Khebzki PDF

REPUBLIQUE ALGERIENNE DEMOCRATIQUE ET POPULAIRE
Ministère de l’Enseignement Supérieur et de la Recherche Scientifique

Université Mouloud MAMMERI de TIZI-OUZOU
Faculté de Génie Electrique et d’Informatique
Département d’Electrotechnique
De fin d’étude
En vue de l’obtention du Diplôme de Master Professionnel en
Electrotechnique Industrielle
Présenté par
Arezki KHEBOUZE
Thème :
Etude des Protections d’un

Transformateur du Réseau Sonelgaz
Mémoire soutenu publiquement le 28 septembre 2016 devant le jury composé de :
M Ahmed CHALLAL
Maitre Assistant Classe A, UMMTO, Président
M Karim HADJ SAID

Maitre Assistant Classe A, UMMTO, Rapporteur
M Farid HOCINI
Maitre de Conférence Classe B, UMMTO, Examinateur
M Hamza BESSAI
Maitre Assistant Classe A, UMMTO, Examinateur
Tout d’abord, je tiens à remercier profondément le Dieu, le tout Puissant
de m’avoir donné le courage, la patience, la volonté ainsi que la santé pour
réaliser ce modeste travail.
Je tiens à exprimer mes vifs remerciements et mes sincères

reconnaissances à Mr K. HADJ SAID, pour sa disponibilité, ses conseils
judicieux,, ses directives et ses orientations concernant le travail proposé.
Je remercie les membres du jury qui ont fait l’honneur de participer au

jugement de ce travail.
Je tiens aussi à remercier profondément les étudiants du département

d’électrotechnique ainsi que les fonctionnaires de la bibliothèque des thèses.
Mes remerciements sont destinés aussi à toute ma famille, et tous mes

amis pour leur aide et leur soutien.
Enfin, je remercie tous ceux qui ont contribué de près ou de loin à

l’élaboration de ce travail.
Je dédié ce modeste travail :
A mes très chers parents
Que m’ont beaucoup aidé durant
Mon instruction
A mes frères et sœurs
A toute ma famille en générale
A tout mes amis (es)
A tous ceux que j’aime,
A tous ceux qui m’aiment
A tous ceux qui me sont chers.
Sommaire
Introduction générale............................................................................................................... 1
Chapitre I : Généralités sur les transformateurs
I.1.Introduction........................................................................................................................... 2
I.2.Principe de fonctionnement .................................................................................................. 2
I.3.Transformateur idéal ............................................................................................................. 3
I.3.1.Fonctionnement à vide ...................................................................................................... 3
I.3.2.Fonctionnement en charge du transformateur idéal........................................................... 4
I.3.3.Modèle du transformateur idéal ......................................................................................... 5
I.3.4.Transformateur idéal en régime sinusoïdal permanent .................................................. 5
I.4.Transformateur réel............................................................................................................... 6
I.4.1.Circuit équivalent du transformateur réel .......................................................................... 7
I.4.2.Transformateur en régime sinusoïdal permanent............................................................... 7
I.5.Notion de charge d’un transformateur. ................................................................................. 9
I.6.Rendement d’un transformateur............................................................................................ 10
I.7.Facteur de régulation d’un transformateur ........................................................................ 10
I.8.Détermination des paramètres du transformateur. ........................................................... 10
a. Essai à vide .............................................................................................................. 11
b. Essai en court circuit ............................................................................................... 12
c. Essai en courant continu .......................................................................................... 12
I.9.Capacité en puissance d’un transformateur ....................................................................... 13
a. Capacité en tension ................................................................................................. 13
b. Capacité en courant ................................................................................................ 13
c. Capacité en puissance .............................................................................................. 14
I.10.L’autotransformateur .......................................................................................................... 14
I.11.Conclusion .......................................................................................................................... 15
Chapitre II : Constitution et fonctionnement d’un transformateur de puissance
II.1.Introduction ......................................................................................................................... 16
II.2.Types de transformateurs..................................................................................................... 16
II.2.1.Transformateur à colonnes. .............................................................................................. 16

Sommaire
II.2.1.1.Avantages ..................................................................................................................... 17
II.2.1.2.Inconvénients................................................................................................................. 17
II.2.2.Transformateur Cuirassé................................................................................................... 17
II.2.2.1.Avantages. ..................................................................................................................... 18
II.2.2.2.Inconvénients................................................................................................................. 18
II.3.Circuit magnétique .............................................................................................................. 18
1. Circuit magnétique à colonnes .................................................................................. 18
2. Circuit magnétique cuirassé ...................................................................................... 18
II.3.1.section des colonnes ......................................................................................................... 19
II.3.2.Assemblage colonne – cuirassé. ....................................................................................... 19
II.4.Bobinages ............................................................................................................................ 19
1. Les bobines concentriques........................................................................................ 19
2. Les bobinages en galettes ......................................................................................... 19
3. Les bobinages mixtes ............................................................................................. 20
II.4.1.Réalisation ........................................................................................................................ 20
a) Enroulement en cylindre ......................................................................................... 20
b) Enroulement en hélice .............................................................................................. 20
II.5.La cuve ................................................................................................................................ 20
II.6.Isolation des transformateurs............................................................................................... 21
II.6.1.Isolation solide.................................................................................................................. 21
1. Caractéristiques électriques du carton imprégné dans l’huile minéral.................... 22
2. Domaine d’application ............................................................................................. 22
3. Gaine isolante ........................................................................................................... 22
4. Cuivre émaillé .......................................................................................................... 22
II.6.2.Isolation liquide ................................................................................................................ 22
II.6.3.Accessoires ...................................................................................................................... 23
a) Ecran de sécurité ...................................................................................................... 23
b) Traversée isolante .................................................................................................... 23
II.6.4.Niveau d’isolement........................................................................................................... 24
II.7. Refroidissement des transformateurs.................................................................................. 24
II.7.1. Modes de refroidissement................................................................................................ 24

Sommaire
II.8.Accessoires .......................................................................................................................... 25
a) Conservateur ............................................................................................................ 25
b) Dessiccateur d’air (assécheur) ................................................................................. 25
c) Système de refroidissement ..................................................................................... 25
d) Prises de réglage (commutateur) .............................................................................. 25
e) Plaque signalétique .................................................................................................. 26
II.9. Couplage et indice horaire...................................................................................................... 27
1. Mode de couplage ................................................................................................... 27

2. Différents types de connexion des enroulements............................................................ 27
a) Le couplage étoile Y .................................................................................. 27
b) Le couplage triangle D .............................................................................. 28
c) Le couplage zigzag..................................................................................... 28
3. Choix de couplage ................................................................................................... 28
4. Indice horaire ........................................................................................................... 29
II.10.Mise en parallèle des transformateurs. .............................................................................. 29
II.10.1. Condition de mise en parallèle ...................................................................................... 30
II.11.Conclusion ........................................................................................................................ 30
Chapitre III : Défauts et Protection des transformateurs
III.1.Introduction ........................................................................................................................ 31
III.2.Types de défauts dans les transformateurs ........................................................................ 31
III.2.1.Les couts-circuits............................................................................................................. 31
III.2.1.1.Causes des courts-circuits ........................................................................................... 31
III.2.1.2.Conséquences des courts-circuits sur les transformateurs de puissance ..................... 31
1. Effet thermique ....................................................................................................... 32
2. Effet dynamique ..................................................................................................... 33
III.2.2.Les surcharges ............................................................................................................... 34
III.2.2.1.Conséquences des surcharges ...................................................................................... 34
1. Régime de secours de courte durée ......................................................................... 34
2. Régime de chargement d’urgence de longue durée................................................ 35

Sommaire
III.2.3.Les surtensions ............................................................................................................... 36
III.2.3.1.Causes des surtensions ................................................................................................. 36
III.2.3.2.Conséquences des surtensions...................................................................................... 36
III.3.Protection des transformateurs ........................................................................................... 37
III.3.1.Protection externe............................................................................................................ 37
III.3.1.1.Protection contre les surtensions .................................................................................. 37
a) Les éclateurs ............................................................................................................. 37
b) Les parafoudres ......................................................................................................... 38
1- Les anciens modèles : Parafoudres à résistances variables et éclateurs......... 38
2- Les nouveaux modèles : Parafoudre à oxyde de zinc(ZnO) .......................... 39
3- Les modèles les plus récents : Parafoudres à enveloppe synthétiques........... 40
III.3.2.Protections internes ......................................................................................................... 41
III.3.2.1.Protection par BUCHHOLZ......................................................................................... 41
III.3.2.2.Protection de masse cuve. ............................................................................................ 42
III.3.2.3.Protection par DGPT (1 ou 2) ...................................................................................... 43
III.3.2.4.Protection par soupape de surpression ......................................................................... 45
III.3.2.5.Image thermique .......................................................................................................... 45
III.3.2.5.Protection thermique par CTP ..................................................................................... 46
III.4.Conclusion.......................................................................................................................... 46
Chapitre IV : Application des protections à un transformateur de réseau sonelgaz
IV.1.Introduction ........................................................................................................................ 47
IV.2.Protection différentielle transformateur ............................................................................ 47
IV.2.1.Exemple de réglage ........................................................................................................ 48
IV.3.Protection à maximum de courant des transformateurs THT/HT/MT............................... 49
IV.3.1.Protection coté THT........................................................................................................ 49
IV.3.2.Protection coté HT .......................................................................................................... 50
IV.3.3.Protection coté MT.......................................................................................................... 51

Sommaire
IV.4.Protection de surcharge thermique..................................................................................... 51
IV.4.1.Exemple de réglage ......................................................................................................... 53
IV.5.Protection a maximum de courant des transformateurs HT/MT........................................ 54
IV.5.1.Protection coté HT .......................................................................................................... 54
IV.5.2.Protection coté MT.......................................................................................................... 56
IV.5.3.Protection de neutre MT ................................................................................................. 58
IV.5.4.Protection masse cuve ..................................................................................................... 58
IV.5.5.Protection de terre résistance .......................................................................................... 58
IV.6.Protection des départs MT ................................................................................................. 59
IV.6.1.Réglage du seuil violent .................................................................................................. 59
IV.6.2.Réglage du seuil de surcharge......................................................................................... 59
IV.6.3.Réglage du seuil de courant homopolaire ....................................................................... 60
IV.7.Conclusion ......................................................................................................................... 60
Conclusion générale ................................................................................................................. 61
Bibliographes
Introduction générale
L’énergie emmagasinée dans la nature sous forme d’énergie chimique, nucléaire, de

mouvement des fleuves, de vent et d’énergie de rayonnement de soleil est transformée dans le
monde moderne en énergie électrique. La distribution de cette dernière fut obtenue par
l’invention d’un ingénieux dispositif mis au point à la fin du XIXème siècle; ce dispositif est
le transformateur.
C’est un constituant essentiel des systèmes électriques modernes dont le rendement

est excellent.
Un transformateur est une machine statique capable de recevoir l’énergie électrique

sous une tension et un courant à fréquence donnée, et de la restituer avec une autre tension et
un autre courant à la même fréquence.
Pour les entreprises de production et distribution de l’énergie électrique, exemple : la

SONELGAZ, les abonnés important et ceux de première catégorie ne tolère pas les pannes
intempestives et sur tout celles qui prend beaucoup de temps tels que les avaries des
transformateurs de puissance qui a engendre des pertes énormes pour la réparation et énergie
non vendu et des désagréments pour les consommateurs. D’où, la nécessité d’utiliser des
dispositifs destinés à limiter les dommages et à isoler rapidement la partie avariée du réseau
afin d’éviter la propagation du défaut qui privera d’autres utilisateurs ; c’est l’objectif de la
protection.
Depuis l’entrée sur le marchée des relais numériques programmables ces quinze
dernières années, pour la protection électrique, plusieurs algorithmes ont été développés afin
de rendre ces relais plus performants aussi bien sur leur rapidité de fonctionnement que sur
leur précision.
Notre objectif est d’étudié les déférentes protections qui existe au niveau d’un
transformateur du réseau SONELGAZ. Pour ce faire on a subdivisé notre travail en quatre
chapitres :
Le premier chapitre traite des généralités sur les transformateurs, la constitution et le

fonctionnement d’un transformateur de puissance feront l’objet de deuxième chapitre, le
troisième illustrera les déférents défauts et protections des transformateurs et le dernier
chapitre fera l’objet d’une application des protections à un transformateur du réseau
SONELGAZ.
Enfin, nous terminons par une conclusion générale.
1
Généralités sur les transformateurs
Chapitre I Généralités sur les transformateurs
I.1. Introduction
Un transformateur est une machine statique permettant, en alternatif, le changement de

grandeurs (tension et intensité) sans changer leur fréquence. On peut rencontrer plusieurs
types de transformateurs : monophasés, triphasés. Il joue un rôle important en
électrotechnique car c’est l’appareil de base pour le transport de l’énergie électrique. Il est
également utilisable avec des courants ou des tensions variables mais non alternatifs (ex :
transfo d’impulsions). Les transformateurs monophasés sont utilisés essentiellement pour
l’obtention de très basse tension (6V-12V-24V), pour isoler galvaniquement deux circuits et
pour produire de forts courants sous de faibles tensions.
I.2. Principe de fonctionnement [1]
Le transformateur est constitué de deux enroulements (ou plus) couplés sur un

noyau magnétique, comme à la figure I.1.
Fig. 1.1- le transformateur.
Le coté de la source est appelé le primaire. Le coté de la charge est appelé le

secondaire. Le flux ϕ est le flux mutuel. Le ”•” indique la polarité des tensions. Par
convention, un courant qui entre dans un ”•” indique un flux positif.
Il faut remarquer qu’il n’existe aucune connexion é́lectrique entre le primaire et le
secondaire. Tout le couplage entre les deux enroulements est magnétique.
Lorsqu’on applique une tension alternative à la source, ceci crée un flux alternatif dans le
noyau magnétique. Selon la loi de Faraday, ce flux crée des forces électromotrices dans
les bobines. La force é́lectromotrice induite est proportionnelle au nombre de tours dans
la bobine et au taux de variation du flux. Selon le rapport du nombre de tours entre le
primaire et le secondaire, le secondaire alimente la charge avec une tension différente de
celle de la source.
2
I.3. Transformateur idéal

