PR NF EN 61869-2_2011

PR NF EN 61869-2 JANVIER 2011

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Normes en ligne Pour : SYSTRA Client : 9777000 Commande : N20130130-50669 le : 30/01/2013 à 16:22

Afnor, Normes en ligne pour: SYSTRA le 30/01/2013 à 16:22

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Avant-projet de norme soumis à enquête publique jusqu’au : 23 janvier 2011

prNF EN 61869-2 Indice de classement : C 42-569-2 T1 T2 Transformateurs de mesure T3 Partie 2 : transformateurs de courant E : Instrument transformers - Part 2 : current transformers D:

Est destiné à remplacer la norme homologuée NF EN 60044-1 (C 42-544-1), de novembre 2000 et ses amendements A1, d’octobre 2001 et A2, mai 2003.

Correspondance

Analyse

Modifications


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38/404/CDV COMMITTEE DRAFT FOR VOTE (CDV) PROJET DE COMITÉ POUR VOTE (CDV) IEC 61869-2 Ed. 1.0

® Project number Numéro de projet IEC/TC or SC: Submitted for pa rallel vot ing in CENELEC Soumis au vot CENELEC

e p arallèle a u

Secretariat / Secrétariat

38

Italy

CEI/CE ou SC: Date of circulation Date de diffusion

Closing date for voting (Voting mandatory for P-members) Date de clôture du vote (Vote obligatoire pour les membres (P))

2010-10-22

2011-03-25

Also of interest to the following committees Intéresse également les comités suivants

TC13, TC85, TC95, TC99

Supersedes document Remplace le document

38/357A/CD – 38/361B/CC

Proposed horizontal standard Norme horizontale suggérée Other TC/SCs are requested to indicate their interest, if any, in this CDV to the TC/SC secretary Les autres CE/SC sont requis d’indiquer leur intérêt, si nécessaire, dans ce CDV à l’intention du secrétaire du CE/SC Functions concerned Fonctions concernées Sé

Safety curité

CE

EMC M

E

Environment nvironnement

A

Quality assurance ssurance qualité

CE DOC UMENT EST TOUJOURS À L'ÉTUDE ET SUSCEPTIBLE DE MODIFICATION. IL NE PEUT SERVIR DE RÉF ÉRENCE.

THIS DOCUMENT IS STILL UNDER STUDY AND SUBJECT TO CHANGE. IT SHOULD NOT BE USED FOR REFERENCE PURPOSES.

LES RÉCIPIENDAIRES DU PRÉSENT DOCUMENT SONT INVITÉS À PRÉSENTER, AVEC LEURS OBSERVATIONS, LA NOTIFICATION DES DROITS DE P ROPRIÉTÉ DONT ILS AU RAIENT ÉVENTUELLEMENT CONNAISSANCE ET À FOURNIR UN E DOCUMENTATION E XPLICATIVE.

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Titre :

CE I 6 1869 Ed . 1 : TRANSFORMATEURS DE M ESURE - Par tie 2: Transformateurs d e courant

Title : IEC 61 869 Ed . 1 : I NSTRUMENT TRANSFORMERS P art 2: C urrent Transformers

Note d'introduction

Introductory note

ATTENTION VOTE PARALLÈLE CEI – CENELEC L’attention des Comités nationaux de la CEI, membres du CENELEC, est attirée sur le fait que ce projet de comité pour vote (CDV) de Norme internationale est soumis au vote parallèle. Les membres du CENELEC sont invités à voter via le système de vote en ligne du CENELEC.

ATTENTION IEC – CENELEC PARALLEL VOTING The attention of IEC National Committees, members of CENELEC, is drawn to the fact that this Committee Draft for Vote (CDV) for an International Standard is submitted for parallel voting. The CENELEC members are invited to vote through the CENELEC online voting system.

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® Registered trademark of the International Electrotechnical Commission

FORM CDV (IEC) 2009-01-09


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Transformateurs de mesure Partie 2: Transformateurs de courant

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7

SOMMAIRE

8

AVANT-PROPOS ............................................................................................................. - 13 -

9

INTRODUCTION.............................................................................................................. - 14 -

10

1

Domaine d'application ............................................................................................... - 17 -

11

2

Références normatives .............................................................................................. - 17 -

12

3

Définitions ................................................................................................................. - 17 -

13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53

3.1

3.2

3.3

3.4

Définitions générales ........................................................................................ 3.1.1 Transformateur de mesure ................................................................... 3.1.2 Enveloppe ............................................................................................ 3.1.3 Bornes primaires .................................................................................. 3.1.4 Bornes secondaires .............................................................................. 3.1.5 Circuit secondaire................................................................................. 3.1.6 Section ................................................................................................. 3.1.200 T ransformateur de courant ................................................................... 3.1.201 T ransformateur de courant pour mesure ............................................... 3.1.202 T ransformateur de courant pour protection ........................................... 3.1.203 T ransformateur de courant pour protection de classe PR...................... 3.1.204 T ransformateur de courant pour protection de classe PX ...................... 3.1.205 T ransformateur de courant pour protection de classe PTX pour réponse en régime transitoire ............................................................... 3.1.206 T ransformateur de courant pour protection de classe PTY pour réponse en régime transitoire ............................................................... 3.1.207 T ransformateur de courant pour protection de classe PTZ pour réponse en régime transitoire ............................................................... 3.1.208 T ransformateurs de courant à plusieurs rapports de transformation ...... Définition liées aux caractéristiques diélectriques ............................................. 3.2.1 Tension la plus élevée d’un réseau (Usys) ............................................ 3.2.2 Tension la plus élevée pour le matériel (Um) ........................................ 3.2.3 Niveau d’isolement assigné .................................................................. 3.2.4 Réseau à neutre isolé........................................................................... 3.2.5 Réseau compensé (réseau mis à la terre par une bobine d’extinction) .. 3.2.6 Facteur de défaut à la terre .................................................................. 3.2.7 Réseau à neutre à la terre .................................................................... 3.2.8 Réseau à neutre directement mis à la terre .......................................... 3.2.9 Réseau à neutre non directement mis à la terre.................................... 3.2.10 Installation en situation exposée........................................................... 3.2.11 Installation en situation non exposée .................................................... Définitions liées aux caractéristiques assignées de courant.............................. 3.3.200 C ourant primaire assigné (I pr ) .............................................................. 3.3.201 C ourant secondaire assigné (I sr ) .......................................................... 3.3.202 C ourant de court-circuit thermique assigné (I th ) ................................... 3.3.203 C ourant dynamique assigné (I dyn ) ....................................................... 3.3.204 C ourant d’élévation de la température ou courant thermique continu assigné (I cth ) ....................................................................................... 3.3.205 C ourant d’excitation (Ie) ....................................................................... Définitions liées à la précision .......................................................................... 3.4.1 Rapport de transformation réel (k) ........................................................ -

17 17 17 17 17 17 17 17 17 17 18 18

- - - - - - - - - - - -

18 - 18 - 18 18 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19

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19 20 20 20

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54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71

