Transformateurs à moyenne tension : principes de base des transformateurs à moyenne tension

Un transformateur de distribution ou transformateur de service à moyenne tension est un type de transformateur qui assure la transformation finale de la tension dans le système de distribution d’énergie électrique, réduisant ainsi la tension utilisée dans les lignes de distribution jusqu’au niveau utilisé par le client.

Les niveaux pratiques de tension sont souvent appelés moyenne tension, ce qui signifie que la tension qui entre dans le transformateur est comprise entre 5 kV et 35 kV. Certaines tensions de distribution peuvent dépasser 35 kV et, le cas échéant, seraient considérées comme de la haute tension, mais la plupart des systèmes de distribution se trouvent dans la plage de moyenne tension. Les transformateurs de distribution modernes sont fabriqués conformément à de nombreuses normes, notamment celles de l’IEEE (Institute of Electrical and Electronics Engineers) et de la CEI (Commission électrotechnique internationale).

Aux États-Unis, les caractéristiques et les fonctionnalités de la plupart des transformateurs de distribution relèvent de la norme IEEE C57.12.00 (exigences générales standard pour les transformateurs de distribution et de régulation d’énergie à bain liquide). Cependant, il existe une multitude de normes qui s’appliquent à des types et à des applications spécifiques de transformateurs, notamment les transformateurs de sous-station, les transformateurs compartimentés à montage sur socle, les transformateurs monophasés montés sur poteau, les transformateurs pour générateur, les transformateurs à haute température et bien d’autres encore.

Transformateur de sous-station

Le transformateur de sous-station est le cœur de la sous-station électrique. Ce transformateur change la relation entre la tension et le courant entrants et la tension et le courant sortants. Les valeurs nominales des transformateurs de sous-station sont déterminées en fonction de leur relation entre tension primaire et tension secondaire et de leur capacité d’acheminement de l’électricité. Par exemple, un transformateur de sous-station type aurait des valeurs nominales de 15 kV, 25 kV, 35 kV ou 46 kV sur le primaire à une puissance nominale d’environ 5 à 20 MVA. La tension secondaire ou basse peut être comprise entre 15 kV et 5 kV, voire inférieure à 600 V. La conception et les fonctionnalités du transformateur de sous-station sont dictées par les normes IEEE C57.12.00 et C57.12.36. Ces transformateurs type se composent d’un noyau et de bobines baignées dans de l’huile ou du liquide diélectrique, dans un réservoir en acier. L’huile ou le fluide servent à la fois d’isolant et de liquide de refroidissement pour maintenir le noyau dans une gamme de températures de fonctionnement fiables. Les transformateurs de sous-station sont facilement identifiables par leurs traversées, jauges, panneaux ou équipements de surveillance exposés et sont généralement installés derrière une clôture ou dans une zone restreinte.

Transformateur triphasé monté sur socle

Un transformateur triphasé monté sur socle est un transformateur de distribution électrique monté au sol dans un boîtier verrouillable en acier qui est lui-même monté sur une dalle de béton. Ces types de transformateurs sont généralement plus petits (45 à 5 000 kVA), mais peuvent également être produits en plus grandes tailles (jusqu’à 10 MVA). Ils sont installés à l’intérieur ou proche d’espaces publics. Le transformateur compartimenté, inviolable et monté sur socle est idéal pour les applications où la sécurité du public est primordiale. La conception et les fonctionnalités globales sont dictées par la norme IEEE C57.12.34, tandis que la nature inviolable du transformateur à montage sur socle est dictée par la norme IEEE C57.12.28 ou C57.12.29 pour les zones côtières. 

Transformateur monophasé monté sur socle

Les transformateurs monophasés montés sur socle sont couramment installés dans des zones résidentielles et sont destinés à la distribution d’électricité par l’entremise de systèmes souterrains. Les caractéristiques et la disposition des transformateurs monophasés montés sur socle sont indiquées dans la norme IEEE C57.12.38. Ces transformateurs ont généralement des valeurs nominales de 10 à 167 kVA (jusqu’à 250 kVA selon le champ d’application des normes IEEE) et jusqu’à 35 kV sur le primaire. 

