Protection des transformateurs immergés dans l’huile : relais Buchholz, courant excessif et spécifications différentielles que les acheteurs doivent connaître

Un chef des achats d’un entrepreneur minier chilien nous a contactés en juillet avec une question que nous entendons plus souvent que les acheteurs ne le pensent : s’il commandait un transformateur de 15 MVA transformateur immergé dans l'huile de notre usine, la protection était-elle incluse ou devait-il la procurer séparément ? La réponse courte est « les deux ». Les dispositifs montés sur cuve sont expédiés avec l’appareil, mais les réglages des relais, les rapports des transformateurs de courant (CT) et la logique de déclenchement sont définis conjointement avec l’ingénieur en protection de l’acheteur — et la plupart des pannes sur site pour lesquelles on nous sollicite remontent à ce transfert de responsabilité, et non au transformateur lui-même.

La protection existe pour une seule raison : un défaut interne produit une énergie que le réservoir n’était pas conçu pour contenir indéfiniment. Avec une impédance typique de 7 %, un défaut franc aux bornes peut faire monter le courant à plus de quatorze fois la valeur nominale indiquée sur la plaque signalétique. Un court-circuit entre spires à l’intérieur du réservoir injecte cette énergie dans l’huile en quelques millisecondes. La fonction du dispositif de protection est de détecter rapidement cet événement — électriquement, hydrauliquement ou thermiquement — et de déconnecter l’appareil avant que le réservoir n’éclate ou que l’huile ne s’enflamme.

 

Quelle protection est effectivement fournie avec un transformateur immergé dans l’huile

Protection des transformateurs sur un transformateur immergé dans l'huile se divise en deux groupes. Premièrement, les dispositifs montés directement sur le réservoir : le relais à gaz Buchholz installé sur la canalisation reliant le réservoir principal au conservateur, un dispositif de décharge de pression fixé sur le couvercle du réservoir, des indicateurs de température de l’huile et des enroulements équipés de contacts d’alarme, ainsi qu’un jaugeur de niveau d’huile. Deuxièmement, les relais de protection externes logés dans un coffret ou un tableau de sous-station : fonctions de surintensité, de différentiel et de défaut à la terre, qui déclenchent l’interrupteur côté primaire.

Cette distinction est cruciale pour les acheteurs. Les dispositifs montés sur le réservoir font partie du périmètre du transformateur — l’usine les installe, les câble et les met en service. Le schéma externe de relais est généralement défini dans la philosophie de protection du projet, et ses réglages relèvent de l’ingénieur en protection de l’exploitant ou de l’entrepreneur général (EPC). L’écart le plus fréquent que nous observons : l’acheteur suppose que le périmètre usine couvre la coordination des relais, tandis que l’ingénieur en protection part du principe que le transformateur est livré avec un tableau de protection entièrement câblé. Les deux parties se trompent, ce qui entraîne un blocage lors de la mise en service.

 

Le relais Buchholz : le seul dispositif qui observe l’intérieur du réservoir

La Relais Buchholz est installé dans la canalisation reliant le réservoir principal au réservoir d’expansion, remplie d’huile en service normal. Il détecte deux types distincts d’anomalies. Les défauts lents — vieillissement de l’isolation, connexion desserrée, petites décharges partielles — génèrent des gaz qui remontent et s’accumulent dans la chambre du relais. Lorsque le volume de gaz atteint le seuil du premier stade, une flotteur descend et ferme le contact d’alarme. Les défauts violents, tels qu’un court-circuit entre phases dans les enroulements, provoquent une vague d’huile traversant la canalisation. Cette vague incline une plaque mobile et ferme le contact de déclenchement presque instantanément, bien plus rapidement que toute mesure électrique en aval ne pourrait y réagir.

Dans notre salle d’essais, chaque Relais Buchholz est testé sur banc avant montage. Nous injectons de l’air par l’orifice d’entrée d’huile afin de vérifier que le flotteur d’alarme fonctionne au volume de gaz spécifié, puis nous effectuons un essai de pointe pour confirmer la fermeture du contact de déclenchement et la bonne arrivée des câblages dans la boîte de raccordement. Les câblages des contacts sont photographiés et archivés dans la documentation FAT, car, sur un site éloigné, un contact d’alarme mal câblé coûte à un technicien une journée entière de recherche. Cela semble une petite chose. C’est précisément ce genre de petite chose qui détermine si une première défaillance se traduit par une alarme ou par un arrêt inutile.

Le détail de l’installation est ce qui fait la réputation des relais à gaz. Le relais doit être monté à niveau, avec sa flèche orientée vers le réservoir conservateur — c’est dans ce sens que l’huile circule en service normal, et les gaz empruntent le même trajet. Nous nous sommes rendus sur un site où le relais avait été installé avec des joints de bride retenant une poche d’air visible ; l’alarme s’est déclenchée dans la semaine suivant l’accumulation de gaz qui n’avait jamais été produite par un défaut. Le point de prélèvement d’huile et la vanne de test du relais sont les deux raccords qu’il vaut mieux localiser avant que l’appareil ne soit mis sous carter, car ils sont tous deux utilisés durant la première année de fonctionnement.