3.4.2 Rapport de transformation assigné (k r ) ................................................. 3.4.3 Erreur de rapport (ε) ............................................................................. 3.4.4 Déphasage (∆φ) ................................................................................... 3.4.5 Classe de précision .............................................................................. 3.4.6 Charge ................................................................................................. 3.4.7 Charge assignée .................................................................................. 3.4.8 Puissance de sortie assignée (S r ) ......................................................... 3.4.200 C harge résistive assignée (R b )............................................................. 3.4.201 R ésistance de l’enroulement secondaire (R ct ) ...................................... ° 3.4.202 E rreur composée (ε c ) ........................................................................... 3.4.203 C ourant limite assigné (I PL ) ................................................................... 3.4.204 F acteur de sécurité (FS) ....................................................................... 3.4.205 F orce électromotrice limite secondaire pour les transformateurs de courant pour mesure............................................................................. 3.4.206 C ourant limite de précision assigné (I alf ) .............................................. 3.4.207 F acteur limite de précision (ALF) .......................................................... 3.4.208 F orce électromotrice limite secondaire pour les transformateurs de courant pour protection......................................................................... -

72

3.4.209 F lux de saturation ( Ψ s) ......................................................................... - 22 -

73 74 75 76 77 78

3.4.210 F lux rémanent ( Ψ r) ............................................................................... 3.4.211 F acteur de rémanence (K r ) ................................................................... 3.4.212 C onstante de temps assignée de la boucle secondaire (T s ).................. 3.4.213 C aractéristique d'excitation................................................................... 3.4.214 F orce électromotrice de coude assignée (E k ) ....................................... 3.4.215 R apport de nombres de spires assigné ................................................. -

22 22 22 22 22 22

- - - - - -

79 80 81 82

3.4.216 E rreur sur le rapport de nombres de spires ( ε t ) ..................................... 3.4.217 F acteur de dimensionnement (K x ) ........................................................ 3.4.218 C ourant primaire de court-circuit assigné (Ipsc) ...................................... 3.4.219 C ourant d'erreur instantané (iε) ............................................................. -

22 23 23 23

- - - -

83

3.4.220 Valeur de crête d'erreur totale ( εˆ ) ............................................................ - 23 -

84

3.4.221 Valeur de crête de la composante alternative de l'erreur ( εâc ) ..................... - 23 -

85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101

3.5

3.4.222 Cycle de fonctionnement spécifié (C-0 et/ou C-0-C-0) ................................. Figure 201 ............................................................................................ 3.4.223 Constante de temps primaire spécifiée (TP) ............................................... 3.4.224 Durée de défaut (t’, t’’) ............................................................................ 3.4.225 Durée spécifiée de limite de précision (t’al , t’’al) .......................................... 3.4.226 Temps de répétition de défaut (tfr)............................................................. 3.4.227 Résistance de la boucle secondaire (Rs) ................................................... 3.4.228 Facteur de courant symétrique de court-circuit assigné (Kssc) ....................... 3.4.229 Facteur de dimensionnement pour le régime transitoire assigné (Ktd) ............ 3.4.230 T ransformateur de courant à faible réactance de fuite .......................... 3.4.231 T ransformateur de courant à forte réactance de fuite............................ 3.4.232 Tension secondaire limite équivalente assignée (Ual) .................................. 3.4.233 V aleur de crête du courant secondaire d'excitation à Ual (Î al ) ................. 3.4.234 F acteur de construction F c .................................................................... Définitions concernant les autres caractéristiques assignées ........................... 3.5.1 Fréquence assignée (f R ) ....................................................................... 3.5.2 Charge mécanique (F) .......................................................................... -

20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 21 21

- - - - - - - - - - - -

21 - 21 - 21 - 22 -

23 23 24 24 24 24 24 24 25 25 25 25 26 26 26 26 26

- - - - - - - - - - - - - - - - -


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3.5.3

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Transformateur de mesure avec protection contre les défauts d’arc interne .................................................................................................. 3.6 Définitions liées à l’isolation gazeuse ............................................................... 3.6.1 Dispositif limiteur de pression ............................................................... 3.6.2 Transformateur de mesure sous enveloppe métallique à isolation gazeuse................................................................................................ 3.6.3 Système à pression autonome .............................................................. 3.6.4 Pression assignée de remplissage........................................................ 3.6.5 Pression de service minimale ............................................................... 3.6.6 Pression de calcul de l'enveloppe ......................................................... 3.6.7 Température de calcul de l'enveloppe................................................... 3.6.8 Taux de fuite absolu ............................................................................. 3.6.9 Taux de fuite relatif (F rel ) ...................................................................... 3.7 Index des abréviations ..................................................................................... Conditions de service normales et spéciales ............................................................. -

5

Généralités....................................................................................................... Conditions de service normales ........................................................................ 4.2.1 Température de l’air ambiant ................................................................ 4.2.2 Altitude ................................................................................................. 4.2.3 Vibrations ou tremblements de terre ..................................................... 4.2.4 Autres conditions de service pour des transformateurs de mesure de type intérieur ........................................................................................ 4.2.5 Autres conditions de service pour des transformateurs de mesure de type extérieur ....................................................................................... 4.3 Conditions de service spéciales ....................................................................... 4.3.1 Généralités ........................................................................................... 4.3.2 Altitude ................................................................................................. 4.3.2.1 Influence de l'altitude sur l'isolation externe ........................... 4.3.2.2 Influence de l'altitude sur l'élévation de la température .......... 4.3.3 Température ambiante.......................................................................... 4.3.4 Vibrations ou tremblements de terre ..................................................... 4.3.5 Tremblements de terre ......................................................................... 4.4 Système de mise à la terre ............................................................................... Valeurs normales ...................................................................................................... -

29 29 29 29 29 29 29 29 29 29 29

- - - - - - - - - - -

Généralités....................................................................................................... Tension la plus élevée pour le matériel ............................................................ Niveaux d’isolement assignés........................................................................... 5.3.1 Généralités ........................................................................................... 5.3.2 Niveau d'isolement assigné des bornes primaires ................................. 5.3.3 Autres exigences pour l’isolement des bornes primaires ....................... 5.3.3.1 Décharges partielles .............................................................. 5.3.3.2 Choc de foudre coupé ............................................................ 5.3.3.3 Capacité et facteur de dissipation diélectrique ....................... 5.3.4 Exigences d’isolement entre sections ................................................... 5.3.5 Exigences d’isolement pour les bornes secondaires ............................. 5.3.200 E xigences d’isolement entre spires....................................................... Fréquence assignée ......................................................................................... Puissance de sortie assignée ........................................................................... Classe de précision assignée ........................................................................... 5.6.200 T ransformateurs de courant pour mesure ............................................. -