Si on reprend la bobine de la figure ( I.1), on définit un transformateur idéal
ayant les caractéristiques suivantes :
1. La résistance dans les fils (au primaire et secondaire) est nulle.
2. Le noyau magnétique est parfait (µr = ∞, ρ = 0).
Si on étudié les implications de ces simplifications, on voit que la réluctance du noyau sera
nulle, et donc il n’y a pas de fuite. Le flux est donc totalement contenu à l’intérieur du
noyau. Le couplage magnétique entre le primaire et le secondaire est parfait ; tout le flux du
primaire se rend au secondaire. [Un paramètre de couplage, k, est définit dans le cas
non-idéal ; pour un transformateur idéal, k = 1].
I.3.1. Fonctionnement à vide

Le fonctionnement à vide du transformateur est obtenu lorsqu’on ne branche
aucune charge au secondaire. Ceci nous donne le circuit suivant :
Fig. I.2 - Le transformateur à vide.
Dans ce cas, on obtient la relation suivante :
= (I.1)
Qu’on peut réarranger pour obtenir :
= ∫ (I.2)
Le flux magnétique total couplé au secondaire est proportionnel au nombre de tours :
Λ2 = = { ∫ } (I.3)
La force électromotrice induite dans la bobine secondaire est donnée par la loi de Faraday :
Λ
= = {∫ }= (I.4)
3
( représente la tension aux bornes du noyau, entre les deux bornes de l’enroulement. Si la
résistance du fil de cuivre est nulle, = ). La force électromotrice induite dans le primaire
est :
Λ
= = { }= { ∫ }= (I.5)
On obtient donc :
= = (I.6)
On définit le rapport de transformation a comme étant le rapport du nombre de tours du

transformateur. Donc :
ɑ= (I.7)
Le circuit équivalent du transformateur à vide est (figure 1.3) :
R=0
Fig. 1.3 - Circuit équivalent du transformateur à vide.
Le flux magnétique est différent de zéro mais la force magnétomotrice de la bobine au

primaire est nulle, puisque = R = 0. Le courant dans la bobine au primaire est nul.
I.3.2. Fonctionnement en charge du transformateur idéal

Lorsqu’on branche une charge au secondaire, avec une source sinusoïdale, on obtient
le circuit suivant (figure 1.4)
Fig.1.4 - le transformateur en charge.
On obtient le circuit équivalent suivant (figure 1.5)
4
Fig. 1.5- circuit équivalent du transformateur idéal.
La réluctance est nulle parce que la perméabilité est infinie. Donc, on obtient :
N1 I1 − N2 I2 =R =0 (I.8)
D’où on trouve :
= = (I.9)
ɑ
La puissance instantanée est :
= (I.10)
I.3.3. Modèle du transformateur idéal

Un transformateur peut ê̂tre représenté par le circuit de la figure 1.6.
Fig. 1.6 - circuit équivalent du transformateur idéal en charge.
Dans ce circuit, on a :
= =ɑ (I.11)
I.3.4. Transformateur idéal en régime sinusoïdal permanent

Si on considère le cas où = Vm cos (ωt), le flux dans le noyau sera :
(t) = ∫ = ∫ cos( ) = sin( )= sin( ) (I.12)
Le flux maximum dans le noyau est :

= = 0.225 (I.13)
Où : est la valeur efficace de et est la fréquence de .

En régime sinusoïdal permanent, on peut représenter les tensions et courants par des
phraseurs. On obtient donc les relations suivantes :
5
= =a (I.14)
= = (I.15)
On sait que :
= (I.16)
Si on relie la tension et le courant au primaire :
= = (I.17)
Ceci veut dire que l’impédance vue au primaire est , ou fois l’impédance de la
charge. D’une autre façon, on peut dire que le transformateur a transformé l’impédance par un
facteur de .
I.4. Transformateur réel

Le transformateur réel ne possède pas des caractéristiques parfaites comme le
transformateur idéal. On doit tenir compte de :
1. Noyau magnétique. Le noyau possède une caractéristique B(H) non-linéaire, avec
hystérésis, et une perméabilité non-infinie (µr = ∞).
2. Bobinages. Les bobinages sont en cuivre, ayant une résistivité non-nulle (ρ = 0).
Compte tenu de ces caractéristiques, on peut déduire six sources de pertes dans le
transformateur :
1. Puisque la perméabilité du noyau est non-infinie, la réluctance du noyau ne sera pas

nulle. Il y a par conséquent des fuites de flux :
(a) au primaire
(b) au secondaire
2. On a déjà vu qu’il existait des fuites par hystérésis et des fuites par courants de Foucault.
3. La résistivité des fils de cuivre implique une résistance interne au primaire et au

secondaire
Les conséquences de ces phénomènes parasites sont :
 Le rendement du transformateur est inférieur à̀ 100%.
 Le rapport de tension entre le primaire et le secondaire ne sera pas exactement
égal au rapport du nombre de tours. La tension au secondaire variera aussi en
fonction de la charge.
6
I.4.1. Circuit équivalent du transformateur réel

Avec tous les phénomènes parasites vus dans la section précédente, on peut
représenter ces pertes par des éléments de circuit équivalent de la figure 1.7. On
regardera ensuite la raison pour chacun de ces éléments.
Fig. 1.7- circuit équivalent du transformateur réel.

Effet de µ
Puisque la perméabilité du noyau est finie, la réluctance sera non-nulle. Par
conséquent, pour crée le flux dans le noyau, il faut un courant im . Ceci peut être
représenté par une inductance Lm ,qu’on appelle une inductance magnétisante.
Pertes dans le noyau
On représente les pertes dans le noyau par une résistance Rc en parallèle avec
l’inductance magnétisante Lm .
Fuites au primaire et secondaire
On représente ces pertes par des inductances L1 et L2 , pour le primaire et le
secondaire, respectivement.
Résistance des fils
On représente la résistance des fils de cuivre par des résistances R1 et R2 pour le
primaire et le secondaire, respectivement.
I.4.2. Transformateur en régime sinusoïdal permanent
Si on branche une charge au secondaire, on a le circuit suivant (figure 1.8) :
Fig. 1.8 - circuit équivalent du transformateur avec charge au secondaire.
Pour faciliter l’analyse du circuit, on ramène les impédances du secondaire au

primaire. On obtient alors le circuit de la figure 1.9.
7
De ce circuit on définit :
′ = ′ = ′ = ′ =
Fig. I.9- Circuit équivalent du transformateur vu du primaire.
On obtient alors les relations suivantes :
= +j +
= ′ ′ +j ′ ′ + ′
= +
= + ′
On peut représenter ces relations par un diagramme vectoriel (figure 1.10).
Fig. 1.10 – Diagramme vectoriel des tensions et courants du transformateur.
Dans un transformateur typique, le courant I0 est seulement 2 à 4% de la valeur du

courant I1 . Pour simplifier l’analyse, on peut donc négliger le courant I0 . On va donc
supposer que le noyau a des pertes Fer négligeables et une perméabilité élevée.
Fig. 1.11 - Circuit équivalent simplifié du transformateur.

8
Où :
= + ′ = + (I.18)
= + ′ = + (I.19)
On obtient alors les relations suivantes :
= + + ′ (I.20)
′ = (I.21)
Et ainsi un diagramme vectoriel simplifié :
Fig. 1.12- Diagramme vectoriel des tensions et courants du transformateur simplifié.
I.5. Notion de charge d’un transformateur
La charge d’un transformateur est définit en fonction du courant au secondaire

I2 . La différence entre la charge d’un transformateur et l’impédance de charge d’un
transformateur est donnée dans le tableau suivant :
Charge Courant au secondaire |I2 | Impédance de charge |Z2 |

Pleine charge I2 (nominal) Z2 (nominal)
3/4 charge 0.75I2 (nominal) 1.33Z2 (nominal)
1/2 charge 0.50I2 (nominal) 2Z2 (nominal)
1/4 charge 0.25I2 (nominal) 4Z2 (nominal)
Sans charge (à̀ vide) 0 ∞
Dans un transformateur, la tension au secondaire varie selon la nature de la charge.

– Charge résistive : la tension ′ et le courant ′ sont en phase.
– Charge inductive : le courant ′ est en retard par rapport à la tension ′ .
– Charge capacitive : le courant ′ est en avance par rapport à la tension ′ .
9
I.6. Rendement d’un transformateur

Le rendement (η) d’un transformateur est définit comme le rapport de la
puissance active au secondaire sur la puissance active au primaire.
η= (I.22)
Ceci donne :
η = = (I.23)
( ) ( )
= (I.24)
( )
′2 ′2 cos 2
= 2 2 (I.25)
′
′2 ′2 cos 2 + + 2
′
Pour trouver le rendement maximum, on dérive η par rapport au courant , on trouve
que :
′ =0 lorsque = ( ) (I.26)
2
Ceci veut dire que le rendement d’un transformateur est maximum lorsque les pertes Fer
sont égales aux pertes Cuivre.
I.7. Facteur de régulation d’un transformateur
Le facteur de régulation d’un transformateur indique la variation relative de la

tension au secondaire en fonction de la charge.
(à ) ( )
= (I.27)
( )
Dans certains cas, on fixe la tension au secondaire à sa valeur nominale, et alors la tension au
primaire est plus élevée que la valeur nominale. Dans ce cas, le facteur de régulation est :
( ) (à )
= (I.28)
(à )
I.8.Détermination des paramètres du transformateur
On peut déterminer les paramètres physiques d’un transformateur à l’aide de trois

tests expérimentaux.
10
a. Essai à vide
On applique la tension nominale au primaire du transformateur.

On mesure :
 , la tension au primaire (avec un voltmètre AC)
 , le courant à vide (avec un ampèremètre AC)
 , la puissance dissipée à vide (avec un wattmètre AC)
A l’aide de ces mesures on peut déterminer :

 La polarité du transformateur.
Fig. 1.13 – Essai à vide d’un transformateur.
- Si et sont en phase la polarité est bonne.

- Sinon inverser.
 Rapport de transformation
= = = (I.29)
 Valeurs de et
- On suppose que ˃˃ et ˃˃ , donc :
= = (I.30)
- = ×
= 1 − 1 = ( 1 . 1 )− (I.31)
= ==˃ = (I.32)
( . )
11
b. Essai en court-circuit
On ajuste la tension pour obtenir un courant qui est le courant nominal au
primaire.
Fig.1.14. Essai en court circuit d’un transformateur.
On mesure :
 , la tension au primaire (avec un voltmètre AC).