Transformateur monophasé monté sur poteau

Les transformateurs monophasés montés sur poteau sont fréquemment installés dans des zones résidentielles, mais sont aussi courants dans les petites entreprises qui requièrent l’alimentation triphasée d’une batterie de transformateurs. Ces transformateurs peuvent varier en termes de taille (de 5 kVA à 500 kVA), avec des tensions allant jusqu’à 35 kV de ligne à ligne. Les batteries de transformateurs montées sur poteau permettent d’avoir trois appareils monophasés reliés à un système triphasé afin de permettre la distribution par les lignes aériennes. Les types de branchement des enroulements, les normes de montage, ainsi que la fonctionnalité et la disposition globale sont régis par la norme IEEE C57.12.20.

Transformateur non immergé ventilé

Les transformateurs non immergés ventilés sont des dispositifs de changement de tension (augmentation ou diminution) ou d’isolation qui sont refroidis à l’air plutôt que refroidis par du liquide. Le boîtier du transformateur est ventilé pour permettre à l’air de circuler et de refroidir la ou les bobine(s). Pour les opérations en extérieur, un boîtier de transformateur non immergé sera généralement doté de persiennes pour permettre la ventilation. Les transformateurs non immergés respectent les normes IEEE C57.12.01 et C57.12.91, avec des valeurs nominales de 15 kVA à 30 MVA et des tensions primaires supérieures à 601 V.

• Première lettre : agent de refroidissement interne, en contact avec les enroulements
  • O = liquide isolant avec point de feu ≤ 300 ^oC (cf. ASTM D92)¹²
  • K = liquide isolant avec point de feu > 300 ^oC
  • L = liquide isolant sans point de feu mesurable
• Deuxième lettre : mécanisme de circulation de l’agent de refroidissement interne
  • N = flux de convection naturel par le biais de l’équipement de refroidissement et dans les enroulements
  • F = circulation forcée par le biais de l’équipement de refroidissement (c.-à-d. pompes de liquide de refroidissement), flux de convection naturel dans les enroulements (également appelé flux non dirigé)
  • D = circulation forcée par le biais de l’équipement de refroidissement, dirigée de l’équipement de refroidissement au moins jusqu’aux enroulements principaux (également appelé flux dirigé)

• Troisième lettre : agent de refroidissement externe
  • A = air
  • W = eau
• Quatrième lettre : mécanisme de circulation de l’agent de refroidissement externe
  • N = convection naturelle
  • F = circulation forcée [ventilateurs (refroidissement à l’air), pompes (refroidissement à l’eau)]
• Niveau d’isolation de base (BIL) : la quantité d’isolant intégrée à l’appareil pour résister à une tension de choc
• Impédance : la somme vectorielle de la résistance inhérente et de la réactance du transformateur. L’impédance du transformateur détermine la quantité de courant de défaut disponible aux bornes secondaires du transformateur
• Fréquence : elle est généralement de 50 ou 60 hertz. Le transformateur sera conçu spécifiquement pour la fréquence du système

La disposition d’un transformateur est définie par le type de composants présents, par exemple ceux à face sous tension et ceux isolés, l’emplacement des composants (système à circuit bouclé ou système à alimentation radiale), pour une utilisation intérieure ou extérieure, à gorge ou à bride (sous-stations). Tout cela dépend de l’application et des normes IEEE suivantes, par exemple C57.12.36 (sous-stations), C57.12.34 (transformateurs triphasés compartimentés), C57.12.38 (transformateurs monophasés montés sur socle) et C57.12.20 (transformateurs monophasés aériens). De nombreuses caractéristiques des transformateurs de distribution modernes sont centrées autour de la forme et de l’adéquation de l’appareil à une installation, à une zone ou une région spécifique, ou à l’application. La conception et la disposition du transformateur peuvent être liées à des ensembles de fonctionnalités ou à des exigences spécifiques, comme la nature inviolable d’un transformateur compartimenté monté sur socle.