 

Protection contre les surintensités et protection différentielle : signification des numéros d’appareils

La protection externe par relais utilise les numéros d’appareils ANSI/IEEE ; les trois numéros que vous rencontrerez sur presque toutes les commandes de classe distribution sont 50, 51 et 87T. 50est une surintensité instantanée : elle déclenche rapidement en cas de courant de défaut nettement supérieur au courant de charge. 51est une protection contre les surintensités à temporisation : elle coordonne les dispositifs en aval afin qu’une défaillance sur une dérivation soit éliminée au niveau de cette dérivation, et non au niveau du transformateur. 87T est une protection différentielle de transformateur : elle compare le courant entrant dans l’enroulement primaire avec le courant sortant de l’enroulement secondaire, mesurés à l’aide de transformateurs de courant (TC) placés des deux côtés, et déclenche une coupure dès que ces deux courants cessent de correspondre — c’est la méthode la plus rapide et fiable pour détecter des défauts dans les enroulements situés à l’intérieur du réservoir.

La Guide IEEE pour la protection des transformateurs de puissance (IEEE C37.91-2021) précise que son champ d’application couvre les unités triphasées dont la puissance nominale dépasse 5 MVA et dont la tension nominale est supérieure à 10 kV, et recommande, à ce niveau, une protection complète incluant la protection différentielle. En dessous de ce seuil, il est courant d’utiliser des fusibles ou des relais de surintensité coordonnés, ce qui explique pourquoi un petit transformateur de distribution ne comporte généralement pas de protection différentielle, tandis qu’un transformateur de puissance de 15 MVA en doit impérativement être équipé. Si votre ingénieur en protection n’a pas exigé de protection différentielle pour une unité dépassant cette puissance, demandez-lui pourquoi. Ce guide constitue une référence publique et mérite d’être consulté avant votre prochaine demande de devis.

La philosophie de réglage constitue un sujet à part entière, mais un chiffre doit figurer dans le vocabulaire de tout acheteur : le courant d’appel du transformateur. Lorsqu’un transformateur immergé dans l'huile est mis sous tension, le courant magnétisant peut atteindre huit à douze fois le courant nominal pendant les premiers cycles avant de décroître. Un élément de surintensité instantané réglé en dessous de ce seuil déclenche l’appareil à chaque mise sous tension normale. C’est pourquoi les éléments 50 sont réglés au-dessus du courant d’appel ou brièvement bloqués lors de la fermeture, pourquoi les éléments 51 sont coordonnés avec la protection des départs aval, et pourquoi les relais différentiels utilisent une freinage harmonique — ils ignorent le courant d’appel tout en détectant une véritable panne interne. Votre fournisseur ne choisit pas ces réglages ; c’est votre ingénieur en protection qui le fait. Ce que l’usine de transformateurs doit fournir, ce sont les données d’essai — impédance, courbe de saturation, pertes à vide — qui rendent possible l’étude de coordination.

 

Détente de pression, température et niveau d’huile : le reste du dispositif

Trois autres dispositifs montés sur la cuve méritent d’être mentionnés dans votre cahier des charges. Le dispositif de décharge de pression évacue la cuve en cas de hausse de pression interne plus rapide que la réaction du relais à gaz — on peut le considérer comme la vanne de sécurité mécanique du système. L’indicateur de température de l’huile et l’indicateur de température des enroulements sont équipés de contacts d’alarme et de déclenchement, généralement réglés par rapport à la température de l’huile en tête, correspondant à une élévation moyenne de 65 K des enroulements. Enfin, la jauge de niveau d’huile, munie d’une alarme de niveau bas, détecte les fuites lentes que le relais à gaz ne perçoit pas, car un réservoir de dilatation qui se vide progressivement est généralement un problème d’entretien avant de devenir un événement nécessitant une action de protection.

Un point de demande de devis ici : demander la liste des contacts. Préciser combien de contacts de signalisation et de déclenchement de secours chaque appareil doit comporter, si ces contacts sont compatibles avec la tension continue de commande de votre tableau (24, 48, 110 ou 220 V CC sont les valeurs courantes), et si la boîte de raccordement comprend des borniers, un chauffage et des plaques de serrage pour câbles. Le montage ultérieur de contacts après livraison est disproportionnellement coûteux. Leur spécification ne nécessite qu’une seule ligne dans la demande de devis.