 , le courant au primaire (avec un ampèremètre AC)
 , la puissance dissipée à vide (avec un wattmètre AC)
Pour obtenir les paramètres, on suppose que et ont des effets négligeables. On obtient
alors :
 La résistance = + .
= = (I.33)
 Les réactances équivalentes = +
= − = ( . )− (I.34)
( . )
= = (I.35)
On suppose habituellement que : = ′

c. Essai en courant continu
Si on applique une tension continue au primaire du transformateur, on obtient que :
= (I.36)
12
Où : est le courant au primaire. On peut alors trouver ′ :
′ = – (I.37)
I.9. Capacité en puissance d’un transformateur
Les plaques signalétiques des transformateurs ressemblent typiquement à :
La capacité en puissance du transformateur (en VA, kVA ou MVA), est la

puissance apparente maximale de sa charge. Cette capacité est déterminée principalement
par l’élévation de la température du transformateur, causée par les pertes Joules dans les
bobinages et par les pertes Fer (hystérésis et courants induits) dans le noyau.
Pour la température maximale d’opération, on indique parfois une température sur
le transformateur, comme 5 0 ° C dans l’exemple ci-haut. Ce 50 °C représente
l’augmentation de la température due aux pertes, à une température d’opération de 40 °C
et une utilisation aux conditions nominales. On limite habituellement la température
d’opération en dessous de 120 °C.
Pour déterminer la capacité en puissance d’un transformateur, on doit
déterminer la tension et le courant nominal.
a) Capacité en tension
La capacité en tension est limitée par la densité de flux maximale . Pour un
transformateur, on utilise habituellement entre 1.3T et 1.6T. Alors :
√
= = = = = (I.38)
Où : N est le nombre de tours, =2 et est la section du circuit magnétique. Alors :
= (I.39)
√
b) Capacité en courant
La capacité en courant est fixée par la densité de courant dans le fil des
bobinages. Une valeur de entre 3A/mm2 et 4A/mm2 est habituellement utilisée.
Donc :
13
= S (I.40)
Où : S est la section du fil.
c) Capacité en puissance
La capacité en puissance est le produit des capacités en tension et en courant :
= (I.41)
I.10.L’autotransformateur [11]
Un transformateur ayant un enroulement primaire comportant n1 spires et un

enroulement secondaire comportant n2 spires n'assure pas seulement un rapport de
transformation de valeur k = n1 / n2 entre les tensions primaire et secondaire et de valeur 1/k
entre les courants primaire et secondaire, il assure également une isolation galvanique entre
les deux circuits.
Si cette dernière fonction n'est pas utile, on peut réaliser des transformateurs n'utilisant
qu'un seul bobinage servant à la fois de primaire et de secondaire et appelés
autotransformateur. La figure 1.15.a) montre un exemple de réalisation dans le cas où n1 > n2
: le primaire est constitué de la totalité du bobinage et le secondaire s'obtient en plaçant sur le
bobinage une prise après n2 spires. Un tel autotransformateur est abaisseur de tension. La
figure 1.15.b) montre un autotransformateur élévateur de tension : le primaire n'utilise qu'une
partie du bobinage alors que le secondaire utilise la totalité du bobinage.
Fig. 1.15 - l’autotransformateur.
La prise secondaire est parfois réalisée par un balai en carbone se déplaçant le long d'une arête
du bobinage (voir figure 1.16).
14
Fig. 1.16- Prise de secondaire d’un autotransformateur réalisée par un balai.
On obtient ainsi un autotransformateur dont le rapport de transformation 1/k peut être

réglé de 0 à sa valeur maximum de manière continue. Si ce rapport peut être supérieur à 1, on
dit que l'autotransformateur est survolteur.
Un autotransformateur est toujours moins volumineux et moins coûteux qu'un

transformateur classique de même puissance.
Il existe aussi des autotransformateurs triphasés, mais cela n'est guère possible qu'avec
un montage étoile. En effet, dans le cas d'un montage en triangle, les enroulements
secondaires n'auraient pas de point commun et ne pourraient donc pas débiter dans une ligne
triphasée.
I.11. Conclusion
Dans ce chapitre nous avons donné quelques généralités et notions de base sur un
transformateur. Nous avons vu les différents régimes du fonctionnement de ce dernier. Ainsi
que la méthode pour calculer les paramètres du modèle du transformateur a partir de l’essai a
vide et en court-circuit et celui en courant continu. Ainsi que les paramètres a déterminé pour
déterminer la capacité en puissance d’un transformateur.
15
Constitution et fonctionnement d’un
transformateur de puissance
Chapitre II constitution et fonctionnement d’un transformateur de puissance
II.1. Introduction
Le transformateur de puissance est certainement le dispositif qui a permis l’essor puis

la domination des réseaux alternatifs pour le transport, la distribution et l’utilisation de
l’énergie électrique.
La première fonction d’un transformateur a été l’élévation de la tension de transport
afin de réduire le courant et donc les pertes joules générées dans les lignes. Cette élévation est
bien entendue allée de pair avec l’abaissement de la tension aux points d’utilisation. D’un
point de vue plus général, un transformateur est un élément indispensable à l’interconnexion
des différents réseaux d’énergie.
II.2. Types de Transformateurs [6]
Vers la fin des années 1885 et après avoir pris possession de la licence d'exploitation
des brevets nécessaires, George Westinghouse développe un nouveau type de transformateur.
Pour ce modèle, le circuit magnétique entoure entièrement les enroulements d’où son nom de
"cuirassé". Plus tard, dans un souci de facilité de conception, une version à "colonnes" de ce
transformateur fut conçue. Ces deux types de transformateurs sont encore aujourd'hui les plus
employés. La puissance des transformateurs varie de quelques KVA à plusieurs centaines de
MVA. Les tensions d'usage commencent, quant à elles, à quelques centaines de volts, sur les
réseaux de distribution, pour atteindre plusieurs centaines de kilovolts en sortie des centres de
production. Le choix d'un type de transformateur sur cette large gamme dépend non
seulement des contraintes électriques, mécaniques et thermiques, mais également des
problèmes d'encombrements et économiques. Toutefois, la majorité des équipements
commercialisés concernent des transformateurs à colonnes, de distribution et d'une puissance
allant de quelques dizaines à quelques centaines de kVA.
II.2.1. Transformateur à colonnes
Le transformateur à colonne est constitué de deux enroulements concentriques par

phase. Ces enroulements sont montés sur un noyau ferromagnétique qui se ferme à ces
extrémités via des culasses afin d’assurer une bonne canalisation du flux magnétique.
Dans cette technologie, ce sont les enroulements qui entourent le circuit magnétique de
manière à maximiser le couplage tout en minimisant le volume des conducteurs. Les
conducteurs sont de dimensions variables et de topologies multiples, selon les puissances
mises en jeux.
16
Le transformateur triphasé ainsi constitué est donc composé de trois paires de

bobinages indépendantes et par la suite connectées entre elles selon différents schémas
récurrents. Ces couplages permettent notamment l'adaptation des niveaux de courant et de
tension aux caractéristiques nominales du transformateur au sein de son réseau. On retrouve
ainsi des couplages dits en "étoile", en "triangle", ou en "zigzag", voire d'autres, dérivés de
ceux-ci et permettant la compensation de certains courant harmoniques.
Fig. II.1- Transformateur à colonne.
II.2.1.1. Avantages
 Décuvage aisé
 Technologie plus courante que cuirassé, plus économique
II.2.1.2. Inconvénients
 Réfrigération moins efficace : la totalité de l’huile ne passe pas par le noyau

 Tenue aux chocs moindre : en cas de court circuit, tendance des bobines à s’écarter
plus facilement
II.2.2. Transformateur Cuirassé

Pour ce type de transformateur, le circuit magnétique entoure complètement le
bobinage, ce qui lui confère un fonctionnement à "flux libre". La cuve assure le serrage de
l’ensemble et le transformateur ainsi constitué est alors assuré d'une excellente rigidité
mécanique associée à une grande compacité. En contrepartie, le confinement résultant rend
plus difficile le refroidissement de l'ensemble.
Ces transformateurs sont utilisés principalement au sein des réseaux de transport et de
répartition, où les surtensions transitoires sont fréquentes. Dans cet environnement, ils doivent
17
se prémunir des effets néfastes, voire dévastateurs de ces surtensions sur les enroulements.
Pour cela des écrans sont utilisés afin de réduire les contraintes liées aux champs électriques
dans les bobinages.
Fig. II.2- Transformateur cuirassé.
II.2.2.1. Avantages
 La totalité de l’huile passe par le noyau

 Le circuit magnétique étant contre la cuve du transformateur, la tenue aux chocs est
excellente
 Volume moins important donc plus facile à transporter
 Peut être transporte couché
 Maintenance des connexions : accessible pour du SAV
II.2.2.2. Inconvénients
 L’accessibilité aux bobines pour réparation de la partie active est plus contraignante :
dépose du circuit magnétique
II.3. Circuit magnétique
Le circuit magnétique peut avoir différentes formes :
1. Circuit magnétique à colonnes
Formés par un empilage de tôles décalées avec des noyaux reliés par deux culasses.
Ils peuvent être à trois ou a cinq colonnes.
2. Circuit magnétique cuirassé

Cette technologie est simple, sure et flexible, permet de résoudre tous les problèmes
18
liés aux contraintes mécaniques, thermiques, diélectriques et spécifiques des transformateurs

de grandes puissances, cependant elle est couteuse.
II.3.1. Section des colonnes
Si pour les faibles puissances les sections sont carrées, on réalise des sections
circulaires pour les grandes puissances .En effet, les bobines sont à section circulaire pour des
raisons de résistance aux efforts électrodynamiques entre spires en cas de court-circuit ainsi
que pour une réalisation plus facile
Pour avoir une meilleure utilisation du fer on doit donc se rapprocher de la section circulaire ;
on y parvient en réalisant des gradins.
Pour des puissances plus grandes les sections des colonnes comportent des canaux de
refroidissement.
II.3.2.Assemblage colonne – cuirassé
La réalisation de joints magnétiques qui réduisent le plus possible l’entrefer permet

d’obtenir la réluctance minimale du circuit donc des pertes faibles. :
 Joints enchevêtrés : les extrémités des tôles de la colonne et de la culasse sont
enchevêtrés les unes avec les autres
 Joints à coupe oblique :
Dans le cas des tôles à cristaux orientés qui favorisent le passage du flux dans le sens du
laminage, le joint doit être à 45°.Dans ce cas il faut un faible recouvrement obtenu en décalant
le joint
Le serrage des tôles est effectué par des tiges filetés, régulièrement répartis et isolés du circuit
magnétique. Le serrage et l’assemblage des culasses et des noyaux sont obtenus par des
matériaux non magnétiques.
II.4. Bobinages
La réalisation des bobinages s’effectue sous plusieurs formes, on trouve :
1. Les bobinages concentriques
Les enroulements sont constitués de deux bobines cylindriques concentriques.
2. Les bobinages en galettes
Les enroulements sont constitués de galettes superposées et alternées appartenant
successivement au primaire et au secondaire, et séparées les une des autres par une rondelle
isolante.
19
Fig. II.3- Bobinages en galettes.
3. Les bobinages mixtes
C’est un mélange entre les deux premiers bobinages (galette et concentrique), le

bobinage est concentrique mais l’enroulement HT est en galette.
II.4.1. Réalisation
Suivant le mode de réalisation de bobinage on distingue les bobines en Cylindre des

ceux en hélice
a) Enroulement en cylindre
Ils sont soit en une seule couche, soit en plusieurs couches. Ils sont utilisés surtout
comme bobinage BT pour des courants < 800 A en conducteur plat.
Les bobines cylindriques en plusieurs couches en conducteur à section circulaire sont utilisés
comme enroulement HT pour une tension <36 KV.
b) Enroulement en hélice
La bobine est composée de spires utilisant de 4 à 20 conducteurs de section carrée en

parallèle.
Pour diminuer les pertes du au non symétrie de distribution du flux, on réalise une
transposition des conducteurs au sein des spires.
Les enroulements en hélice sont les plus robustes et sont utilisés comme bobinage BT
pour des transformateurs de grande puissance ( I > 300 A ).
II.5. la cuve
20
La cuve sert de réservoir d’huile dans les transformateurs immergés. Elle est
généralement en tôles pliées pour former des ondes qui favorisent l’échange thermique avec
l’extérieur. La profondeur et la période de ces ondulations dépendent de la puissance du
transformateur. La cuve joue le rôle d’isolation en empêchant l’accès aux parties actives du
transformateur. Le circuit magnétique est isolé de la cuve, qui est elle-même reliée à la terre.
La cuve est généralement en tôle d’acier à joints soudés ou boulonnés. On distingue

deux types de cuve :
 Cuve classique : Partie active fixée au couvercle.

 Cuve à cloche : Partie active maintenue en fond de la cuve.
II.6. Isolation des transformateurs [3]
Les isolants des transformateurs sont des éléments importants, ils jouent le rôle de
support mécanique des conducteurs, et doivent donc transmettre les effets électromécaniques
normaux ou exceptionnels qui s’exerceront pendant le fonctionnement. C’est-à-dire ils
doivent supporter et transmettre par conduction aux dispositifs de réfrigération la dégagée.
Dans les transformateurs deux types d’isolation sont utilisés :
 Isolation solide
 Isolation liquide
II.6.1. Isolation solide
Les papiers et cartons restent des matériaux de choix pour l’installation des
transformateurs HT MT et BT
En service, le carton comprimé à de bonnes qualités électriques et mécaniques, il se
maintient rigide dans l’huile, les pertes diélectriques sont maintenues réduites grâce à la
pureté des matériaux.
La résistance aux décharges partielles favorise la pureté et la compacité du carton.
En cas de présence vacuoles de gaz microscopiques, les décharges partielles peuvent
engendrer un vieillissement électrique pouvant conduire à long terme au claquage de
l’isolation solide.
Les cartons sont constitués par des feuilles de 30µm d’épaisseur ; un carton de 1mm
est formé de 35 couches agglomérées. Une meilleure rigidité diélectrique est obtenue en
réalisant une isolation constituée par superposition des couches d’un papier très fin plutôt que
par l’utilisation d’une couche plus épaisse.
21
Parmi les principales caractéristiques d’un papier ou d’un carton, on peut distinguer :
 L’épaisseur
 La masse volumique et la perméabilité à l’air
 L’hygroscopicité
 Les propriétés mécaniques, diélectriques et thermiques
Tous les isolants solides sont imprégnés d’huile minérale.
1. Caractéristiques électriques du carton imprégné dans l’huile minérale
Bien mis en œuvre, le carton comprimé a de bonnes qualités électriques mécaniques.