Traversées primaires à face sous tension et isolées

Il existe deux choix distincts pour le branchement haute tension d’un transformateur.

À face sous tension (de type porcelaine) : les pièces conductrices de tension sont exposées. Les terminaisons à face sous tension disposent de connecteurs haute tension, de parasurtenseurs ou de fusibles qui sont exposés à l'opérateur une fois l’armoire ouverte.

Isolé (à connecteurs isolés amovibles) : souvent appelés à traversées isolées. La sécurité est accrue puisqu’il n’y a pas de pièces conductrices de courant auxquelles l’opérateur est exposé.

Les connecteurs isolés se déclinent en deux catégories principales : à coupure en charge et à coupure hors charge.

• Types de connecteurs isolés
  • IEEE 386 – Norme pour les systèmes à connecteurs isolés amovibles
  • Coupure en charge, 200 A
    • 15 et 25 kV
  • 35 kV (2 normes)
    • Grande interface
    • Petite interface
  • Coupure hors charge, 600 A et 900 A
    • 15, 25 et 35 kV
• Connecteurs et configurations
  • Configurations (disposition des traversées)
    
    • Alimentation radiale
    • Circuit bouclé
    • Options de disposition des traversées
      • La norme ANSI/IEEE C57.12.34 définit l’espacement des traversées, la hauteur des traversées et la taille du compartiment de branchement
        • Minimum
        • Spécifique

Système radial

Un système radial utilise un seul transformateur dédié pour desservir un client ou un groupe de clients. L’inconvénient de ce système est que si la ligne de distribution est défectueuse, tous les clients en aval du problème se retrouvent sans électricité. Dans l’exemple ci-dessous, les transformateurs sont illustrés avec des fusibles qui les isoleraient de la ligne de distribution en cas de surcharge ou de défaillance du transformateur. Les systèmes radiaux sont principalement utilisés dans les zones rurales ou isolées. Les systèmes à alimentation radiale nécessitent que les transformateurs ne disposent que d’une seule traversée haute tension par ligne de phase branchée (une pour les applications mises à la terre à couplage en étoile et deux pour les applications à couplage en triangle et en étoile), puisque le courant ne circule en circuit fermé dans aucun transformateur.

Système à circuit bouclé

Un système à circuit bouclé est alimenté par deux alimentations différentes : une branchée à chaque extrémité de la boucle. En théorie, l’ensemble de la boucle de transformateurs pourrait être alimentée par l’une ou l’autre des sources, ou les transformateurs peuvent être répartis entre les deux sources, selon l’endroit où un « point d’isolation » est créé. En cas de défaillance d’un câble souterrain, ce point d’isolation est « déplacé » (en utilisant des interrupteurs à coupure en charge ou des connecteurs coudés), de sorte qu’aucun client ne subisse de coupure de courant pendant la réparation du câble. Dans l’exemple ci-dessous, les transformateurs sont illustrés avec des fusibles qui isoleraient le transformateur défaillant, limitant ainsi les coupures de courant aux seuls clients alimentés par le transformateur défaillant. Les transformateurs à circuit bouclé disposent de deux traversées haute tension par ligne de phase branchée. Ainsi, le courant peut circuler en circuit fermé à travers le transformateur et en aval jusqu’au suivant.

Segments d’un transformateur de sous-station

La vue en plan montre les segments ANSI utilisés pour identifier l’emplacement des traversées haute tension et basse tension.

Segment 1 (avant) : plaque signalétique, jauges, valves, etc.

Segment 2 : norme pour les traversées à montage mural (segment 4 facultatif)

Segment 3 : norme pour les traversées montées sur le couvercle

Segment 4 : norme pour les traversées à montage mural (segment 2 facultatif)

Types de refroidissement

• À panneau de radiateur
  • Soudé
  • Boulonné (amovible)
  • Avec ventilateur(s)
• Ondulé
  • Ondulé sans ventilateur(s)
  • Ondulé avec ventilateur(s)

Protection contre les surintensités

Une protection contre les surintensités en cas de défauts et de surcharge peut être assurée par divers types de fusibles et de disjoncteurs. Parfois, ces dispositifs sont utilisés conjointement. En ce cas, ils doivent souvent être coordonnés en système pour obtenir une protection et une fonctionnalité appropriées. 