29 29 29 29 29 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30

- - - - - - - - - - - - - - - -

4.1 4.2

5.1 5.2 5.3

5.4 5.5 5.6

26 - 26 - 26 - 26 26 26 26 26 26 26 26 26 29

- - - - - - - - - -

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5.6.200.1Désignation de la classe de précision d’un transformateur de courant pour mesure ......................................................... 5.6.200.2Classes de précision normales............................................... 5.6.200.3Limites de l’erreur de courant et du déphasage des transformateurs de courant pour mesure ................................ 5.6.200.4Transformateurs à gamme étendue ........................................ 5.6.201 T ransformateurs de courant pour protection ......................................... 5.6.201.1Transformateurs pour protection de classe P ......................... Valeurs normales des facteurs 5.6.201.1.1 limites de précision ............................................... Désignation de la classe de 5.6.201.1.2 précision - 33 - Classes de précision normales ......... 5.6.201.1.3 Limites des erreurs des 5.6.201.1.4 transformateurs de courant pour protection........... 5.6.201.2Transformateurs de courant pour protection de classe PR ..... Valeurs normales des facteurs 5.6.201.2.1 limites de précision ............................................... Désignation de la classe de 5.6.201.2.2 précision - 34 - Classes de précision normales ......... 5.6.201.2.3 Limites des erreurs des 5.6.201.2.4 transformateurs de courant pour protection de classe PR - 34 - Facteur de rémanence (K r ) ............... 5.6.201.2.5 Constante de temps de la boucle 5.6.201.2.6 secondaire (T s )..................................................... Résistance de l’enroulement 5.6.201.2.7 secondaire (R ct ) ................................................... 5.6.201.3Transformateurs de courant pour protection de classe PX...... 5.6.201.4Transformateurs de courant pour protection pour réponse en régime transitoire .............................................................. Valeurs normales de la charge 5.6.201.4.1 résistive assignée (R b ) .......................................... Limites d'erreur pour les 5.6.201.4.2 transformateurs de courant des classes TPX, TPY et TPZ - 35 - Limites du facteur de rémanence 5.6.201.4.3 (K r ) - 36 - Méthodes de spécification ................ 5.6.201.4.4 5.200 Valeurs normales du courant primaire assigné ................................................. 5.200.1 T ransformateur à un seul rapport.......................................................... 5.200.2 T ransformateurs à plusieurs rapports ................................................... 5.201 Valeurs normales des courants secondaires assignés ...................................... 5.202 Valeurs normales du courant thermique assigné .............................................. 5.203 Courants de court-circuit assignés ................................................................... 5.203.1 C ourant de court-circuit thermique assigné (I th ) ................................... 5.203.2 C ourant dynamique assigné (I dyn ) ....................................................... Conception et construction ........................................................................................ 6.1

Exigences relatives aux liquides utilisés dans l’équipement .............................. 6.1.1 Généralités ........................................................................................... 6.1.2 Qualité du liquide ................................................................................. 6.1.3 Dispositif de contrôle du niveau de liquide ............................................ -

30 - 30 - 31 32 32 33

- - - -

33 -

33 - 33 - 34 - 34 -

34 -

34 - 34 - 34 - 34 - 35 - 35 -

36 37 37 37 37 37 37 37 37 38

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38 38 38 38

- - - -


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6.2

6.3 6.4

6.5

6.6

6.7 6.8 6.9 6.10

6.11

6.12 6.13

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6.1.4 Étanchéité au liquide ............................................................................ Exigences relatives aux gaz utilisés dans l’équipement .................................... 6.2.1 Généralités ........................................................................................... 6.2.2 Qualité du gaz ...................................................................................... 6.2.3 Dispositif de surveillance de gaz .......................................................... 6.2.4 Étanchéité au gaz................................................................................. 6.2.4.1 Généralités ............................................................................ 6.2.4.2 Systèmes à pression autonome de gaz .................................. 6.2.5 Dispositif limiteur de pression ............................................................... Exigences relatives aux matériaux solides utilisées dans l’équipement............. Exigences relative à l'élévation de température des pièces et des composants ...................................................................................................... 6.4.1 Généralités ........................................................................................... 6.4.2 Influence de l'altitude sur l'élévation de la température ......................... Exigences relatives à la mise à la terre de l’équipement ................................... 6.5.1 Généralités ........................................................................................... 6.5.2 Mise à la terre de l'enveloppe ............................................................... 6.5.3 Continuité électrique............................................................................. Exigences pour l’isolation externe .................................................................... 6.6.1 Pollution ............................................................................................... 6.6.2 Altitude ................................................................................................. Exigences mécaniques ..................................................................................... Chocs coupés multiples sur les bornes primaires ............................................. Exigences relatives à la protection des défauts d’arc internes .......................... Degrés de protection assurés par les enveloppes............................................. 6.10.1 Généralités ........................................................................................... 6.10.2 Protection des personnes contre l'accès aux parties dangereuses et protection de l’équipement contre la pénétration de corps solides étrangers .............................................................................................. 6.10.3 Protection contre la pénétration d'eau .................................................. 6.10.4 Transformateurs de mesure de type intérieur........................................ 6.10.5 Transformateurs de mesure de type extérieur ....................................... 6.10.6 Protection de l’équipement contre les chocs mécaniques en conditions de service normales ............................................................. Compatibilité électromagnétique (CEM)............................................................ 6.11.1 Généralités ........................................................................................... 6.11.2 Exigences relatives aux perturbations radioélectriques (RIV; en anglais Radio interférence voltage)....................................................... 6.11.3 Exigences relatives à l'immunité ........................................................... 6.11.4 Exigences relatives aux surtensions transmises ................................... Corrosion ......................................................................................................... Marquage ......................................................................................................... Marquage des bornes – Règles générales ............................. 6.13.200 Mode de marquage ............................................... 6.13.200.1 Marques à employer ............................................. 6.13.200.2 Indications relatives à la polarité des bornes ........ 6.13.200.3 Marquage des plaques signalétiques ..................................... 6.13.201 Marquage de la plaque signalétique d’un transformateur 6.13.202 pour mesure ......................................................................................... Marquage de la plaque signalétique d’un transformateur 6.13.203 pour protection de classe P .................................................................. -

38 38 38 38 38 38 38 38 38 38

- - - - - - - - - -

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- - - - - - - - - -

41 - 41 -


61869-2 © IEC 256 257 258 259 260 261 262 263 264 265 266 267 268 269 270 271 272 273 274 275 276 277 278 279 280 281 282 283 284 285 286 287 288 289 290 291 292 293 294 295 296 297 298 299 300 301 302 303 304 305 306

7

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-8-

38/404/CDV

6.13.204 Marquage de la plaque signalétique des transformateurs pour protection de classe PR ................................................................ Marquage complémentaire (si nécessaire) ............ 6.13.204.1 Marquage de la plaque signalétique des transformateurs de 6.13.205 courant pour protection de classe PX ................................................... Marquage principal ............................................... 6.13.205.1 Marquage complémentaire.................................... 6.13.205.2 Exemples:............................................................. 6.13.205.3 Marquage de la plaque signalétique des transformateurs de 6.13.206 courant pour la réponse en régime transitoire ....................................... Marquage principal ............................................... 6.13.206.1 Marquage supplémentaire..................................... 6.13.206.2 6.14 Danger d’incendie ............................................................................................ Essais ....................................................................................................................... 7.1