Il se maintient rigide dans l’huile. Les pertes diélectriques et le vieillissement sont maintenus
réduits grâce à la pureté des matières.
Le papier et le carton cellulosique isolant sont fabriqués à partir de 100% de pate de
bois au sulfate, purifiée. Ils sont caractérisés par leur résistance au vieillissement et leurs
caractéristiques d’isolation électriques et mécaniques optimales.
2. Domaine d’application
Le carton comprimé ou carton isolant est utilisé dans le transformateur immergé dans
l’huile ; il est de pureté chimique élevée, à forte absorption d’huile.
3. Gaine isolante
La gaine isolante en PVC ou en tissu de verre verni est utilisée dans les
transformateurs (donc résistance à l’huile).
4. Cuivre émaillé
Le fil de cuivre émaillé est de classe A et d’indice de température 105°C ayant les
caractéristiques suivantes :
 Excellente tenue aux huiles.
 Une bonne résistance aux chocs thermiques et aux surcharges thermiques élevées.
 De résistance à l’absorption et adhérence de l’émail sur le conducteur lui permettant
de supporter les contraintes de bobinages les plus élevées.
 Une excellente résistance chimique et mécanique grâce à sa surcouche polyamide.
 Couleur naturelle.
II.6.2. Isolation liquide

Les diélectriques liquides sont des substances qui, par opposition aux conducteurs,
22
possèdent une très faible conductivité électrique donc une très grande résistance au passage de
courant lorsqu’ils sont soumis à un champ électrique. Parmi les diélectriques les plus connus,
il y a les huiles minérales isolantes.
Ce sont des liquides de composition chimique constituée de mélange très complexe de

substances organiques hydrocarbonées.
 Rôle des huiles isolantes dans les transformateurs
Elle joue le rôle d’isolant entre les différentes parties actives des transformateurs.
L’huile isolantes dans les appareils électrique assure des fonctions diverses :
 Isolation entre conducteurs sous tension
 Isolation entre enroulement haute et basse tension
 Isolation entre enroulement et la cuve (terre)
Pour remplir ce rôle, l’huile agit par ses propriétés diélectriques : sa rigidité électrique,
sa résistivité, sa constante diélectrique.
Elle joue le rôle de refroidisseur en captant la chaleur dissipée par les éléments actifs
(conducteurs, enroulement, tôles magnétique) pour la restituer à une source froide (eau, air, ou
autre fluides). Pour remplir cette tache, l’huile agit par ses propriétés thermiques et
physiques : capacité calorifique, viscosité, densité.
II.6.3. Accessoires [6]
a) Ecran de sécurité
C’est une spire ouverte d’une bande de cuivre relié à la masse, placée entre
l’enroulement HT et BT. Cet écran peut jouer le rôle d’écran électrostatique en empêchant la
transmission des parasites du HT vers BT. Elle doit être reliée à la terre
b) Traversée isolante
« Les traversées isolantes ont pour but d’assurer la liaison électrique entre les
extrémités des enroulements primaire et secondaire, d’une part, et les lignes d’arrivée et
de départ, d’autre part, à travers le couvercle ; d’où le nom de traversées. » (BOYER,
NORBERT, & PHILIPPE, 1981)
Leurs fonctions sont principalement : l’isolement de la connexion par rapport à la
cuve, la résistance aux efforts mécaniques, une bonne répartition du champ électrique et
23
une fixation étanche et robuste sur le couvercle.

Il existe plusieurs types de traversées. Pour les tensions jusqu’à quelques dizaines de
kV le corps des traversées est généralement constitué d’un bloc unique de porcelaine, qui est
un matériau isolant.
Pour les tensions supérieures afin de tenir la perforation et le contournement

électrique de la traversée lors de perturbations diélectriques, tels les coups de foudre, les
traversées sont souvent constituées d’un condensateur interne. Celui-ci permet de mieux
répartir les contraintes dues aux champs électriques élevés le long de la traversée. Ce
condensateur est composé de papier et de feuilles d’aluminium immergés dans de
l’huile isolante, qui sont assemblés à l’intérieur d’une porcelaine (Figure II.4) pour la
partie à l’extérieur du transformateur. Le fuseau, qui est la partie inférieure immergée
dans l’huile, est souvent en bakélite.
Fig. II.4- Traversée condensateur haute tension.
II.6.4. Niveau d’isolement
En exploitation, la tension diffère de la tension nominale suite aux chutes de tension et

de régulation de la tension source. Dans tout les cas la tension ne doit pas dépasser un plafond
appelé niveau d’isolation pour le quel l’isolation perd ses caractéristiques.
En général, NI= (1.1 à 1.15) Un
Ex pour Un=22 kV NI = 22 ×1.1=24 kV
II.7. Refroidissement des transformateurs
Lors de son fonctionnement, un transformateur est le siège de pertes dont la plus

grande partie est localisée dans deux éléments principaux :
 Le circuit magnétique : Ces pertes dépendent de l’induction c’est-à-dire de la tension

appliquée.
 Les enroulements : Les pertes cuivre qui dépendent du courant de charge.
En dernier lieu, le flux de fuites sont susceptibles d’induire dans les pièces avoisinantes non
actives (pièces de serrage, cuve, couvercle) des courant de Foucault qui entrainent des pertes
parasites.
24
II.7.1. Modes de refroidissement

Le mode de refroidissement est désigné par le constructeur au moyen de quatre
lettres :
o La première indique le fluide de refroidissement INTERNE en contact avec les
enroulements ; ainsi O correspond à l'huile (Oil en Anglais)
o La seconde, le mode de circulation de ce fluide ; deux modes sont possibles :
 N pour ventilation Naturelle (Natural)
 F pour ventilation Forcée (Forced)
o La troisième, le fluide de refroidissement EXTERNE ; ainsi A correspond à Air
o La quatrième, le mode de circulation de cet agent extérieur, de type N ou F.
Seuls les transformateurs de type sec pour lesquels les parties actives sont directement
refroidies par l’air extérieur sont définis par deux lettres.
II.8. Accessoires
a) Conservateur
Le conservateur sous forme de citerne est un dispositif important pour les
transformateurs, dits ‘respirant’, il n’est pas rempli complètement d’huile. La surface du
diélectrique peut être en contact avec l’air ambiant ou l’azote déshumidifié grâce au
dessiccateur ‘ conservateur classique’ ou séparée par une étanche souple ‘conservateur à
diaphragme’.
Le conservateur peut avoir deux compartiments séparés :
 Le compartiment principal pour le transformateur lui-même.
 Le compartiment secondaire pour le régleur en charge (commutateur).
b) Dessiccateur d’air ‘assécheur’
Le dessiccateur d’air est un appareil à travers lequel les échanges avec l’extérieur se
font. Il comprend du gel de silice (silicagel), qui change de couleur lorsqu’il est chargé
d’humidité.
c) Système de refroidissement
Le système de refroidissement est composé de : Radiateurs, ventilateurs, pompes et de

système d’asservissement.
La mise en route du fonctionnement des ventilateurs et des pompes est asservie par
l’élévation de la température de l’huile du transformateur mesurée au moyen de thermostats.
d) Prises de réglage (commutateur)
Le changeur de prises doit être situé sur le couvercle du transformateur et son
25
emplacement doit permettre une manipulation aisée de celui-ci, les prises de réglages sont
placées sur le bobinage haute tension.
Pour compenser les chutes de tensions en lignes, les transformateurs sont prévus avec
des prises sur l’enroulement primaire pour ajuster la tension dans une fourchette ±2.5% et de
±5%. Le changement de rapport de transformation se fait grâce à un commutateur que l’ont
doit manœuvrer seulement quand le transformateur est hors tension.
L’enroulement hors tension des transformateurs doit être muni, outre la prise
principale, de deux prises correspondant à une variation de ±2.5% du nombre de spire. Ces
trois prises doivent être raccordées à un changeur de prises, manœuvrable hors tension, de
l’extérieur. Les prises hors tension n’ont aucun pouvoir de coupure et doivent être
manœuvrées hors tension.
e) Plaque signalétique
Chaque transformateur est muni d’une plaque signalétique en acier inoxydable, et

fixée à un emplacement visible et donnant les indications suivantes :
 Nom de constructeur  Masse totale

 Année de fabrication  Nombre de fabrication
 Numéro de série du constructeur  Puissance nominale
 Nombre de phases  Tensions nominales
 Système de couplage  Intensités nominales mode de
 Tension de court circuit refroidissement
 Masse de l’huile  Classe d’isolement
Figure II.5- Exemple d’une plaque signalétique d’un transformateur de puissance.

26
II.9. Couplage et indice horaire
Les trois enroulements peuvent être connectés en étoile, en triangle ou en zigzag.

L’association dans un même transformateur d’’une part au primaire, d’autre part au
secondaire, de deux modes de connexions constitue un couplage.
Les différents couplages utilisés peuvent introduire des déphasages entre FEM
primaire et secondaire. Il est indispensable de les connaitre pour monter en parallèle plusieurs
transformateurs. Ces déphasages sont toujours des multiples de π/6 (30°).
Aux deux lettres représentatives des couplages, on ajoute un indice numérique dit « indice
horaire » qui indique le déphasage entres deux tension simples primaire et secondaire d’une
même phase.
1. Mode de couplage
On appelle couplage d’un transformateur triphasé, l’association de deux types

déterminés de branchement, au primaire et au secondaire.
Au primaire (haute tension), on utilise que le montage étoile ou le montage tringle. La

notation du type de branchement est en lettres majuscules, soit Y pour l’étoile, D pour le
triangle.
Au secondaire (basse tension), les trois montages sont possible la notation du type de
branchement est en lettres minuscules, soit y pour étoile, d pour le triangle et z pour zigzag.
2. Différents types de connexion des enroulements
a) Le couplage étoile Y
Le couplage étoile permet la sortie du neutre et ainsi de disposer des tensions simples
et composées. Il est, pour cela, très utilisé en BT.
Fig. II.6- Couplage étoile

27
b) Le couplage triangle D
Le couplage triangle ne permet pas la sortie du neutre ; de plus, comme les
enroulements sont alimentés par la tension composée, ils nécessitent un plus grand nombre de
spire qu’en étoile.
Fig. II.7- Couplage triangle
c) Le couplage zigzag
Il est composé de deux demi-enroulements placés sur des colonnes différentes. Il
présente les avantages du couplage étoile (point neutre disponible) meilleure répartition de la
charge entre les colonnes en régime déséquilibré.
Fig. II.8- Couplage zigzag
3. Choix de couplage
Pour choisir un couplage, on peut tenir compte des remarques suivantes : Un couplage
étoile aux très hautes tensions, et un couplage triangle pour les fortes intensités. En effet, avec
le couplage étoile, chaque enroulement supporte la tension V=U / √3 tandis que, avec le
couplage triangle l’intensité supporté par l’enroulement est J= I / √3.
28
Dans le cas de l’alimentation d’un récepteur déséquilibré, il n’est pas souhaitable

d’utiliser un branchement en triangle, car il y aura un courant qui sera néfaste pour les
enroulements.
On évite le même couplage au primaire et au secondaire. Pour ne pas transmettre un

déséquilibre des courant d’un coté d’un transformateur à l’autre.
- Caractéristiques des couplages
Couplage Rapport de transformation

Yy m=
Yd √
m=
Yz √
m=
Dy m=√
Dd m=
4. L’indice horaire
L’indice horaire est un moyen simple pour caractériser le déphasage introduit par le
transformateur entre les tensions simples (fictives ou réelles) primaire et secondaire. Cet
indice est représenté par un nombre entier compris entre 0 et 11. On obtient le déphasage en
multipliant ce chiffre par π/6 et en tournant dans le sens horaire.
II.10. Mise en parallèle des transformateurs
Le choix d’utiliser plusieurs transformateurs plutôt qu’un seul est lié directement aux
récepteurs alimentés et au besoin de continuité de service de ces récepteurs. La solution
retenue dépendra du bilan technico-économique de chaque cas d’installation. En général,
chaque transformateur en parallèle peut fournir la totalité de puissance nécessaire à
l’installation. En se basant sur le fait que deux transformateurs en parallèle ont une faible
probabilité d’être indispensables simultanément, la continuité de service sera améliorée par un
schéma suivant où la puissance à fournir est 100% en service normal et x % en service
secouru.
29
II.10.1. Condition de mises en parallèle [9]
Le courant qui s’établit entre les transformateurs mis en parallèle ne perturbe pas
anormalement la réparation des charges sous réserve que :
 Les différents appareils soient alimentés par le même réseau.