• Fusible : le fusible est l’un des types courants de protection contre les surintensités pour les transformateurs. Les transformateurs utilisent plusieurs types de fusibles et chacun d’entre eux présente des avantages et des inconvénients.
  • À expulsion : les fusibles à expulsion sont des dispositifs de protection peu coûteux et disponibles dans divers types. Le type le plus courant pour les transformateurs de distribution à moyenne tension sont les fusibles à baïonnette. Une fois la défaillance réparée, le fusible à expulsion est facilement remplaçable depuis l’extérieur du réservoir du transformateur. Pour une protection adéquate, il doit être utilisé en série avec une barrette de sectionnement ou avec des fusibles limiteurs de courant à gamme partielle. Catégories disponibles : jusqu’à 38 kV
  • À cartouche : les fusibles à cartouche sont semblables aux fusibles à baïonnette, mais ne comportent pas de poignées pour le retrait depuis l’extérieur. Ils sont entièrement situés à l’intérieur du réservoir, mais accessibles depuis le couvercle d’accès sur le dessus. L’avantage de ce modèle est qu’il existe des valeurs nominales d’intensité (A) légèrement supérieures à celles actuellement disponibles avec les fusibles à baïonnette.
  • Limiteurs de courant (à gamme complète et à gamme partielle) : les fusibles limiteurs de courant constituent un autre type de protection. Ils peuvent limiter la surintensité qui survient lors d’une défaillance en forçant la fermeture de l’arrivée de courant. Il s’agit généralement de défauts à basse impédance lors desquels les enroulements des transformateurs sont défectueux. L’impédance est limitée ou nulle pour que le courant de défaut puisse passer à travers le transformateur, ce qui peut endommager les autres équipements du système si aucun fusible limiteur de courant n’est en place. 
  • Fusible à expulsion + fusible limiteur de courant à gamme partielle en série : la combinaison d’un fusible à expulsion et d’un fusible limiteur de courant à gamme partielle est l’un des types de protection les plus courants pour les transformateurs de distribution. Dans cette disposition, les défauts secondaires et les courants de surcharge sont supprimés par le fusible à baïonnette, tandis que les défauts de niveau élevé sont éliminés par le fusible limiteur de courant. Les deux fusibles sont branchés en série et sont coordonnés de sorte que le fusible limiteur de courant ne s’actionne qu’en cas de défaillance interne de l’équipement

• Disjoncteurs : les disjoncteurs constituent une protection contre les surintensités de type réarmable. Ils sont disponibles dans une grande variété de catégories d’intensité et de tension.
  • Les disjoncteurs haute tension sont généralement des dispositifs autonomes et sont utilisés dans une sous-station ouverte. Les disjoncteurs moyenne et basse tension peuvent être des dispositifs autonomes ou peuvent être regroupés et assemblés dans une rangée d’appareillages de commutation ou sur un panneau de contrôle monté. 
    
• VFI (interrupteurs) : l’interrupteur de défaut à vide (VFI) est un type de disjoncteur propre aux transformateurs Eaton. Ce dispositif est récupéré sur l’équipement de l’appareillage de commutation monté sur socle d’Eaton et intégré directement au transformateur comme dispositif de protection principal réarmable et à déclenchement électronique. En plus d’offrir une protection, cet appareil peut également être utilisé comme interrupteur à coupure en charge (interrupteur Marche/Arrêt). Les commandes électroniques de ce dispositif peuvent permettre des schémas de commande externe.
• Interrupteur Magnex : l’interrupteur Magnex de la série Cooper Power d’Eaton est un dispositif réarmable de protection contre les surintensités qui peut être utilisé pour protéger les transformateurs à plus faible intensité du primaire contre les surcharges et défauts nuisibles. Tout comme le VFI, il peut être utilisé comme dispositif à coupure en charge.