7.2

41 - 41 - 43 43 43 43

- - - -

43 43 43 44 44

- - - - -

Généralités....................................................................................................... 7.1.1 Classification des essais ...................................................................... 7.1.2 Liste des essais .................................................................................... 7.1.3 Séquence d’essais ............................................................................... Essais de type .................................................................................................. 7.2.1 Généralités ........................................................................................... 7.2.1.1 Informations pour l'identification d'une éprouvette .................. 7.2.1.2 Informations à inclure dans les rapports d'essai de type......... 7.2.2 Essai d’élévation de température .......................................................... 7.2.2.200Généralités ............................................................................ 7.2.2.201Température de l'air de refroidissement ................................. 7.2.2.202Durée de l'essai ..................................................................... 7.2.2.203Températures et élévations de température ........................... 7.2.2.204Modalités d'essai pour les transformateurs de courant avec U m < 525 kV ........................................................................... 7.2.2.205Modalités d'essai pour les transformateurs de courant immergés dans l'huile avec U m ≥ 525 kV ................................ 7.2.3 Essai de tenue de tension de choc sur les bornes primaires ................. 7.2.3.1 Généralités ............................................................................ 7.2.3.2 Essai de tension de choc de foudre sur les bornes primaires................................................................................ 7.2.3.2.1 Transformateurs de mesure avec U m < 300 kV..... -

44 44 44 45 45 45 45 45 45 45 46 46 46

- - - - - - - - - - - - -

7.2.3.2.2 Transformateurs de mesure avec U m ≥ 300 kV ..... 7.2.3.3 Essai de tension de choc de manœuvre ................................. 7.2.3.3.1 Généralités ........................................................... Essai sous pluie pour les transformateurs du type extérieur ................. Essais de compatibilité électromagnétique (CEM) ................................ 7.2.5.1 Essai de perturbation radioélectrique ..................................... 7.2.5.2 Essai d'immunité .................................................................... 7.2.5.3 Non applicable ....................................................................... Essai concernant la précision ............................................................... 7.2.6.200Essais concernant la précision des transformateurs de courant pour mesure .............................................................. 7.2.6.201Essai d'erreur de courant et de déphasage des transformateurs de courant pour protection ............................ 7.2.6.202Essai de l’erreur composée .................................................... 7.2.6.203Vérification du type à faible réactance de fuite ....................... -

48 48 48 48 48 48 48 48 48

7.2.4 7.2.5

7.2.6

47 - 47 - 47 - 47 - 48 - 48 - - - - - - - - - -

48 - 48 - 48 - 49 -


61869-2 © IEC 307 308 309 310 311 312 313 314 315 316 317 318 319 320 321 322 323 324 325 326 327 328 329 330 331 332 333 334 335 336 337 338 339 340 341 342 343 344 345 346 347 348 349 350 351 352 353 354 355 356 357 358 359 360

7.3

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7.2.6.204Essais de type complémentaires de la réponse en régime transitoire des transformateurs de courant pour protection ..... Détermination de la résistance de 7.2.6.204.1 l’enroulement secondaire R ct ................................. Détermination de l'erreur de rapport 7.2.6.204.2 et du déphasage en régime établi ......................... Détermination de la constante de 7.2.6.204.3 temps du secondaire T s ........................................ Détermination de la caractéristique 7.2.6.204.4 magnétique - 51 - Détermination de l'erreur aux 7.2.6.204.5 conditions limites .................................................. 7.2.7 Vérification du degré de protection par les enveloppes ......................... 7.2.7.1 Vérification du code IP ........................................................... 7.2.7.2 Essai de résistance aux chocs mécaniques............................ 7.2.8 Essai d'étanchéité de l’enveloppe à la température ambiante ............... 7.2.8.1 Systèmes de pression fermés de gaz ..................................... 7.2.9 Essai de pression de l'enveloppe.......................................................... 7.2.200 E ssai de tenue aux courants de court-circuit......................................... Essais individuels de série ............................................................................... 7.3.1 Essais de tenue en tension à la fréquence industrielle sur les bornes primaires .............................................................................................. 7.3.2 Mesure des décharges partielles .......................................................... 7.3.2.1 Circuit d’essai et appareils de mesure.................................... 7.3.2.2 Procédure d’essai de décharges partielles ............................. 7.3.3 Essais de tenue en tension à la fréquence industrielle entre sections ... 7.3.4 Essais de tenue en tension à la fréquence industrielle sur les bornes secondaires .......................................................................................... 7.3.5 Essai concernant la précision ............................................................... 7.3.5.200Essais concernant la précision des transformateurs de courant pour mesure .............................................................. 7.3.5.201Facteur de sécurité assigné (FS) ........................................... 7.3.5.202Essais d'erreur de courant et de déphasage des transformateurs de courant pour protection de classe P ......... 7.3.5.203Essai de l’erreur composée .................................................... 7.3.5.204Essai d'erreur de courant et de déphasage des transformateurs de courant pour protection de classe PR ...... Détermination du facteur de 7.3.5.204.1 rémanence (K r ) ..................................................... Détermination de la constante de 7.3.5.204.2 temps de la boucle secondaire (T s ) ...................... Détermination de la résistance de 7.3.5.204.3 l’enroulement secondaire (R ct ) ............................. 7.3.5.205Essais de type pour les transformateurs de courant pour protection de classe PX ......................................................... Force électromotrice de coude 7.3.5.205.1 assignée (E k ) et courant d'excitation maximum (I e ) - 54 - Résistance de l’enroulement 7.3.5.205.2 secondaire (R ct ) ................................................... Erreur sur le rapport des nombres 7.3.5.205.3 de spires ( ε t )......................................................... 7.3.5.206Essais individuels supplémentaires de la réponse en régime transitoire des transformateurs de courant pour protection ..... -

49 - 50 - 50 - 51 -

51 52 52 52 52 52 52 52 52

- - - - - - - - -

52 53 53 53 53

- - - - -

53 - 53 - 53 - 53 - 53 - 53 - 54 - 54 - 54 - 54 - 54 -

55 - 55 - 55 -


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361 362 363 364 365 366 367 368 369 370 371 372 373 374 375 376 377 378 379 380 381 382 383 384 385 386 387 388 389 390