 Si possible, on s’efforce d’avoir entre les bornes BT des différents transformateurs et
le disjoncteur de couplage, des connexions de même longueur et de mêmes
caractéristiques
 Les couplages (triangle étoile, étoile zigzag, etc.) des différents transformateurs aient
des indices horaires compatibles
 Les tensions de court-circuit des différents appareils soient égales à 10% près, ce qui
sera obtenu si le rapport entre les puissances des transformateurs est inférieur à 2 (ex :
un transformateur de 1000 kVA peut être associé avec un autre de 500 kVA
minimum ou de 2000 kVA maximum)
 La différence entre les tensions obtenues au secondaire sur les divers transformateurs
entre phase correspondantes ou entre ces phases et le neutre ne soit pas supérieure à
0.4% par simplification, on dit souvent qu’il faut un même rapport de transformation
donc même tension primaire et secondaires
II.11. Conclusion
Dans ce chapitre nous avons présenté la constitution générale d’un transformateur de

puissance. Nous avons décortiqué les différentes parties du transformateur à fin de bien
comprendre sa technologie et cerner les fonctions de chaque élément le constituant.
Il ressort de cette étude, que malgré la simplicité de son principe de fonctionnement, le

transformateur de puissance possède un nombre, non négligeable, de dispositifs et
d’accessoires, qui contribuent à sa protection, refroidissement et son isolement.
30
Défauts et Protection des transformateurs
Chapitre III Défauts et Protection des transformateurs
III.1 Introduction
Les transformateurs de puissance subissent des contraintes importantes lors des défauts
surgissant sur les réseaux électriques.
Les conséquences de ces défauts affectent directement la durée de vie des

transformateurs et parfois même provoquent des dégâts dont les couts sont difficilement
supportables par les exploitants des réseaux.
A cet effet, des dispositifs doivent être prévus sur ces transformateurs afin de limiter les
conséquences de ces perturbations sur le fonctionnement des transformateurs.
III.2. Types de défaut dans les transformateurs
Les défauts qui affectent le plus souvent les transformateurs sont cités ci-dessus :
 Les courts-circuits
 Les surcharges
 Les surtensions
III.2.1. Les courts-circuits [2]
Le court circuit est souvent du a une défaillance électrique importante comme la rupture
d’un isolant. Il en résulte un courant de défaut dont la valeur efficace est très élevée
(typiquement supérieure à 10 fois la valeur du courant nominal l’installation).
III.2.1.1. Causes des courts-circuits
 Dégradation des isolants

 Dégradation de la qualité de surface
 Dégradation thermique
 Décharges partielles dans les vacuoles
 Diminution accidentelle de la distance d’isolement
 Les surtensions
III.2.1.2. Conséquences des courts-circuits sur les transformateurs de puissance
 Des échauffements excessifs qui s’accumulent et pouvant s’avérer destructifs si la tenue

thermique venait à être dépassée. Cet effet d’accumulation n’est pas constaté en cas de
situation de charge normale durant laquelle le processus est lent et l’échange de
température avec l’air ambiant n’a pas le temps de se réaliser.
 Les courants de défaut détériorent les caractéristiques des isolants par suite
d’augmentation de température. Les isolants perdent leurs propriétés de façon
31
irréversible, avec pour conséquence la création de points faibles sièges de futurs

défauts
 Incendie au niveau de l’arc de court circuit
 Echauffement des circuits magnétiques
 Echauffement sur le trajet du courant de court circuit
 Des efforts électrodynamiques importants qui peuvent être à l’origine de la dislocation
ou la déformation des enroulements des transformateurs
 Les courants de défauts réduisent las capacités mécaniques du conducteur (rupture des
conducteurs).
Un transformateur qui subit un court circuit sera exposé à deux effets physiques :
1. Effet thermique
Le passage du courant de court circuit dans les transformateurs crée des échauffements
excessifs. L’effet thermique est tellement rapide que le transformateur n’a pas le temps de
dégager la chaleur excessive accumulée à l’intérieur, car le processus de refroidissement est
lent. Cela a des conséquences négatives sur le transformateur.
L’effet thermique provoqué par le courant de court circuit ne doit pas dépasser la tenue
thermique du transformateur qui est donnée comme suit :
= .t [A . s] (III.1)
Où :
t : le temps maximum de réaction des protections (ce temps est estimé à 2s)
I : est la valeur du courant symétrique qui est donné par l’expression suivante :
= [kA] (III.2)
√ .( . )
: L’impédance de court circuit.

: L’impédance de court circuit du transformateur assimilée à l’enroulement étudiée.
: La tension assignée de l’enroulement considéré, en kV.
La température moyenne θ de chaque enroulement, après le passage du courant de court-circuit

symétrique I de valeur et de durée spécifiée, se calcule suivant la formule :
2 . ( 0 +235)
= + 10600 pour le cuivre. (III.3)
2
−1
.
2 . ( 0 +225)
= + 45700 pour l’aluminium. (III.4)
2
−1
.
32
Où :
: La température d’enroulement initiale (somme de la température ambiante et
l’échauffement correspondant de l’enroulement au régime assigné), en (°C).
: La densité de courant de court circuit en ampère par millimètre carré (A/mm ), basée
sur la valeur efficace du courant de court-circuit symétrique.
t : La durée, en second (S).
Le tableau III.1 suivant, donne les valeurs maximales admissibles de la température moyenne
de chaque enroulement après court-circuit.
Tableau III.1- La température moyenne d’enroulement après court circuit.
Valeur maximale de
Type de transformateur Température de système de température °C
refroidissement °C et classe
thermique cuivre aluminium
Immergé dans l’huile 105 (A) 250 200
105 (A) 180 180
120 (E) 250 200
130 (B) 350 200
Sec 155 (F) 350 200
180 (H) 350 200
200 350 200
220 350 200
2. Effet dynamique
Un transformateur parcouru par un courant de court-circuit est le siège de forces
électrodynamiques très importantes qui sont à l’origine de la déformation géométrique du
transformateur.
On définit alors la tenue dynamique du transformateur par l’expression :
i = I . k . √2 (III.5)
Où :
I : le courant maximum de court-circuit symétrique.
k : le coefficient de choc, qui dépend du rapport R/X suivant la relation suivante :
k = 1+ ( . / )
(III.6)
Tel que :
Ta= R/X
33
R : la résistance de court-circuit.
X : la réactance de court-circuit.
III.2.2. les surcharge
Les surcharges sont dues essentiellement à une augmentation de la demande d’énergie,

mais parfois aussi à un dimensionnement incorrect des équipements qui composent les
installations électriques.
Les surcharges se caractérisent par des courants supérieurs aux courants maximums
admissibles. Si ces courants se maintiennent trop longtemps, ils peuvent d’une part
endommager les matières isolantes et d’autre part provoquer la rupture des conducteurs par
suite de la dégradation de leur résistance mécanique.
III.2.2.1. Conséquences des surcharges
Un régime de charge d’un transformateur au-delà des valeurs de la plaque signalétique a

les conséquences suivantes :
 Les températures des enroulements, des calages, des connexions, des isolants et de
l’huile vont augmenter, et peuvent atteindre des niveaux inacceptables
 L’induction magnétique du flux de fuite en dehors du circuit magnétique augmente et
provoque an accroissement de l’échauffement par courant de Foucault dans les parties
métalliques embrassées par le flux de fuite
 Comme la température varie, les taux d’humidité et teneur en gaz dans l’isolation et
dans l’huile sont modifiés
 Les traversées, les changeurs de prises, les connexions d’extrémités de câble et les
transformateurs de courant sont également soumis à des contraintes plus élevées qui
réduisent leurs marges de conception et d’application.
Par conséquence, il y a un risque de défaillance prématurée lié à l’augmentation des courants et

des températures. Ce risque peut être d’un caractère à court terme immédiat ou résulter de
l’effet cumulatif du vieillissement thermique de l’isolation du transformateur sur de
nombreuses années.
Il existe deux types de régimes de charges thermiques dans les transformateurs :
1. Régime de secours de courte durée
C’est un régime ou le transformateur est soumis à des charges importantes pendant une
courte période. Cela occasionne un niveau de points chauds dans les conducteurs, susceptible
34
de conduire à une réduction provisoire de la rigidité diélectrique. La durée admissible de cette

charge est plus courte que la constante de temps thermique du transformateur et dépend de la
température de fonctionnement avant augmentation de la charge.
2. Régime de chargement d’urgence de longue durée
Ce n’est pas une condition de fonctionnement normal et son apparition est supposée
être rare mais elle peut persister pendant des semaines ou même des mois et peut mener à un
vieillissement considérable.
Les règles de calculs pour une vitesse de vieillissement relative et la consommation de

durée de vie en pourcentage sont fondées sur des considérations de risque à long terme.
Le vieillissement ou la détérioration des isolants est une fonction temporelle de la

température et de teneurs en humidité, oxygène et acides. Le modèle de calcul est fondé
uniquement sur la température des isolants en tant que paramètre de contrôle.
Puisque la répartition des températures n’est pas uniforme, la partie qui fonctionne à
température élevée subira en principe la plus grande détérioration. Par conséquent, la vitesse de
vieillissement se réfère à la température du point chaud des enroulements. Dans ce cas la
vitesse de vieillissement relative V est définie selon l’équation (III.7) pour le papier non
thermiquement amélioré et l’équation (III.8) pour le papier thermiquement amélioré.
V=2( )/
(III.7)
15000 15000
( 110+273 − )
V= +273 (III.8)
Où : est la température du point chaud en (°C).
La consommation de durée de vie L sur une certaine période de temps est égale à :
L=∫ × (III.9)
Ou égale à : L=∑ × (III.10)
Où :
: la vitesse de vieillissement relatif pendant l’intervalle n.
: le nè intervalle de temps.
n : le numéro de chaque intervalle de temps.
N : le nombre total d’intervalles pendant la période considérée.
35
La température exerce un vieillissement important sur l’huile d’isolation électrique et du

papier cellulosique. Même le papier conçu pour offrir une résistance supérieure à la chaleur se
dégrade quand il est exposé à des températures excessives. Chaque fois que la température
s’élève de 6 °C à 8 °C, la durée de vie du papier isolant peut diminuer de moitié. Les
températures extrêmes peuvent aussi entraîner la dégradation des huiles naphténique ou
minérales classiques et la formation d’acides et des boues.
Le fait d’abaisser la température de fonctionnement d’un transformateur peut en

prolonger la durée de vie et réduire les besoins d’entretien tout en augmentant sa puissance
utile, ce qui se traduit par des économies pour l’utilisateur du transformateur.
III.2.3. Les surtensions
On appel surtension dans un transformateur, toute élévation de la tension au-dessus de

la tension de service maximal. Mais généralement, on entend par surtensions, les phénomènes
de courtes durées sous forme d’impulsion séparées, périodiques ou apériodiques.
III.2.3.1. Causes des surtensions
 Les phénomènes atmosphériques tels que les coups de foudres directes frappant la
ligne de transport, les phénomènes d’induction électromagnétique dans la ligne lors des
décharges des nuages et d’induction électrostatique due aux nuages chargés,
l’électrisation des conducteurs de la ligne par le vent porteur de particules de poussière,
de neige, etc.…….. .
 Les phénomènes de commutation tels que l’enclenchement, le déclenchement, les
variations rapides des charges, etc., accompagnés d’une variation brusque de l’énergie
électromagnétique du système.
III.2.3.2. Conséquences des surtensions
Les défaillances internes entraînées par les surtensions se présentent sous ces formes :
 Les défauts d’isolement entre spires d’un même enroulement (cas le plus fréquent)
 Les défauts entre enroulements
 Les défauts d’isolement entre enroulement sollicité et une partie conductrice proche
(noyau ou cuve)
 Claquage entre enroulement et masse
 Claquage diélectrique
 Destruction matérielle.
36
III.3. Protection des transformateurs
Dans les réseaux électriques, les transformateurs sont des éléments très importants qu’il
convient de protéger convenablement contre touts les types de défauts. Dans ce cadre, en plus
des protections internes qui équipent les transformateurs à leur construction en usine, les
exploitants de réseaux élaborent ce qu’on appelle << le plan de protection >> qui prévoit tous
les relais de basse tension, nécessaires permettant de réaliser une protection sûre et sélective. Il
convient de préciser que ce plan de protection peut être diffèrent d’un transformateur à un autre
et ceci en fonction de son emplacement (réseau d’interconnexion, de transport ou de
distribution) et de son importance (puissance)
III.3.1. Protection externe
III.3.1.1. Protection contre les surtensions [8]
Deux moyens de protection contre les surtensions sont utilisés de manière large : les
éclateurs et les parafoudres. Les éclateurs sont les dispositifs les moins coûteux et les plus
rustiques. Ils sont utilisés exclusivement sur les réseaux aériens. Les parafoudres offrent une
protection plus performante, mais pour un coût notablement plus élevé.
a) Les éclateurs
L’éclateur est un dispositif simple constitué de deux électrodes, la première
reliée au conducteur à protéger, la deuxième reliée à la terre.
Le plus ancien des éclateurs est à simple tiges. L’éclateur à simple tiges (électrodes) est
souvent utilisé pour protéger les isolateurs des appareils hauts tension.
L’écartement B des électrodes est réglable et choisie de manière à obtenir un niveau de
protection relatif au niveau de tenue de l’objet à protéger. La protection se fait par amorçage à
la terre depuis la tige montée sur la borne haute tension vers la tige mise à la terre. Dans les
transformateurs, pour protéger les isolateurs, il permet par amorçage des deux tiges de conduire
le courant de défaut à la terre, via la cuve et la prise de terre. Il peut être à air ou à gaz au sein
d’un tube étanche.
Les modèles actuels les plus courants sont basés sur le même principe mais comportent
deux cornes. L’éclateur à cornes (électrodes en forme de cornes fig. III.5), destinées à
provoquer un allongement de l’arc et entre lesquelles est placée une tige empêchent un oiseau
de court-circuiter les deux cornes, est surtout utilisée pour la protection des matérielles
moyennes tensions.
Les éclateurs n’ont aucun pouvoir de coupure. Ils sont destinés en dernier ressort, à
écrêter les surtensions, dans le cas où les autres systèmes n’auraient pas fonctionné.
37
Fig. III.5- Eclateur MT avec tige anti-oiseau.
b) Les parafoudres [3]

