stations fiables des cauchemars de la maintenance. La différence réside dans la sélection coordonnée des TC, le réglage de l'algorithme du relais et la modélisation réaliste des conditions de terrain qui tient compte de la température ambiante, des courants de charge des câbles et des variations saisonnières de l'appel de courant.
XBRELE associe l'ingénierie de protection à https://xbrele.com/vacuum-circuit-breaker-manufacturer/ conception - nos ingénieurs d'application préconfigurent les ensembles de relais VCB pour les transformateurs, en incorporant la limitation de l'harmonique secondaire, les essais de résistance aux pannes et les protocoles d'ajustement saisonnier.
Demander une étude de coordination de la protection : Soumettre les valeurs nominales des transformateurs, les niveaux de défaut et les modèles de relais existants. Recevoir les courbes temps-courant, les calculs de dimensionnement des TC et les fichiers de paramétrage dans les 72 heures.
Les produits à fournir sont les suivants :
Q1 : Quel pourcentage de seconde harmonique doit déclencher la limitation de l'appel de courant dans les relais de protection VCB ?
R : Régler la prise de contrôle des harmoniques entre 15 et 20% du courant fondamental, 18% offrant un équilibre optimal pour la plupart des transformateurs de distribution. Des seuils inférieurs (12%) risquent de bloquer la détection de défauts légitimes, tandis que des réglages plus élevés (25%+) peuvent ne pas permettre de limiter les conditions d'appel à saturation profonde.
Q2 : Combien de temps dure généralement le courant d'appel d'un transformateur lors de la commutation d'un disjoncteur à vide ?
R : L'appel de pointe passe de 8-12× le courant nominal à moins de 3× en l'espace de 0,3-0,5 secondes pour la plupart des transformateurs de distribution, bien que le courant de magnétisation résiduel persiste pendant 2-4 secondes. Les températures ambiantes froides inférieures à 0°C prolongent la durée à plus de 2,5 secondes en raison de l'augmentation de la viscosité de l'huile.
Q3 : Quel est l'intervalle de coordination temporelle minimum qui permet d'éviter les faux déclenchements entre les VCB en amont et en aval ?
R : Maintenir un intervalle de temps de coordination (CTI) de 0,3 à 0,4 seconde entre les zones de protection pour tenir compte du temps de fonctionnement du VCB (40-80 ms), de la surcourse du relais et des erreurs de mesure du TC. Les conditions de terrain avec les systèmes de câbles ou les variations fréquentes de température nécessitent souvent une marge de 0,4 seconde.
Q4 : Pourquoi les VCBs se déclenchent-ils lors de la mise sous tension du transformateur, même si les réglages des relais sont corrects ?
R : La saturation des TC pendant un appel de grande amplitude (>1500 A primaire pour des TC 150/5 A avec ALF=10) déforme les formes d'ondes secondaires, réduisant le contenu visible des deuxièmes harmoniques en dessous du seuil de restriction du relais. Le relais interprète alors l'appel de courant saturé comme une condition de défaut.
Q5 : Quelle classe de précision du TC est requise pour une protection différentielle fiable des transformateurs avec des VCB ?
R : La classe 5P10 (CEI) ou C200 (IEEE) sont des spécifications minimales, mais la classe PX avec une tension au point mort supérieure à 2× le courant de défaut maximal × la charge secondaire totale offre des performances supérieures. Calculer le point d'inflexion requis comme Vk ≥ 2 × Ifault × (RCT + Rlead + Rrelay).
Q6 : La fermeture automatique peut-elle être utilisée en toute sécurité sur les départs de transformateurs protégés par des disjoncteurs à vide ?
R : Le réenclenchement automatique nécessite un temps mort d'au moins 10 secondes pour permettre la décroissance du flux du noyau en dessous du résidu de 10% ; sinon, le deuxième appel de courant peut dépasser l'amplitude initiale et provoquer des déclenchements répétés. La plupart des applications d'alimentation de transformateurs désactivent entièrement le réenclenchement automatique.
Q7 : Comment l'érosion des contacts dans les interrupteurs VCB affecte-t-elle les performances de protection des transformateurs ?
R : La résistance de contact supérieure à 200 μΩ (mesurée avec l'équipement de test DLRO) augmente l'échauffement I²R et l'énergie de l'arc pendant l'interruption, prolongeant potentiellement le temps d'effacement de 10 à 20 ms et réduisant la capacité de résistance aux défauts traversants. Remplacer les contacts lorsque la profondeur d'érosion dépasse 2 mm ou les limites spécifiées par le fabricant.