Surtension

• Parasurtenseurs : classe de distribution, intermédiaire et de station
  • À face sous tension
  • Surélevés
  • Isolés
  • À bain d’huile
  • Basse tension

 

• Interrupteurs : il existe deux principales catégories d’interrupteurs pour transformateurs.
  • Interrupteur à coupure en charge (fonctionnement sous tension) : un interrupteur à coupure en charge peut fonctionner même si du courant circule à travers le transformateur. Il peut être utilisé pour allumer/éteindre l’appareil, changer les alimentations entrantes ou sectionner la boucle entrante.
    • Interrupteur non court-circuitant (BBM) : ce type d’interrupteur à coupure en charge se compose de lames conductrices qui sont momentanément séparées entre des opérations de commutation, ce qui met brièvement le circuit hors tension pendant la commutation. 
    • Interrupteur court-circuitant (MBB) : ce type d’interrupteur à coupure en charge se compose de lames conductrices qui sont construites de telle sorte que le circuit n’est jamais complètement ouvert et que l’énergie continue de circuler tout au long de l’opération de commutation.
  • Interrupteur à coupure hors charge (hors tension) : un interrupteur à coupure hors charge ne peut pas être utilisé lorsque le transformateur est sous tension ou que du courant le traverse. Les interrupteurs à coupure hors charge couramment utilisés incluent les commutateurs à prises de réglage, les commutateurs à tension double ou les commutateurs à couplage en triangle-étoile.

• Jauges : les transformateurs sont dotés d’une multitude de jauges qui permettent de les surveiller facilement ou de vérifier leur état. Parmi les types les plus courants, on retrouve les jauges de température du fluide ou des enroulements et les manomètres/vacuomètres. La plupart des jauges sont offertes dans l’un des deux styles suivants. 
  • Jauge analogique sans contact : utilisée pour la surveillance locale uniquement, pour un diagnostic du transformateur
  • Jauge de contact ou jauge à contacts : contient des contacts conducteurs internes pouvant se fermer ou s’ouvrir en cas d’apparition d’une condition donnée et relayant un signal électrique à un annonciateur ou à un poste de commande en tant que signal d’alarme 

• Vanne d’échantillonnage : les vannes d'échantillonnage sont souvent intégrées à une vanne de purge du transformateur. La vanne d’échantillonnage est un composant crucial d’un transformateur à isolant liquide, car elle permet à l’opérateur de soutirer une partie du fluide du transformateur afin d’effectuer une analyse des gaz dissous ou d’autres tests du fluide pouvant aider à déterminer l’état général de l’appareil. Eaton et d’autres fabricants fournissent désormais la vanne d’échantillonnage de fluide à l’extérieur afin de pouvoir y accéder en toute sécurité lorsque le transformateur est encore sous tension.
  

• Interrupteur de coupure visible : interrupteur de coupure visible est un terme qui désigne un interrupteur permettant l’isolation visible d’un circuit monophasé ou triphasé. L’ajout d’un interrupteur de coupure visible a pour objectif de permettre à un opérateur de déterminer rapidement et efficacement si un transformateur ou une ligne est bel et bien hors tension. Les transformateurs Eaton peuvent être fournis avec un interrupteur externe de coupure visible sur les transformateurs montés sur socle, afin de permettre la mise hors tension sans avoir à pénétrer dans les armoires primaires ou secondaires.

• Relais/Schémas : la protection du système est l’art et la science visant à détecter les problèmes des composants du système d’alimentation, puis à isoler ces composants. Les relais de protection, les systèmes de communication connexes, les dispositifs de détection de tension et de courant, les batteries de station et les circuits de commande CC font partie des dispositifs d’un système de protection. En fin de compte, ces capteurs et dispositifs de protection permettent de garantir la protection continue des équipements tels que les transformateurs, réacteurs, générateurs, condensateurs, bus et lignes de transmission contre les dangers liés aux surtensions, aux défauts électriques et aux surintensités.
  