Un parafoudre est un dispositif de protection des appareillages électriques ou
électroniques contre les surtensions électriques transitoires générées par exemple par l à
foudre ou certains équipements industriels.
Il existe aujourd’hui sur le marché des parafoudres :
 Au carbure de silicium et éclateurs (SiC),
 A oxyde de zinc depuis les années 70,
 A oxyde de zinc et enveloppe synthétique depuis les années 80.
Ce sont des résistances fortement non-linéaires qui présentent une diminution importante
de leur résistance interne au-dessus d’une certaine valeur de tension aux bornes. La
reproductibilité de fonctionnement est bien meilleure que pour les éclateurs et le phénomène de
retard est inexistant.
1- Les anciens modèles : Parafoudres à résistances variables et éclateurs
Les modèles au carbure de silicium (SiC) ne sont pas capables de supporter de manière
permanente la tension de service car leur courant résiduel est trop important et génère un
dégagement de chaleur inadmissible. Ils sont donc associés à u dispositif éclateur en série capable
d’interrompre le courant résiduel et de tenir la tension de service.
38
Fig. III.6- Parafoudre au SiC.
2- Les nouveaux modèles : Parafoudres à oxyde de zinc (ZnO)

Ils sont constitués uniquement de varistances et replacent de plus en plus les parafoudres à
résistances variables et éclateurs. Les modèles à l’oxyde de zinc présentent une non-linéarité
beaucoup plus accentuée, qui leur permet d’avoir, en l’absence d’éclateur, un courant de fuite à la
tension de service de l’ordre de 10 mA. De ce fait, il est possible de maintenir les parties actives
en permanence sous tension. Leur très forte non-linéarité améliore également l’efficacité de la
protection aux forts courants. Les parafoudres à oxyde de zinc, dont l’usage tend à se généraliser,
sont disponibles dans des réalisations adaptées aux utilisateurs sur réseaux aériens en cellules ou
en extension sur des accessoires de prises embrochables.
Cette non-linéarité est telle que la résistance passe de 1.5 MΩ à 15 Ω entre la tension de
service et la tension au courant nominal de décharge. Ces parafoudres ont pour avantages des
performances de limitation et une fiabilité accrue par rapport aux parafoudres à carbure de
silicium.
Ces parafoudres existent en enveloppe porcelaines pour à peu près toutes les tensions de services.
39
Fig. III.7- exemple d’un parafoudre à oxyde de zinc (ZnO).
3- Les modèles les plus récents : Parafoudres à enveloppe synthétiques
On rencontre les parafoudres à enveloppes synthétiques (fibre de verre plus résine)
dans les réseaux de distribution
Cette deuxième technique, plus récente, permet d’obtenir des parafoudres notablement
plus légers, moins fragiles au vandalisme et dont les éléments actifs sont mieux protégés
contre l’humidité car étant totalement surmoulés.
L’humidité en effet la principale cause de défaillance sur les ZnO. L’extérieur de ces
parafoudres est généralement constitué de polymère silicone assurent la tenue à
l’environnement et la reconstitution de lignes de fuite suffisantes. Ces parafoudres, de par leur
constitution interne et leurs enveloppes silicones, sont beaucoup plus tolérants sur les
positions d’installation et permettant également d’optimiser la mise en œuvre (par exemple :
montage à horizontale).
 Fonctionnement des parafoudres
Leur principe de fonctionnement est très simple et repose sur la caractéristique

40
fortement non linéaire des varistances à ZnO. Cette non-linéarité est telle que la résistance
passe de 1.5 MΩ à 15 Ω entre la tension de service et la tension du courant nominal de
décharge. A la tension maximale d’exploitation Uc il ne passe qu’un faible courant alternatif
de l’ordre du mA. Une augmentation supplémentaire de la tension est limitée à la valeur
spécifique de la tension résiduelle.
Après l’amortissement de l’onde de surtension, le parafoudre revient aussitôt à l’état de
non ou faible conduction. Le parafoudre à oxyde métallique transforme l’énergie de l’onde de
surtension en chaleur qu’il évacue vers l’environnement.
III.3.2. Protections internes [4]
III.3.2.1. Protection par BUCHHOLZ
Les arcs qui prennent naissance à l’intérieur de la cuve d’un transformateur
décomposent certaine quantité d’huile et provoquent un dégagement gazeux. Les gaz produits
montent vers la partie supérieure de la cuve de transformateur et de là vers le conservateur à
travers un relais mécanique appelé relais BUCHHOLZ (Fig. III.8). Ce relais est sensible à tout
mouvement de gaz ou d'huile. Si ce mouvement est faible, il ferme un contact de
signalisation (alarme BUCHHOLZ). Par ailleurs, un ordre de déclenchement est émis au
moyen d'un autre contact qui se ferme en cas de mouvement important. Les gaz restent
enfermés à la partie supérieure du relais, d’où ils peuvent être prélevés, et leur examen
permet dans une certaine mesure de faire des hypothèses sur la nature de défauts :
 Si les gaz ne sont pas inflammables on peut dire que c’est l’air qui provient soit
d’une poche d’air ou de fuite d’huile.
 Si les gaz s’enflamment, il y a eu destruction des matières isolantes donc le
transformateur doit être mis hors service.
41
Fig. III.8- Relais BUCHHOLZ.
Cette protection sera à deux niveaux pour le transformateur: le premier donnera un

signal d'alarme, le second un signal de déclenchement.
Les arcs qui prennent naissance à l’intérieur de la cuve d’un transformateur
décomposent une certaine quantité d’huile et provoque un dégagement gazeux dont le
volume est supérieur à celui de l’huile décomposée,
- Les gaz produits montent vers la partie supérieure de la cuve du transformateur et de là,
vers le conservateur.
- Pour déceler le dégagement gazeux, on intercale sur la canalisation reliant la cuve au
conservateur un relais BUCHHOLZ.
- Pour le régleur en charge il est prévu un seul niveau qui donnera un signal de
déclenchement.
- Le gaz qui s'est accumulé dans la cloche du relais peut être récupéré et analysé, ce qui
permet d'obtenir des indications sur la nature et l'emplacement du défaut. Il existe trois niveaux
d'analyse.
- Analyse visuelle, si le gaz est :
Incolore : c'est de l'air. On purge le relais et on remet le transformateur sous tension,

Blanc : c'est qu'il y a échauffement de l'isolant,
Jaune : c'est qu'il s'est produit un arc contournant une cale en bois,
Noir : c'est qu'il y a désagrégation de l'huile.
III.3.2.2. Protection de masse cuve
Une protection rapide, détectant les défauts internes au transformateur, est constituée
par le relais de détection de défaut à la masse de cuve (Fig. III.9). Pour se faire, la cuve du
42
transformateur, ses accessoires, ainsi que ses circuits auxiliaires doivent être isolés du sol par
des joints isolants. La mise à la terre de la cuve principale du transformateur est réalisée par
une seule connexion courte qui passe à l’intérieur d’un TC tore qui permet d’effectuer la
mesure du courant s’écoulant à la terre.
Tout défaut entre la partie active et la cuve du transformateur est ainsi détecté par un
relais de courant alimenté par ce TC. Ce relais envoie un ordre de déclenchement instantané
aux disjoncteurs primaires et secondaires du transformateur.
Fig. III.9- Protection de masse cuve.
Une protection de cuve sera prévue contre les défauts à la terre qui se produisent à
l’intérieur du transformateur. La cuve du transformateur doit être isolée de la terre.
La protection de cuve (Fig. III.10) est constituée par un relais à maximum de courant,
alimenté par un TC du genre tore dont le primaire est une jonction visible et continue
entre la cuve du transformateur et le réseau de terre.
Fig. III.10- Placement de TC

tore.
III.3.2.3. Protection par DGPT (1 ou 2) [7]

Le DGPT (Détecteur Gaz, Pression et Température) est un dispositif de protection
utilisé pour les transformateurs à isolement liquide. Ce dispositif détecte les anomalies au
sein du diélectrique liquide telles que émission de gaz, élévation de pression ou de
43
température, et provoque la mise hors tension du transformateur. Il est principalement destiné

à la protection des transformateurs immergés étanches à remplissage total.
- Schéma de principe
Les informations fournies par ce relais sous forme de contacts seront exploitées
selon les cas de deux façon :
 Déclenchement : ordre d’ouverture à la cellule de protection (QM ou DM1) du

transformateur, assurant la mise hors tension du transformateur.
 Alarme : lorsque la mise hors tension du transformateur n’est pas obligatoire.
Cette protection repose donc sur :
 La détection des dégagements gazeux, car un incident interne provoque toujours

un dégagement plus ou moins important du à la décomposition des isolants
(liquides ou solides) sous l’action de l’arc électrique. Ce contact peut être
exploité en alarme ou en déclenchement.
 La détection d’une anomalie d’étanchéité par la signalisation des baisses de
niveau du diélectrique avec :
 Visualisation par flotteur 1
 Action électrique par flotteur 2en cas d’une baisse importante de niveau .
 La détection d’une pression excessive dans la cuve du transformateur à l’aide
44
d’un pressostat à contact électrique préréglé en usine à 0.2 bars conformément

à la NF C 13-200. Ce contact sera exploité uniquement en déclenchement.
 La détection d’une température anormale au sein du diélectrique. En plus d’une
visualisation de la température à cadran, deux thermostats (1 seul sur DGPT1)
indépendants et réglables assurent, l’un l’alarme (réglage normal à 90 °C) et
l’autre le déclenchement (réglage normal à 100 °C). Dans le cas du DGPT1, le
contact peut être utilisé soit en alarme, soit en coupure. Dans le cas du DGPT2,
le contact du thermostat 1 est à utiliser en alarme, le contact du thermostat 2 est
à utiliser en déclenchement.
III.3.2.4. Protection par soupape de surpression [2]
Cet équipement est sensible à une surpression subite dans la cuve du transformateur et
l’élimine aussitôt grâce à sa rapidité d’ouverture. Elle est généralement placée sur la partie
supérieure du transformateur.
Lors d’un incident à l’intérieur du transformateur et lorsque la pression d’ouverture est

atteinte, la soupape s’ouvre et diélectrique est éjecté à l’extérieure de la cuve. La soupape se
ferme dès que la pression diminue.
Un voyant et/ou des contacts permet de signaler le fonctionnement de cette protection.
III.3.2.5. Image thermique
 Fonctionnement
Le principe de l’image thermique est le suivant :
Une sonde de température est immergée dans un puits au sommet du transformateur. Cette
sonde, transmet la température de l’huile à son indicateur par un circuit électrique quelconque
(circuit de compensation), on modifie la température indiquée pour simuler,
proportionnellement avec la charge, le point le plus chaud de l’enroulement. Ce circuit
électrique est calibré de manière à estimer avec le plus de précision possible la température du
point le chaud de l’enroulement.
Température (point chaud)=Température (huile au sommet) +Température (circuit de
compensation
Le point chaud est déterminé lors des essais d’échauffements en usine.
Cet essai est réalisé à la tension nominale de l’appareil.
Les éléments constituants l’image thermique (appelé aussi enroulement) sont :
 L’indicateur de température
45
 Une sonde thermique