8

7.3.5.206.1 Détermination de la résistance de l’enroulement secondaire R ct ................................. Détermination de l'erreur de rapport 7.3.5.206.2 et du déphasage en régime établi ......................... Détermination de la constante de 7.3.5.206.3 temps du secondaire T s ........................................ Détermination de l'erreur aux 7.3.5.206.4 conditions limites .................................................. 7.3.6 Vérification des marquages .................................................................. 7.3.7 Essai d'étanchéité des enveloppes à température ambiante ................. 7.3.7.1 Systèmes à pression fermés de gaz ....................................... 7.3.7.2 Systèmes liquides .................................................................. 7.3.8 Essai de pression de l'enveloppe.......................................................... 7.3.200 E ssai de surtension entre spires ........................................................... 7.4 Essais spéciaux ............................................................................................... 7.4.1 Essai de tenue à la tension de choc coupée sur les bornes primaires ... 7.4.2 Essai de chocs coupés multiples sur les bornes primaires .................... 7.4.3 Mesure de la capacité et du facteur de dissipation diélectrique............. 7.4.4 Essai de surtensions transmises........................................................... 7.4.5 Essais mécaniques ............................................................................... 7.4.6 Essai de défaut d’arc interne ................................................................ 7.4.7 Essais d'étanchéité de l'enveloppe aux températures basses et hautes .................................................................................................. 7.4.8 Essai de la mesure du point de rosée du gaz........................................ 7.4.9 Essai de corrosion ................................................................................ 7.4.9.1 Procédure d’essai .................................................................. 7.4.9.2 Critères de réussite de l'essai ................................................ 7.4.10 Essai relatif au danger d’incendie ......................................................... 7.5 Essai d'échantillons .......................................................................................... Règles pour le transport, le stockage, le montage, l’exploitation et la maintenance ... -

391

9

Sécurité..................................................................................................................... - 57 -

392

10 Influence des produits sur l'environnement naturel .................................................... - 57 -

393 394

Annexe 2A Transformateurs de courant pour protection de classes P, PR, PX (Normative) ............................................................................................................... - 58 -

395

2A.1

Diagramme vectoriel ........................................................................................ - 58 -

396

2A.2

Correction de spires ......................................................................................... - 58 -

397

2A.3

Triangle d’erreur............................................................................................... - 59 -

398

2A.4

Erreur composée .............................................................................................. - 59 -

399

2A.5

Mesure de l’erreur composée par une méthode directe .................................... - 60 -

400

2A.6

Autre méthode de mesure directe de l’erreur composée ................................... - 61 -

401

2A.7

Emploi de l’erreur composée ............................................................................ - 62 -

402 403

Annexe 2B Transformateurs de courant pour protection pour réponse en régime transitoire (Normative) ............................................................................................... - 63 -

404 405

Équations théoriques fondamentales relatives au dimensionnement pour le 2B.1 régime transitoire ...................................................................................................... - 63 -

406 407 408 409 410

Court-circuit.......................................................................................... 2B.1.1 Facteur de régime transitoire ................................................................ 2B.1.2 Cycles de fonctionnement..................................................................... 2B.1.3 Détermination de la caractéristique de magnétisation des transformateurs de 2B.2 courant pour protection pour réponse en régime transitoire ....................................... -

55 - 55 - 55 - 55 55 55 55 55 55 55 56 56 56 56 57 57 57

- - - - - - - - - - - - - -

57 57 57 57 57 57 57 57

- - - - - - - -

63 - 64 - 69 - 70 -


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2B.2.1 Généralités ........................................................................................... Méthode en courant alternatif ............................................................... 2B.2.2 Méthode en courant continu ................................................................. 2B.2.3 Méthode par décharge d'un condensateur ............................................ 2B.2.4 Détermination de l'erreur aux conditions limites des transformateurs de 2B.3 courant pour protection pour réponse en régime transitoire ....................................... Généralités ........................................................................................... Essai direct .......................................................................................... Essai indirect........................................................................................ 2B.3.3.1 Limites du courant secondaire d'excitation (Î al ) ....................... 2B.3.3.2 Méthode en courant alternatif................................................. 2B.3.3.3 Méthode en courant continu et méthode par décharge d'un condensateur ......................................................................... 2B.3.3.4 Détermination de F c ............................................................... Autre mesure de l'erreur de rapport en régime établi ........................................ -

70 70 71 72

- - - -

74 -

417 418 419 420 421 422 423 424 425

2B.4

426 427 428

Annexe 2C Technique utilisée dans l'essai d'élévation de température des transformateurs immergés dans l'huile pour déterminer la constante thermique par une estimation expérimentale (informative) ............................................................... - 79 -

429

Annexe 2D Détermination de l'erreur du rapport des nombres de spires (informative) ...... - 81 -

430 431 432 433 434

FIGURES Figure 201 - Cycles de fonctionnement ............................................................................ - 23 -

435

Figure 202 - Constante de temps primaire T p ................................................................... - 24 -

436

Figure 203 - Crêtes appropriées du flux magnétique pour la détermination de Ktd ........... - 25 -

437

Figure 2A.1 ...................................................................................................................... - 58 -

438

Figure 2A.2 ...................................................................................................................... - 59 -

439

Figure 2A.3 ...................................................................................................................... - 60 -

440

Figure 2A.4 ...................................................................................................................... - 60 -

441

Figure 2A.5 ...................................................................................................................... - 60 -

442

Figure 2A.6 ...................................................................................................................... - 61 -

443 444

Figure 2B.1: Courant de court-circuit avec la crête la plus élevée (γ = 90°) et une asymétrie inférieure (γ = 140°) ......................................................................................... - 64 -

445

Figure 2B.2: Flux magnétique pour les deux cas de la figure B200.1 .............................. - 64 -

446

Figure 2B.3: Plages de temps appropriées pour le calcul du facteur transitoire ................ - 64 -

447

Figure 2B.4 Détermination de K tf pour δ = 3 (T s = 61 ms) et f = 50 Hz ............................... - 65 -

448

Figure 2B.5 Détermination de K tf pour δ = 1,5 (T s = 122 ms) et f = 50 Hz ......................... - 66 -

449

Figure 2B.5 Détermination de K tf pour δ = 0,1 (T s = 1,8 s) et f = 50 Hz ............................. - 66 -

450

Figure 2B.7 Détermination de K tf pour δ = 3 (Ts = 50 ms) et f = 60 Hz ............................. - 66 -

451

Figure 2B.8 Détermination de K tf pour δ = 1,5 (T s = 100 ms) et f = 60 Hz ......................... - 67 -

452

Figure 2B.9 Détermination de K tf pour δ = 0,1 (T s = 1,5 s) et f = 60 Hz ............................. - 67 -

453

Figure 2B.10 Détermination de K tf pour δ = 3 (Ts = 182 ms) et f = 16,7 Hz....................... - 67 -

454

Figure 2B.11 Détermination de K tf pour δ = 1,5 (Ts = 365 ms) et f = 16,7 Hz.................... - 68 -

455

Figure 2B.12 Détermination de K tf pour δ = 0,1 (T s = 5,5 s) et f = 16,7 Hz ........................ - 68 -

456

Figure 2B.13: Circuit de base........................................................................................... - 70 -

457

Figure 2B.14 – Détermination du facteur de rémanence par le cycle d'hystérésis............. - 71 -

2B.3.1 2B.3.2 2B.3.3

74 74 75 75 75

- - - - -

75 - 76 - 77 -


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458

Figure 2B.15: Circuit pour la méthode en courant continu ................................................ - 71 -