Essais de routine

Test de rapport, polarité et relation de phase

1. Le but de ces essais consiste à vérifier que le rapport de transformation de haute tension et basse tension est approprié (sur toutes les positions de réglage et tous les réglages de tension)
   
2. Ce test permet de vérifier que l’appareil est adapté aux conditions de circuit ouvert, aux conditions de court-circuit (entre spires) et que la polarité et la relation de phase sont appropriées (fil de départ par rapport au fil de fin)
3. Les résultats des essais sont conformes aux normes IEEE C57.12.00 (tolérance de +/- 0,5 % entre la valeur d’essai et la valeur nominale). Le résultat signalé peut être soit un succès, soit un échec

Essai de résistance

1. L’objectif consiste à vérifier que la résistance des bobines et la taille des câbles sont conformes aux valeurs nominales, afin d’obtenir une valeur de résistance pour pouvoir mettre à niveau (corriger) les pertes d’enroulement et effectuer des calculs d’essai thermique
2. La procédure pour les appareils de sous-station consiste à effectuer des essais aux réglages nominaux ainsi qu’aux réglages extrêmes. Les appareils montés sur socle sont testés en position de réglage nominal uniquement. En général, tous les relevés sont faits de ligne à ligne et les enroulements haute tension et basse tension sont branchés en série
3. La norme IEEE C57.12.00 n’exige pas la publication des résultats des essais, mais ceux-ci sont disponibles sur demande. Dans le cadre des essais thermiques, cette mesure est utilisée afin de calculer les valeurs d’effet joule et pour distinguer les pertes vagabondes des pertes d’enroulement mesurées

Essai de facteur de puissance de l’isolation

1. Le but est de déterminer le rapport entre la puissance dissipée dans l'isolation (en watts) et le produit de la tension et du courant efficaces. (L’isolation est-elle suffisamment sèche?)
   
2. La procédure pour l’essai de facteur de puissance consiste à court-circuiter toutes les bornes haute tension en même temps, et d’en faire autant avec les bornes basse tension. Un signal de 60 Hz, 120 V est appliqué sur l’appareil par le pont de mesure. La première mesure est relevée de la haute tension à la terre, la deuxième de la haute-tension à la basse tension et la dernière de la basse tension à la terre.
3. Les résultats de l’essai sont soit un succès, soit un échec : Les résultats de l’essai sont comparés à la courbe empirique du facteur de puissance de l’isolation en fonction de la température (la valeur type de succès pour un transformateur de distribution étant un écart inférieur ou égal à 1,0 %).

Essai aux ondes de choc pour le contrôle qualité (CQ)

1. Le but est de vérifier l’intégrité de l’isolation et le niveau BIL nominal des appareils
   
2. La procédure consiste à appliquer une onde de choc réduite (environ 50 % du niveau BIL nominal) et une onde de choc totale (niveau BIL nominal) sur chaque borne. Les bornes ne recevant pas d’onde de choc sont mises à la terre. Tout d’abord, un opérateur surveille les ondes de tension et de courant sur un oscilloscope DIMS 5, puis recherche toute discordance au niveau des ondes de tension et de courant entre les ondes de choc réduites et les ondes de choc totales.

Essai de pertes dans le noyau (perte hors charge) et essai de pourcentage de courant d’excitation

1. L’essai a pour but de vérifier l’exactitude des calculs nominaux, de vérifier la fabrication et le matériel et de recueillir les valeurs mesurées réelles pour l’utilisation par le client et la réalisation de calculs de coût de possession total. Les résultats sont également utilisés dans les calculs d’essai thermique
   
2. La procédure consiste à appliquer de la tension sur l'enroulement basse tension. Les sous-stations sont testées sur le réglage nominal à 100 % et à 110 % de la tension nominale, tandis que les appareils montés sur socle ne sont testés qu’à 100 % de la tension nominale
3. Les résultats des tests sont comparés aux garanties du client ou aux valeurs nominales afin de déterminer s’il s’agit d’un succès ou d’un échec

Essai de potentiel induit (OX)