 Un transformateur de courant
 Un circuit de compensation pour approximation du point chaud
Le circuit de compensation est dans la majorité des cas composé d’un puits réchauffeur, d’un
élément de calibrage et d’un transformateur de courant en parallèle
III.3.2.6. Protection thermique par CTP [4]
La protection des transformateurs secs enrobés contre tout échauffement nuisible peut
être assurée, sur demande et en option, par un contrôle de température des enroulements à
l’aide de sonde à coefficient de température positif (PTC en anglais). Le principe est le suivant
: Deux ensembles de 3 sondes PTC sont installés dans la partie active du transformateur : une
sonde alarme 1 (150 °C) et une sonde alarme 2 (160 °C) par phase. Elles sont reliées à un
convertisseur électronique Z comportant 2 circuits de mesure indépendants, contrôlant la
variation de résistance d'un ensemble de sonde. Les sondes, placées au cœur du transformateur,
voient leur résistance croître fortement lorsqu'elles perçoivent une température supérieure à leur
seuil prédéterminé. Cet accroissement est transformé par le convertisseur Z en inversion de
contact. Ces sondes sont placées dans un tube-guide, ce qui permet leur remplacement.
III.4. Conclusion
Le transformateur est un élément essentiel dans les postes de transformation. Il nécessite

d’être protégé efficacement de façon la plus complète possible pour le prémunir des défauts qui
peuvent provoquer sa mise hors tension.
Des protections étaient développées pour cette raison. Comme les éclateurs qui étaient
longtemps utilisés, mais de plus de nouveaux moyens apparaissent pour réduire ou éliminer les
défauts, et appuyer ces éclateurs a l’exemple des parafoudres. Il est bien évident que
l’installation de matériel de protection adéquat est nécessaire mais cela reste insuffisant si le
choix des valeurs de réglage n’est réalisé de façon judicieuse pour éviter les déclenchements
intempestifs.
46
Application des protections à un
transformateur du réseau Sonelgaz
Chapitre IV Application des protections à un transformateur du réseau sonelgaz
IV.1. Introduction
Le transformateur est l’équipement le plus important dans un poste de transport. Son

coût est extrêmement élevé et son immobilisation en cas d’incident est toujours très longue.
Pour cette raison, il doit être envisagé de sorte à réduire au maximum l’effet des éventuels
incidents. Ceci peut s’effectuer via un système de protection très sophistiqué.
IV.2. Protection différentielle transformateur [5]
La protection différentielle transformateur est une protection principale aussi

importante que les protections internes transformateur. Cette protection à une sélectivité
absolue, il lui est demandé, en plus, d'être très stable vis-à-vis des défauts extérieurs.
Pour la prémunir contre les fonctionnements dus aux phénomènes transitoires
d’enclenchement, cette protection est dotée d’un filtre contre le courant harmonique de rang 2.
Le principe de fonctionnement de la protection est basé sur la comparaison des courants
rentrants et des courants sortants du transformateur.
IV.2.1. Réglage de la protection
D'une façon générale, plusieurs paramètres sont à l'origine de l'existence d'un

courant différentiel circulant dans le relais en régime de fonctionnement à vide ou
en charge d'un transformateur: - Les rapports de transformation.
- Le couplage des enroulements.
- Le courant à vide.
- Les erreurs des transformateurs de courant.
Avec tous ces paramètres, il est impossible d'obtenir un courant différentiel nul, c'est
la raison pour laquelle on adopte des protections différentielles à pourcentage sur les
transformateurs. Le courant différentiel limite de fonctionnement peut être réglé entre 20 %
et 50 % du courant nominal de la protection.
47
IV.2.2. Exemple de réglage
Par suite du couplage étoile-étoile avec mise à la terre des neutres, les courants primaire et
secondaire du transformateur sont en phase. Un couplage étoile-triangle aurait nécessité un
couplage triangle à l'entrée des transformateurs de recalage TCA 1 pour rattraper le déphasage
entre les courants primaires et secondaires.
Le reste des réglages consiste à définir les rapports des TCA 1 et TCA2 qui permettent d'avoir
l'égalité des courants i et i à l'entrée du relais quelque soit la charge transitant par le
transformateur (pour notre exemple, la charge et de 400 A vue sous 220 kV).
- Côté 220 kV :
i = 1A En choisissant un rapport de transformation égal à 1 pour le TCA 1, nous
aurons :
i =1A
- Côté 60 kV :
Le courant de charge coté 60 kV est:
. = . × = 400 × = 1467 A
Le courant de charge au secondaire des TC principaux est :
= .
= = 1.22 A
Le but recherché est d’avoir :
= =1A
L’équation simplifiée des forces magnétomotrices du TCA2 nous permet d’écrire :
× = × ═˃ = = = 0,82
,
48
n et n sont respectivement les nombres de spires primaires et secondaires des TCA.
Avec des TCA de type SIEMENS par exemple on aura :

- Pour TCA 1 : n = n
= 26 spires.
- Pour TCA2 : n = 18 spires ; n = 22 spires.
La sensibilité de la protection est réglée à :
= 30 % ×
Dans les protections différentielles de technologie numérique, les Tc de recalage sont intégrés
à l’intérieur des protections.
IV.3. Protection à maximum de courant des transformateurs THT/HT/MT
Ces protections à maximum de courant à temps constant équipent chaque enroulement

du transformateur.
IV.3.1. Protection coté THT
C’est une protection qui réalise le secours des protections internes et de la protection
différentielle. Dans certains cas, cette protection comporte deux seuils de fonctionnement en
courant :
- Un seuil de courant violent, réglé pour protéger le transformateur contre les défauts
internes, avec une action instantanée :
I R = 1.3 × T = 0 sec
Avec I : le courant de court-circuit maximal aux bornes HT du transformateur

correspondant au régime maximal de fonctionnement du réseau.
Le réglage de la protection à maximum de courant instantanée doit être sélectif

quelque soit le régime de fonctionnement du réseau. En assimilant l’impédance du
transformateur à celle d’une ligne on reproduit la courbe (ci-dessous) donnant la variation des
courants de courts-circuits en fonction de l’impédance et du régime de fonctionnement du
réseau source.
49
Avec : : Régime de fonctionnement maximal.
: Régime de fonctionnement minimal.
Un courant de réglage supérieur au courant I (soit I ) garantit la sélectivité de

fonctionnement. Par contre de réglage compris entre I et I (soit I ) engendre des
déclenchements non sélectifs lors des fonctionnements en régime maximal du réseau.
- Un seuil de surcharge protégeant le transformateur contre les surcharges

inadmissibles. Il est réglé à :
= 1.3 × . T = + ∆t ≤ 3 Sec
Avec :
I . : Le courant nominal du transformateur coté THT.
T : Temporisation de la protection de courant coté HT.
∆t : Echelon de temps sélectif.
IV.3.2. Protection coté HT
La protection à maximum de courant coté HT protège le transformateur contre les

surcharges inadmissibles. Elle réalise aussi la protection de secours des barres et des départs
HT. Elle est réglée de la même façon que le seuil de surcharge de la protection à maximum
de courant installée sur l’enroulement primaire du transformateur.
= 1.3 × . = + ∆t
50
Avec :
I . : Le courant nominal du transformateur coté HT
T : Le temps le plus haut réglé sur les départs.
∆t : Echelon de temps sélectif.
IV.3.3. Protection coté MT
Cette protection est destinée à protéger la liaison reliant le tertiaire du transformateur et

le TSA contre les défauts polyphasés.
C’est parfois une protection à deux seuils de fonctionnement :
 Le seuil violent est réglé pour protéger le transformateur contre les défauts internes au
TSA
= 1.3 × T = 0 Sec
Avec :I : Le courant de court-circuit au secondaire du TSA.
 Le seuil de surcharge réglé à :

= 1.3 × T = 0.5 Sec
IV.4. Protection de surcharge thermique
La température de fonctionnement admissible d’un transformateur dépend de deux

températures variables :
 La température ambiante qui varie en fonction des conditions climatiques et

météorologiques.
 La température provoquée par le passage du courant dans les enroulements
transformateur (effet joule).
Cette température dépend de l’intensité de courant, du diélectrique et des

caractéristiques physiques du matériau des conducteurs telles que la capacité calorifique, le
coefficient de transmission de chaleur, la densité volumique etc.…
Le processus de variation de la température dans un conducteur obéit à une loi

exponentielle :
/
( )= + ( - ) ( 1- )
Avec :τ : La constante de temps du conducteur.
51
ϑ : La température ambiante.
ϑ : La température finale est atteinte au bout de 3τ
Entre les instants t et t , aucun courant ne passe dans le conducteur : ϑ(t) = ϑ .
A l’instant t un courant commence à circuler dans le conducteur provoquant l’échauffement

progressif du conducteur.
A l’instant t le processus d’échauffement est terminé. La température se stabilise à une valeur

établie d’équilibre avec le milieu ambiant.
La durée du processus de variation de la température (t à t ) est généralement égale à 3τ. Les

relais de surcharge thermique des transformateurs sont adaptés pour fonctionner suivant
l’allure de la courbe ci-dessus, à chaque fois qu’on passe d’un régime de charge à l’autre.
En effet, on dispose d’un faisceau de courbes de fonctionnement liées chacune à un courant de

référence correspondant à la surcharge réglée.
La connaissance de la constante de temps globale, résultante des constantes de temps du

diélectrique et des enroulements, permet d’avoir un réglage précis de la surcharge intolérable
sur le transformateur.
52
IV.4.1. Exemple de réglage : Protection de surcharge thermique QV94.
220/60 kV
1400/1A
120 MVA
QV 94
Surcharge maximale : I = 1390 A
Courant nominal du transformateur coté 60 kV : I = 1150 A
Rapport des TC : K = 1400 / 1A
- Le courant de surcharge maximal ramené en basse tension est :
= = 0,99 A
Le courant de référence est :
= = 0,82 A
La température de déclenchement est :
∆ % = ( / ) × 100 = ( , / , ) × 100 = 145 %
Sachant que la température d’alarme doit être réglée à 20 % ou 30 % de moins que la

température de déclenchement, le réglage est :
 Température de déclenchement : ∆ ϑ % = 140 %.

 Température d’alarme : ∆ ϑ % = 110 %.
 Constante de temps globale : τ = 20 mn.
53
IV.5. Protection a maximum de courant des transformateurs HT / MT :
IV.5.1. Protection coté HT
Le réglage de la protection coté primaire du transformateur dépend de la configuration

de schéma de protection adoptée sur le transformateur et sur les départs MT.
On rencontre 3 cas de configurations de schéma :
a- Configuration 1 :
* La protection à maximum de courant HT est à un

seuil de courant temporisé : I>, T>.
* La protection à maximum de courant des départs

MT est à un seuil de courant temporisé : I>, T>.
Le réglage de la protection coté HT est en fonction du courant de surcharge maximal et du

courant de court-circuit minimal.
. < <
Le réglage à 1.3 × I est couramment utilisé.

Le courant de court-circuit minimal peut être donné par le courant de court-circuit biphasé en
bout de ligne MT.
L’action de la protection s’effectue en :
= + ∆t ≤ 2 Sec
Avec : T : temporisation de la protection de l’arrivée transformateur.
∆t : Echelon sélectif réglable entre 0.3 et 0.5 Sec.
Il est rappelé que cette configuration existe uniquement sur les anciennes installations.
54
b- Configuration 2
* La protection à maximum de courant coté HT

est à 2 seuils de courant temporisé : I>, T>, I>>,
T>>, T>>
* La protection à maximum de courant des

départs MT est à un seuil de courant temporisé :
I>, T>
Dans le cas le seuil violent de la protection coté HT est réglé pour assurer la protection
principale contre les défauts internes au transformateur.
Son action est instantanée.
= 1.3 × T = 0.5 Sec
Avec : I : le courant de court-circuit sur les barres MT, correspondant régime de

fonctionnement maximal du réseau.
Le seuil de surcharge est réglé de la même façon que dans la configuration 1.
Soit :
. < < = + ∆t ≤ 2 Sec
Le réglage à 1.3 × I est couramment utilisé.
55
c- Configuration 3
* La protection à maximum de courant coté HT est à 2

seuils de courant temporisés : I>, T>, I>>, T>>.
* La protection à maximum de courant des départs MT

est à 2 seuils de courant temporisés : I>, T>, I>>, T>>.
C’est la configuration adoptée sur les postes récents et les postes futurs.
Le seuil violent de la protection coté HT est réglé de la même façon que dans la configuration
2.
Soit :
= 1.3 × T = 0 Sec
Le seuil de surcharge est réglé de façon à protéger les barres MT du poste et assurer par la
même occasion le secours des seuils violents des protections des départs MT.
= 0.8 × T = 0.6 Sec
Avec : I : Le courant de défaut biphasé sur les barres MT du poste.
IV.5.2. Protection coté MT :
La protection à maximum de courant coté MT est une protection destinée à protéger le

transformateur contre les surcharges inadmissibles. C’est une protection de courant à un seuil
temporisé.
Le réglage classique de la protection doit tenir compte du courant de surcharge maximal

et du courant de court-circuit minimal.
56
. < < = + ∆t ≤ 2 Sec
Avec : T : La temporisation la plus élevée sur les départs MT.
Quelquefois le réglage d’un relais à maximum de courant temporisé destiné à la

protection d’un transformateur HT/ MT contre les surcharges doit tenir compte non seulement
du courant de surcharge maximal et du courant de court-circuit minimal, mais aussi du courant
de retombée du relais ainsi que du courant de redémarrage des moteurs notamment lorsque les
départs MT alimentent des zones industrielles.
Avec :I ,I : Les courants de charges initial et final.
I : Courant de réglage.
I : Courant de redémarrage des moteurs.
I : Courant de retombée de relais.
t - t : Temps d’action de la protection du départ MT.
t - t : Durée du processus de redémarrage des moteurs.
La courbe ci-dessus montre qu’à l’ instant t un court-circuit apparait sur l’un des départs
MT. Le relais du départ concerné par le défaut ainsi que le relais de l’arrivée transformateur
fonctionnent. A l’échéance de la temporisation t - t la protection du départ MT élimine le
défaut et la protection de l’arrivée transformateur (Dont la temporisation est ( t - t + ∆t )
retombe et assure le continuité d’alimentation des consommateurs des départs restant.
Il est bien évident qu’en choisissant un courant de retombée de relais inférieur au courant de
redémarrage des moteurs, le relais de l’arrivée transformateur ne retombe pas à l’instant t ,
57
malgré la disposition de défaut, et provoque un déclenchement non sélectif à l’échéance de