 

Essais en usine prouvant le bon fonctionnement de la protection

La protection n’est pas meilleure que le câblage qui la soutient ; c’est pourquoi nous effectuons deux séries d’essais. Tout d’abord, les essais électriques de routine selon IEEE C57.12.00 : rapport, polarité, résistance d’enroulement, pertes à vide et en charge, impédance et essais diélectriques. Puis les vérifications de protection qui n’apparaissent jamais sur une liste d’essais de routine standard : vérification de la polarité et du rapport des transformateurs de courant (TC), continuité de chaque contact de signalisation jusqu’aux bornes de la boîte de raccordement, et essai d’injection primaire, au cours duquel nous injectons un courant dans les TC afin de prouver que le relais détecte bien l’amplitude et le sens corrects.

 

 

L’année dernière, l’inspecteur tiers d’un client a demandé à assister à une injection primaire sur une unité de 20 MVA destinée à l’Asie du Sud-Est. L’essai a révélé qu’un secondaire de transformateur de courant (CT) était câblé avec une polarité inversée à l’intérieur de la boîte de raccordement. Détecté en usine, ce défaut a été corrigé en deux heures. Détecté sur site, il aurait entraîné un fonctionnement erroné de la protection différentielle lors de la première mise sous tension — et une discussion relative à une réclamation que personne ne souhaite avoir. C’est pourquoi la section relative aux essais en usine (FAT) concernant la protection mérite la même attention que les valeurs de pertes figurant dans le rapport d’essai.

Les relais numériques accomplissent désormais des tâches qui exigeaient autrefois un mur d’unités électromécaniques, et de nombreux projets récupèrent les données des relais via Modbus ou IEC 61850 au lieu de se contenter d’un simple contact sec. Quel que soit le protocole choisi, la question usine reste identique : la boucle de protection a-t-elle été testée de bout en bout, depuis les bornes des transformateurs de courant (CT) jusqu’à la bobine de déclenchement du disjoncteur ? Un relais peut être parfaitement configuré et ne pas toutefois déclencher si le secondaire d’un CT est ouvert ou si un fil de déclenchement est raccordé à la mauvaise borne — c’est pourquoi le test de bout en bout lors de la FAT coûte, à l’échelle, dix fois moins cher que le même test sur site.

 

Six questions à inclure dans votre demande de devis (RFQ)

1. Quels dispositifs de protection sont montés et câblés en usine, et lesquels sont expédiés séparément ?
2. Relais Buchholz : marque et modèle ; les étapes d’alarme et de déclenchement ont-elles été testées sur banc, avec photos incluses dans le dossier FAT ?
3. Transformateurs de courant (CT) : rapport de transformation, classe de précision (classe de protection telle que 5P20) et schéma de polarité figurant sur les plans ?
4. Les dispositifs de mesure de température, de niveau d’huile et de pression disposent-ils de contacts supplémentaires pour une future connexion au système SCADA ?
5. Le rapport d’essai d’usine comprend-il l’injection primaire CT et la continuité des contacts, ou uniquement les essais électriques de routine ?
6. Quels documents relatifs à la protection sont fournis avec l’appareil — schémas de câblage, manuels de relais, certificats d’essai ?

Voici pourquoi cela revêt une importance pratique. Un acheteur d’organisme public avec lequel nous collaborons au Moyen-Orient normalise chaque commande de sous-station autour d’une seule plateforme de relais et d’un seul jeu de spécifications relatives aux contacts. Du côté de notre entreprise, cette normalisation implique un même planning de câblage, une même procédure d’essai et une même liste de pièces détachées pour chaque appareil, ce qui raccourcit les essais en usine (FAT) et rend la remise à son équipe de mise en service prévisible.

Ryan Electric fabrique des transformateurs de distribution et de puissance depuis 2007 dans une installation de 120 000 m², et le partenariat conclu avec Eaton en 2023 garantit que notre approvisionnement en composants et notre discipline en matière d’essais sur site (FAT) répondent aux attentes des entreprises de services publics mondiales. Trente-sept brevets ainsi que les certifications UL, CSA, IEEE, DEKRA et CNAS soutiennent les procédures décrites ci-dessus — aucune d’elles ne remplace toutefois les réglages définis par votre ingénieur en protection, mais toutes facilitent son travail.

Si vous spécifiez un transformateur immergé dans l'huile pour un projet destiné à un service public, au secteur minier ou à l’industrie, envoyez-nous vos données de charge, la tension du système et votre philosophie de protection avec votre demande. Nos ingénieurs valideront la portée de la protection, le programme d’essais et le lot de documents avant que vous ne passiez une commande. Utilisez notre page de contact ou demandez directement un devis, et nous vous répondrons concrètement, pas avec une brochure.

À propos de l'auteur ce guide a été rédigé par l’équipe d’ingénierie et d’exportation de Ryan Electric, un fabricant chinois de transformateurs fondé en 2007. Cette équipe accompagne les acheteurs des secteurs de l’énergie, des entreprises de construction (EPC) et de l’industrie en Amérique du Nord, en Asie du Sud-Est, au Moyen-Orient et en Afrique, en leur fournissant une assistance en ingénierie d’application, un soutien pour les certifications et la documentation relative aux essais effectués en usine.