1. L’essai de potentiel induit (aussi appelé essai « OX » de surexcitation ou à basse fréquence) est effectué sur tous les appareils avant les essais de perte d’enroulement et d’impédance
2. L’objectif de cet essai est de vérifier l’isolation entre spires et entre couches
3. La procédure consiste à appliquer deux fois la tension nominale sur le côté basse tension de l’appareil, à 180 Hz pendant 40 secondes, ou à 400 Hz pendant 18 secondes (la norme IEEE exige que l’appareil soit soumis à 7 200 cycles).
4. Les résultats indiquent que l’essai a été effectué et réussi lorsque le client demande les données d’essai certifiées; sinon le test est considéré comme un succès ou un échec

Essai de perte d’enroulement (perte de charge) et de pourcentage d’impédance

1. Des essais de perte d’enroulement (ou de perte de charge) sont effectués sur tous les appareils lors des essais finaux
2. Le but de l’essai est de vérifier les valeurs d’essai par rapport aux calculs nominaux, de vérifier la fabrication et le matériel et de recueillir les valeurs mesurées réelles lors de l’utilisation par le client. Les résultats peuvent également être utilisés dans les calculs d’essai thermique
3. La procédure pour les appareils de sous-station consiste à effectuer des essais aux réglages nominaux et aux réglages extrêmes. Les appareils montés sur socle sont testés en position nominale uniquement. L’opérateur doit court-circuiter l’enroulement basse tension et faire circuler le courant nominal dans l’enroulement haute tension afin de mesurer les pertes
4. Les résultats des tests sont comparés aux garanties du client ou aux valeurs nominales pour déterminer s’il s’agit d’un succès ou d’un échec

Essais facultatifs

Essai aux ondes de choc de l’IEEE (onde de choc réduite, deux ondes de choc coupées, onde de choc totale)

1. L’essai aux ondes de choc de l’IEEE est effectué (BIL de 60 kV et plus) sur demande
2. Cet essai de conception est effectué car l’application de deux ondes de choc coupées exerce des contraintes différentes sur l’enroulement que celles générées par l’onde de choc totale et soumet l’appareil à des contraintes similaires à celles d’un foudroiement ou d’un contournement des traversées. L’essai vise à simuler les violentes surtensions qu’un transformateur est susceptible de subir durant sa vie utile
3. La procédure de cet essai consiste à appliquer, dans cet ordre, une onde de choc réduite, deux ondes de choc coupées et une onde de choc totale. La valeur maximale d’onde de choc et de temps de coupure est conforme à la norme IEEE C57.12.00, Tableau 4, sauf indication contraire
4. Les résultats des essais sont examinés, en faisant correspondre l’onde de choc réduite, les premières ondes de choc totales et les deuxièmes ondes de choc totales, en portant attention aux variations de la forme d’onde. Les formes d’ondes doivent se superposer avec des écarts minimes. Si les tracés obtenus avant et après l’essai correspondent, l’essai est réussi

Essai de niveau sonore

1. Des essais de niveau sonore sont effectués à l’achat ou lors de la vérification de conception
2. Le but de cet essai est de déterminer le volume sonore généré par le transformateur
3. La procédure spécifique, notamment l’installation d’un capteur de distance et de volume sonore (microphone), est dictée par la norme IEEE C57.12.90. Pour réaliser l’essai, l’appareil à tester est placé dans une chambre acoustique puis mis sous tension à la tension nominale. Les niveaux sonores sont mesurés à intervalles prescrits autour du périmètre de l’appareil. La moyenne des relevés est ensuite calculée pour obtenir le niveau sonore du transformateur
4. Les résultats de l’essai sont signalés et conservés conformément aux normes NEMA, en particulier la norme NEMA TR-1

Essai de température (essai thermique) (cf. norme IEEE C57.12.90)

1. On effectue des essais d’élévation de température (ou essais thermiques) pour deux raisons : à la demande du client ou lors de la vérification de conception
2. L’objectif est d’évaluer les caractéristiques thermiques du transformateur (en particulier sa capacité à rester froid en cours de fonctionnement)
3. Les résultats de l’essai sont fournis afin de déterminer si l’appareil respecte les exigences de la garantie et/ou les valeurs nominales