( t - t ) + ∆t.
IV.5.3. Protection de neutre MT
Ce relais est prévu pour assurer la protection de la liaison reliant les bornes
transformateur et les barres MT contre les défauts à la terre. Il réalise aussi le secours du seuil
homopolaire des protections des départs MT. Le réglage de cette protection est choisi inférieur
au courant de réglage homopolaire du départ MT le plus bas réglé.
= 0.95 × T= + ∆t
1 Sec ≤ T ≤ 1.5 Sec
Avec :
- I : le courant du départ le plus bas réglé.
- T : Temporisation la plus élevée sur les départs MT.
IV.5.4. Protection masse cuve
La protection masse cuve est prévue pour protéger le transformateur contre les
amorçages entre les parties actives et la cuve.
L’action de cette protection est instantanée. Son seuil de fonctionnement est choisi égal
à 5 % du courant de défaut monophasé au primaire du transformateur (coté HT).
= 0.05 × T = 0 Sec
Les transformateurs dotés d’une protection différentielle ne sont pas équipés en protection
masse cuve.
IV.5.5. Protection de terre résistante
Cette protection est assurée par un relais de courant monophasé à temps constant inséré
dans le circuit de neutre du transformateur. Elle protège les départs aériens de moyenne tension
contre les défauts à la terre très résistants. Sa gamme de réglage est choisie de telle façon à
pouvoir régler l’image d’un courant de 5 A vu au primaire des TAC.
Le fonctionnement de la protection (après 5 Sec) informe l’exploitant pour procéder à
la recherche du départ en défaut en déclenchement manuellement, un à un, les départs MT.
. = 5A T = 5 Sec
La relation qui donne le courant de court-circuit monophasé à la terre est :
√ ×
=
× ×( é )
58
Avec : - U : la tension du réseau.

- Zd, Zh : Respectivement les impédances directe et homopolaire
- Rn : Résistance de mise à la terre du neutre MT du transformateur.
- Rdéf : Résistance de défaut.
Si la résistance Rn est calculée de façon à limiter les courants de courts-circuits à la
terre respectivement à 300 A pour le réseau aérien et 1000 A pour le réseau souterrain, la
résistance Rdéf varie par contre dans de larges limites (elle dépend de la nature du terrain) et
peut prendre des valeurs qui engendrent des courants de courts-circuits très faibles (de l’ordre
de quelques Ampères). Ces défauts sont appelés quelquefois, défauts d’isolements.
En régime normal d’exploitation, le courant dans le neutre des transformateurs n’est pas
nul en raison des harmoniques des courants, multiples de 3, et du déséquilibre des charges sur
les phases du réseau.
La connaissance de valeur de ce courant minimal de neutre est déterminant pour le
choix du courant admissible de la résistance de mise à la terre des neutres des transformateurs.
IV.6. Protection des départs MT
Le guide technique de la distribution prévoit des relais à maximum de courant à temps

constant de type 2I+Ih pour protéger les départs MT.
Il est prévu :
- Pour le courant de phase : * Un seuil de courant violent temporisé.
* Un seuil de courant de surcharge temporisé.
* Un seuil de courant homopolaire temporisé
(Temporisation commune avec le seuil violent de courant de
phase).
IV.6.1. Réglage de seuil violent
Ce seuil protège la ligne en instantané contre les défauts violents proches.
> >
Avec : I : Le courant de court-circuit minimal sur les barres MT.

I : Le courant de court-circuit en bout de ligne.
Le réglage préconisé habituellement est :
= 1.3 × T = 0 Sec
59
IV.6.2. Réglage du seuil de surcharge
Ce seuil protège la ligne contre les surcharges inadmissibles. Son réglage tient compte
du courant de surcharge maximal (définit par le courant admissible des conducteurs ou par le
courant de surcharge maximal des transformateurs de courant de la ligne) et du courant de
défaut minimal en bout de la ligne (défaut biphasé).
Le temps d’action de cette protection ne dépasse en aucun cas 1 Sec.
. < < ≤ 1 Sec
IV.6.3. Réglage du seuil de courant homopolaire
Ce seuil protège la ligne contre les défauts à la terre.

Le réglage est choisi de façon à rester insensible au courant capacitif circulant dans le neutre
lors des défauts proches sur les départs du poste. Il doit pouvoir détecter le courant de court-
circuit minimal. Sa temporisation est commune au seuil violent du courant de phase. Elle est
généralement très basse.
< <
Avec : I : Le courant capacitif du départ.
IV.6.Conclusion
Dans ce chapitre, il nous a paru nécessaire de donner assez d’informations sur les
différentes protections d’un transformateur du réseau SONELGAZ qui doivent être bien choisis
et bien réglés afin d’assurer une protection efficace contre les différents types d’anomalies qui
peuvent survenir sur le transformateur.
60
Conclusion Générale
Le transformateur est un élément particulièrement important d’un réseau. Il subit

toutes les perturbations des réseaux HTA amont (coups de foudre, coupure de ligne, etc.) en
BT aval. Il doit être protégé efficacement contre tous les défauts, d’origine externe ou
interne, susceptibles de l’endommager. Il est bien évident que l’installation des dispositifs de
protection convenables avec des réglages bien déterminer afin d’éviter tout déclenchement
intempestifs.
Notre étude à montrer que les protections d’un transformateur du réseau
SONELGAZ se décomposent en deux étapes distinctes :
 La définition du système de protection, appelée plan de protection,
 La détermination des réglages de chaque unité de protection, appelée
coordination des protections ou sélectivité.
Un système de protection, c’est le choix des éléments de protection et de la structure
globale de l’ensemble, de façon cohérente et adaptée au réseau. Le système de protection se
compose d’une chaîne constituée des éléments suivants :
 Les capteurs de mesure (courant et tension) fournissant les informations de
mesure nécessaires à la détection des défauts.
 Les relais de protection, chargés de la surveillance permanente de l’état électrique
du réseau, jusqu’à l’élaboration des ordres d’élimination des parties défectueuses,
et leur commande par le circuit de déclenchement.
 Les organes de coupure dans leur fonction d’élimination de défaut :
disjoncteurs, interrupteurs
Nous espérons que ce travail puisse apporter un intérêt à tous ce qui s’intéressent à la
protection des transformateurs.
61
Bibliographie
[1] GABRIEL CORMIER, « Chapitre 8, Transformateur », GEN1153.
[2] BOUAKOUK MOHAND, HADJEBAR RAMDANE, « Diagnostic des transformateurs

de puissances », mémoire de Master, UMMTO, Promotion 2014.
[3] KHEMRI SAFIA, BESSEGHIR LILA, « Protection des transformateurs MT/BT contre
les surtensions de foudre », mémoire de Master, UMMTO, Promotion 2014.
[4] ZELAGUI MOHAMED, « Etude des protections des réseaux électriques MT (30 & 10
kV) », mémoire de magister, UNIVERSITE MENTOURI Constantine, Année 2010.
[5] Manuel de réglage des protections des réseaux SONELGAZ GRTE.
[6] REKIK BADRI, « Etude et modélisation des défauts des transformateurs de puissance »,
mémoire de magister, UNIVESITE ANABA, Année 2008.
[7] Document réf. Transformateur.odt, version de 8 févr.2007.
[8] D. Fulchiron, « Protection des transformateurs de postes MT/BT », Cahier technique

N° 192, Edition avril 1998.
[9] Guide de la distribution électrique basse tension et HTA, B 101, Schneider-Electric, 2009.
[10] Dessin JM BEAUSSY, « Protection des transformateurs contre les défauts internes »
[11] ELEC 2753 : Electrotechnique, Les transformateurs de puissance, version 2001.

Résumé
Le transformateur est un élément essentiel dans les postes de transformation. Il

nécessite d’être protégé efficacement de façon la plus complète possible pour le prémunir des
défauts qui peuvent provoquer sa mise hors tension. Il est bien évident que l’installation de
matériel de protection adéquat est nécessaire mais cela reste insuffisant si le choix des valeurs
de réglage n’est réalisé de façon judicieuse pour éviter les déclenchements intempestifs.
Ce mémoire présente une étude des protections d’un transformateur de réseau

SONELGAZ. Pour ce faire on a subdivisé notre travail en quatre chapitres :
Le premier chapitre traite des généralités sur les transformateurs.
Le deuxième chapitre est consacré au constitution et fonctionnement d’un

transformateur de puissance.
Le troisième chapitre est consacré aux défauts et protection des transformateurs.
Le quatrième chapitre fait l’objet d’une application des protections d’un

transformateur du réseau SONELGAZ.
Mots clés : Transformateur, Constitution, Défauts, Protection, Relais, Maximum de courant.

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REPUBLIQUE ALGERIENNE DEMOCRATIQUE ET POPULAIRE

Ministère de l’Enseignement Supérieur et de la Recherche Scientifique

Etude des Protections d’un

M Karim HADJ SAID

Je tiens à exprimer mes vifs remerciements et mes sincères

Je remercie les membres du jury qui ont fait l’honneur de participer au

Je tiens aussi à remercier profondément les étudiants du département

Mes remerciements sont destinés aussi à toute ma famille, et tous mes

Enfin, je remercie tous ceux qui ont contribué de près ou de loin à

II.2.1.Transformateur à colonnes. .............................................................................................. 16

II.7. Refroidissement des transformateurs.................................................................................. 24

II.7.1. Modes de refroidissement................................................................................................ 24

II.9. Couplage et indice horaire...................................................................................................... 27

1. Mode de couplage ................................................................................................... 27

II.10.Mise en parallèle des transformateurs. .............................................................................. 29

II.10.1. Condition de mise en parallèle ...................................................................................... 30

Chapitre III : Défauts et Protection des transformateurs

III.2.Types de défauts dans les transformateurs ........................................................................ 31

III.2.1.1.Causes des courts-circuits ........................................................................................... 31

III.2.1.2.Conséquences des courts-circuits sur les transformateurs de puissance ..................... 31

1. Effet thermique ....................................................................................................... 32

2. Effet dynamique ..................................................................................................... 33

III.2.2.Les surcharges ............................................................................................................... 34

III.2.2.1.Conséquences des surcharges ...................................................................................... 34

1. Régime de secours de courte durée ......................................................................... 34

2. Régime de chargement d’urgence de longue durée................................................ 35

III.2.3.Les surtensions ............................................................................................................... 36

III.2.3.1.Causes des surtensions ................................................................................................. 36

III.2.3.2.Conséquences des surtensions...................................................................................... 36

III.3.Protection des transformateurs ........................................................................................... 37

III.3.1.1.Protection contre les surtensions .................................................................................. 37

a) Les éclateurs ............................................................................................................. 37

b) Les parafoudres ......................................................................................................... 38

1- Les anciens modèles : Parafoudres à résistances variables et éclateurs......... 38

2- Les nouveaux modèles : Parafoudre à oxyde de zinc(ZnO) .......................... 39

3- Les modèles les plus récents : Parafoudres à enveloppe synthétiques........... 40

III.3.2.Protections internes ......................................................................................................... 41

III.3.2.1.Protection par BUCHHOLZ......................................................................................... 41

III.3.2.2.Protection de masse cuve. ............................................................................................ 42

III.3.2.3.Protection par DGPT (1 ou 2) ...................................................................................... 43

III.3.2.4.Protection par soupape de surpression ......................................................................... 45

III.3.2.5.Image thermique .......................................................................................................... 45

III.3.2.5.Protection thermique par CTP ..................................................................................... 46

Chapitre IV : Application des protections à un transformateur de réseau sonelgaz

IV.2.Protection différentielle transformateur ............................................................................ 47

IV.2.1.Exemple de réglage ........................................................................................................ 48

IV.3.Protection à maximum de courant des transformateurs THT/HT/MT............................... 49

IV.3.1.Protection coté THT........................................................................................................ 49

IV.3.2.Protection coté HT .......................................................................................................... 50

IV.3.3.Protection coté MT.......................................................................................................... 51

IV.4.Protection de surcharge thermique..................................................................................... 51

IV.4.1.Exemple de réglage ......................................................................................................... 53

IV.5.Protection a maximum de courant des transformateurs HT/MT........................................ 54

IV.5.1.Protection coté HT .......................................................................................................... 54

IV.5.2.Protection coté MT.......................................................................................................... 56

IV.5.3.Protection de neutre MT ................................................................................................. 58

IV.5.4.Protection masse cuve ..................................................................................................... 58

IV.5.5.Protection de terre résistance .......................................................................................... 58

IV.6.Protection des départs MT ................................................................................................. 59