459

Figure 2B.16 – Enregistrements types ............................................................................. - 72 -

460

Figure 2B.17 – Circuit de la méthode par décharge d'un condensateur ............................ - 72 -

461

Figure 2B.19: Mesure des courants d'erreur .................................................................... - 75 -

462

Figure 2B.20 – Circuit équivalent simplifié du transformateur de courant ......................... - 77 -

463

Figure 2C.1 - Extrapolation graphique de l'élévation de température finale ...................... - 80 -

464

TABLEAUX

465 466 467 468

Tableau 201 – Limites de l’erreur de courant et du déphasage des transformateurs de courant pour mesure (classes de 0.1 à 1) ........................................................................ - 31 -

469 470

Tableau 202 – Limites de l’erreur de courant et du déphasage des transformateurs de courant pour mesure pour applications particulières ........................................................ - 32 -

471 472

Tableau 200 3 – Limites de l’erreur de courant des transformateurs de courant pour mesure (classes 3 et 5).................................................................................................... - 32 -

473

Tableau 204 – Définitions des classes de protection ........................................................ - 32 -

474 475

Tableau 205 – Limites des erreurs des transformateurs de courant pour protection de classes P et PR ............................................................................................................... - 33 -

476 477

Tableau 206 – Limites d'erreur pour les transformateurs de courant des classes TPX, TPY et TPZ ...................................................................................................................... - 35 -

478 479

Tableau 207 – Méthode de spécification pour les transformateurs de courant des classes TPX, TPY et TPZ................................................................................................. - 36 -

480

Tableau 208 – Marquage des bornes ............................................................................... - 40 -

481

Tableau 209 – Liste des essais ........................................................................................ - 44 -

482 483

Tableau 210 – Type et pression du gaz au cours des essais de type, des essais individuels de série et des essais spéciaux ...................................................................... - 45 -

484 485

Tableau 211 – Essais de type complémentaires de la réponse en régime transitoire des transformateurs de courant pour protection ............................................................... - 49 -


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COMMISSION ÉLECTROTECHNIQUE INTERNATIONALE

____________ TRANSFORMATEURS DE MESURE Partie 2: Transformateurs de courant AVANT-PROPOS 1) La Commission Electrotechnique Internationale (CEI) est une organisation mondiale de normalisation composée de l'ensemble des comités électrotechniques nationaux (Comités nationaux de la CEI). La CEI a pour objet de favoriser la coopération internationale pour toutes les questions de normalisation dans les domaines de l'électricité et de l'électronique. A cet effet, la CEI – entre autres activités – publie des Normes internationales, des Spécifications techniques, des Rapports techniques, des Spécifications accessibles au public (PAS) et des Guides (ci-après dénommés "Publication(s) de la CEI"). Leur élaboration est confiée à des comités d'études, aux travaux desquels tout Comité national intéressé par le sujet traité peut participer. Les organisations internationales, gouvernementales et non gouvernementales, en liaison avec la CEI, participent également aux travaux. La CEI collabore étroitement avec l'Organisation Internationale de Normalisation (ISO), selon des conditions fixées par accord entre les deux organisations. 2) Les décisions ou accords officiels de la CEI concernant les questions techniques représentent, dans la mesure du possible, un accord international sur les sujets étudiés, étant donné que les Comités nationaux de la CEI intéressés sont représentés dans chaque comité d’études. 3) Les Publications de la CEI se présentent sous la forme de recommandations internationales et sont agréées comme telles par les Comités nationaux de la CEI. Tous les efforts raisonnables sont entrepris afin que la CEI s'assure de l'exactitude du contenu technique de ses publications; la CEI ne peut pas être tenue responsable de l'éventuelle mauvaise utilisation ou interprétation qui en est faite par un quelconque utilisateur final. 4) Dans le but d'encourager l'uniformité internationale, les Comités nationaux de la CEI s'engagent, dans toute la mesure possible, à appliquer de façon transparente les Publications de la CEI dans leurs publications nationales et régionales. Toutes divergences entre toutes Publications de la CEI et toutes publications nationales ou régionales correspondantes doivent être indiquées en termes clairs dans ces dernières. 5) La CEI n’a prévu aucune procédure de marquage valant indication d’approbation et n'engage pas sa responsabilité pour les équipements déclarés conformes à une de ses Publications. 6) Tous les utilisateurs doivent s'assurer qu'ils sont en possession de la dernière édition de cette publication. 7) Aucune responsabilité ne doit être imputée à la CEI, à ses administrateurs, employés, auxiliaires ou mandataires, y compris ses experts particuliers et les membres de ses comités d'études et des Comités nationaux de la CEI, pour tout préjudice causé en cas de dommages corporels et matériels, ou de tout autre dommage de quelque nature que ce soit, directe ou indirecte, ou pour supporter les coûts (y compris les frais de justice) et les dépenses découlant de la publication ou de l'utilisation de cette Publication de la CEI ou de toute autre Publication de la CEI, ou au crédit qui lui est accordé. 8) L'attention est attirée sur les références normatives citées dans cette publication. L'utilisation de publications référencées est obligatoire pour une application correcte de la présente publication. 9) L’attention est attirée sur le fait que certains des éléments de la présente Publication de la CEI peuvent faire l’objet de droits de propriété intellectuelle ou de droits analogues. La CEI ne saurait être tenue pour responsable de ne pas avoir identifié de tels droits de propriété et de ne pas avoir signalé leur existence.


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530

INTRODUCTION

531 532

La Norme internationale CEI 61869-2 a été établie par le sous-comité 38: Transformateurs de mesure.

533 534 535

Le TC 38 a décidé de restructurer l'ensemble des normes indépendantes de la série CEI 60044-X et de le transformer en un nouvel ensemble de normes composé de documents d'Exigences générales et de documents d'Exigences spécifiques.

536 537 538

La présente norme est la première édition des Exigences spécifiques des transformateurs de courant et doit être lue conjointement avec la CEI 61869-1 Transformateurs de mesure Partie 1: Exigences générales.

539 540

La présente Norme couvre toutes les exigences spécifiques précédemment mentionnées dans les normes 60044-1 et 60044-6. De plus, elle introduit certaines innovations techniques:

541

•

exigences pour les transformateurs de mesure à isolation gazeuse

542

•

essais spécifiques supplémentaires

543

•

exigences pour la protection interne de défaut d’arc

544

•

exigences pour les degrés de protection procurés par les enveloppes

545

•

exigences pour la résistance à la corrosion

546

•

exigences relatives à la sécurité et aux problèmes d'environnement

547 548

•

normalisation et adaptation des exigences des transformateurs de courant pour la réponse en régime transitoire

549

Le texte de cette norme est issu des documents suivants: FDIS

Rapport de vote

38/XX/FDIS

38/XX/RVD

550 551 552

Le rapport de vote indiqué dans le tableau ci-dessus donne toute information sur le vote ayant abouti à l'approbation de cette norme.

553

Cette publication a été rédigée selon les Directives ISO/CEI, Partie 2.

554

(to be translated into french):

555 556

This standard is Part 2 of IEC 61869, published under the general title Instrument transformers.

557 558 559 560 561 562 563 564 565 566

This part 2 is to be read in conjunction with, and is based on, IEC 61869-1: “General Requirements” - first edition (2007)- however the reader is encouraged to use its most recent edition. This Part 2 follows the structure of IEC 61869-1 and supplements or modifies its corresponding clauses. When a particular subclause of Part 1 is not mentioned in this Part 2, that subclause applies. When this standard states “addition”, “modification” or “replacement”, the relevant text in Part 1 is to be adapted accordingly.


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38/404/CDV

567 568 569 570 571 572

For additional clauses, subclauses, figures, tables, annexes or note, the following numbering system is used: – clauses, subclauses, tables and figures that are numbered starting from 201 are additional to those in Part 1; – additional annexes are lettered 2A, 2B, etc.

573 574

An overview of the planned set of standards at the date of publication of this document is given below: PRODUCT FAMILY STANDARDS

61869-1

61869-6

GENERAL REQUIREMENTS FOR INSTRUMENT TRANSFORMERS

ADDITIONAL GENERAL REQUIREMENT FOR ELECTRONIC INSTRUMENT TRANSFORMERS AND LOW POWER STAND ALONE SENSORS

PRODUCT STANDARD

PRODUCTS

OLD STANDARD

61869-2

ADDITIONAL REQUIREMENTS FOR CURRENT TRANSFORMERS

60044-1

61869-3

ADDITIONAL REQUIREMENTS FOR INDUCTIVE VOLTAGE TRANSFORMERS

60044-2

61869-4

ADDITIONAL REQUIREMENTS FOR COMBINED TRANSFORMERS

60044-3

61869-5

ADDITIONAL REQUIREMENTS FOR CAPACITIVE VOLTAGE TRANSFORMERS

60044-5

61869-7

ADDITIONAL REQUIREMENTS FOR ELECTRONIC VOLTAGE TRANSFORMERS

60044-7

61869-8

ADDITIONAL REQUIREMENTS FOR ELECTRONIC CURRENT TRANSFORMERS

60044-8

61869-9

DIGITAL INTERFACE FOR INSTRUMENT TRANSFORMERS

61869-10

ADDITIONAL REQUIREMENTS FOR LOWPOWER STAND-ALONE CURRENT SENSORS

61869-11

ADDITIONAL REQUIREMENTS FOR LOW POWER STAND ALONE VOLTAGE SENSOR

61869-12

ADDITIONAL REQUIREMENTS FOR COMBINED ELECTRONIC INSTRUMENT TRANSFORMER OR COMBINED STAND ALONE SENSORS

61869-13

STAND ALONE MERGING UNIT

60044-7

575

The updated list of standards issued by IEC TC38 is available at the website: www.iec.ch

576 577

Le comité a décidé que le contenu de la présente publication ne sera pas modifié avant décembre 2011. A cette date, la publication sera

578 579 580 581

• • • •

582 583

De plus, un guide d'application (CEI 61869...) pour les transformateurs de courant pour protection est en préparation. Il est destiné à fournir des informations concernant

reconduite, supprimée, remplacée par une édition révisée, ou amendée.


61869-2 © IEC 584 585 586 587 588 589

• • •

PR NF EN 61869-2:2011-01

- 16 -

38/404/CDV

le contexte théorique des calculs des transformateurs de courant pour la réponse en régime transitoire le choix des classes de protection spécifiques en fonction de l'application les relations entre les différents types de classes


61869-2 © IEC

PR NF EN 61869-2:2011-01

- 17 -

38/404/CDV

TRANSFORMATEURS DE MESURE

590 591 592 593 594

Partie 2: Transformateurs de courant

595

1

Domaine d'application

596 597 598 599

La présente Norme internationale est applicable aux transformateurs magnétiques de courant nouvellement fabriqués destinés à être utilisés avec des appareils de mesure électriques et/ou dispositifs électriques pour protection ayant des fréquences assignées comprises entre 15 Hz et 100 Hz.

600

2

601 602 603 604 605 606 607

Les documents de référence suivants sont indispensables pour l'application du présent document. Pour les références datées, seule l'édition citée s'applique. Pour les références non datées, la dernière édition du document de référence s'applique (y compris les éventuels amendements).

608

3

609 610

L'article correspondant de la CEI 61869-1 est applicable en y ajoutant des définitions spécifiques.

611

3.1

612

3.1.1 Transformateur de mesure

613

3.1.2 Enveloppe

614

3.1.3 Bornes primaires

615

3.1.4 Bornes secondaires

616

3.1.5 Circuit secondaire

617

3.1.6 Section

618

3.1.200 Transformateur de courant

619 620 621

Transformateur de mesure dans lequel le courant secondaire est, dans les conditions normales d’emploi, pratiquement proportionnel au courant primaire et déphasé par rapport à celui-ci d’un angle voisin de zéro, pour un sens approprié des connexions. [VEI 321-02-01]

622

3.1.201 Transformateur de courant pour mesure

623 624

Transformateur de courant destiné à transmettre un signal d'information à des appareils de mesure ou à des compteurs. [VEI 321-02-18]

625

3.1.202 Transformateur de courant pour protection

626 627

Transformateur de courant destiné à transmettre un signal d'information à des dispositifs de protection ou de commande. [VEI 321-02-19]

Références normatives

CEI 61869-1: Transformateurs de mesure - Partie 1: Exigences générales, incluant les références mentionnées à l'Article 2 de la CEI 61869-1.

Définitions

Définitions générales


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- 18 -

38/404/CDV

628

3.1.203 Transformateur de courant pour protection de classe PR

629 630 631

Transformateur de courant ayant un facteur de rémanence limité pour lequel, dans certains cas, une valeur de la constante de temps secondaire et/ou une valeur maximale de la résistance du bobinage secondaire peuvent être spécifiés.

632

3.1.204 Transformateur de courant pour protection de classe PX

633 634 635 636

Transformateur à faible réactance de fuite, pour lequel la connaissance de la caractéristique d’excitation, de la résistance secondaire, de la résistance de charge et du rapport du nombre de spires est suffisante pour évaluer ses performances dans le système de protection auquel il est connecté.

637 638

3.1.205 Transformateur de courant pour protection de classe PTX pour réponse en régime transitoire

639 640 641

Limite de précision définie par la valeur de crête de l'erreur totale ( εˆ ) au cours du cycle de fonctionnement en régime transitoire spécifié. Aucune limite pour le flux rémanent.

642 643

3.1.206 Transformateur de courant pour protection de classe PTY pour réponse en régime transitoire

644 645

Limite de précision définie par la valeur de crête de l'erreur totale ( εˆ ) au cours du cycle de fonctionnement en régime transitoire spécifié. Le flux rémanent est limité.

646 647

3.1.207 Transformateur de courant pour protection de classe PTZ pour réponse en régime transitoire

648

Limite de précision définie par la valeur de crête de la composante alternative de l'erreur ( εâc ) au

649

cours du cycle de fonctionnement en régime transitoire spécifié.

650

-

Déphasage au secondaire spécifié à Ipr

651

-

Aucune exigence concernant le courant d'erreur instantané iε

652

-

Flux rémanent devant être pratiquement négligeable

653

3.1.208 Transformateurs de courant à plusieurs rapports de transformation

654 655 656

Transformateur de courant dans lequel plusieurs rapports sont obtenus en connectant des sections de l’enroulement primaire en série ou en parallèle, ou au moyen de prises sur l’enroulement secondaire.


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- 19 -

38/404/CDV

657

3.2 Définition liées aux caractéristiques diélectriques

658

3.2.1 Tension la plus élevée d’un réseau (Usys)

659

3.2.2 Tension la plus élevée pour le matériel (Um)

660

3.2.3 Niveau d’isolement assigné

661

3.2.4 Réseau à neutre isolé

662

3.2.5 Réseau compensé (réseau mis à la terre par une bobine d’extinction)

663

3.2.6 Facteur de défaut à la terre

664

3.2.7 Réseau à neutre à la terre

665

3.2.8 Réseau à neutre directement mis à la terre

666

3.2.9 Réseau à neutre non directement mis à la terre

667

3.2.10 Installation en situation exposée

668

3.2.11 Installation en situation non exposée

669

3.3

670

3.3.200

671 672

Valeur du courant fonctionnement

673

[VEI 321-01-11 modifié]

674

3.3.201

675 676

Valeur du courant secondaire d’après laquelle sont déterminées ses conditions de fonctionnement

677

[VEI 321-01-15 modifié]

678

3.3.202

679 680

Valeur efficace du courant primaire que le transformateur peut supporter pendant une seconde, son secondaire étant mis en court-circuit, sans qu’il subisse de dommage

681

3.3.203

682 683 684

Valeur de crête du courant primaire que le transformateur peut supporter sans subir de dommages électriques ou mécaniques du fait des efforts électromagnétiques qui en résultent, le secondaire étant mis en court-circuit

685 686

3.3.204 Courant d’élévation de la température ou courant thermique continu assigné (I cth )

687 688 689

Valeur du courant qui peut passer indéfiniment dans l’enroulement primaire, l’enroulement secondaire débitant sur la charge assignée, sans que l’élévation de la température dépasse les valeurs spécifiées.

Définitions liées aux caractéristiques assignées de courant Courant primaire assigné (I pr ) primaire

d’après

laquelle

sont

déterminées

ses

conditions

de

Courant secondaire assigné (I sr )

Courant de court-circuit thermique assigné (I th )

Courant dynamique assigné (I dyn )


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- 20 -

38/404/CDV

690 691 692 693

Note: Si un transformateur de courant est équipé de circuits magnétiques ayant des rapports différents (par exemple 1200/5 et 4000/1), I cth doit être déclaré comme une valeur absolue uniforme, applicable à tous les noyaux magnétiques (par exemple « I cth 1440 A »)

694

3.3.205

695 696 697 698

Valeur efficace du courant qui traverse l’enroulement secondaire d’un transformateur de courant, lorsqu’on applique entre les bornes secondaires une tension sinusoïdale de fréquence assignée, l’enroulement primaire et tous les autres enroulements étant à circuit ouvert

699

3.4 Définitions liées à la précision

700

3.4.1 Rapport de transformation réel (k)

701

3.4.2 Rapport de transformation assigné (k r )

702

3.4.3 Erreur de rapport (ε)

703

L'Article 3.4.3 de la CEI 61869-1 est applicable avec les compléments suivants:

704

L’erreur de rapport (erreur de courant) exprimée en pourcentage est donnée par la formule:

Courant d’excitation (Ie)

ε =

705

(k r I s − I p ) Ip

⋅ 100%

706

où

707

kr

est le rapport de transformation assigné;

708

Ip

est le courant primaire donné;

709

Is

est le courant secondaire correspondant à I p dans les conditions de la mesure

710 711

3.4.4 Déphasage (∆φ)

712

3.4.5 Classe de précision

713

3.4.6 Charge

714

3.4.7 Charge assignée

715

3.4.8 Puissance de sortie assignée (Sr )

716

3.4.200

717

Valeur assignée de la charge résistive connectée aux bornes secondaires, exprimée en ohms

718

3.4.201

719 720

Résistance en courant continu de l'enroulement secondaire, exprimée en ohms, ramenée à 75 °C ou à toute autre température qui peut être spécifiée.

721 722

NOTE: La résistance réelle de l'enroulement R ct est inférieure ou égale à une limite supérieure pouvant être définie.

723

3.4.202

724

En régime établi, la valeur efficace de la différence entre:

725

a) les valeurs instantanées du courant primaire, et

Charge résistive assignée (R b )

Résistance de l’enroulement secondaire (R ct)

Erreur composée * ( ε c)

————————— * Voir annexe 2A.


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- 21 -

38/404/CDV

726 727 728

b) le produit du rapport de transformation assigné par les valeurs instantanées du courant secondaire, les sens positifs des courants primaire et secondaire correspondant aux conventions admises pour le marquage des bornes.

729 730

L'erreur composée ε c est exprimée en général en pourcentage de la valeur efficace du courant primaire selon la formule suivante:

εc =

731

100 Ip

1 T

T

∫ (k i

r s

− i p ) 2 dt

0

732

où

733

kr

est le rapport de transformation assigné;

734

Ip

est la valeur efficace du courant primaire;

735

ip

est la valeur instantanée du courant primaire;

736

is

est la valeur instantanée du courant secondaire;

737

T

est la valeur de la période des courants.

738

3.4.203

739 740 741

Valeur du courant primaire minimum pour lequel l’erreur composée du transformateur de courant pour mesure est égale ou supérieure à 10 %, la charge secondaire étant égale à la charge assignée

742 743 744

NOTE Il convient que l’erreur composée soit plus grande que 10 % pour protéger les appareils de mesure alimentés par le transformateur contre les courants de valeurs élevées apparaissant en cas de court-circuit dans le réseau.

745

3.4.204

746

Rapport entre le courant limite primaire assigné pour l’appareil et le courant primaire assigné

747 748 749

NOTE 1 Il convient d’attirer l’attention sur le fait que le facteur de sécurité réel est affecté par la charge. Puisque la valeur de la charge est significativement inférieure à la valeur assignée, des valeurs supérieures du courant seront produites côté secondaire en cas de courant de court-circuit.

750 751

NOTE 2 La sécurité des appareils alimentés par le transformateur est d’autant plus grande, en cas de courtcircuit dans le réseau où est intercalé l’enroulement primaire, que le facteur de sécurité (FS) est plus petit.

752 753

3.4.205 Force électromotrice limite secondaire pour les transformateurs de courant pour mesure

754 755

Produit du facteur de sécurité FS par le courant secondaire assigné et par la somme vectorielle de la charge assignée et de l’impédance de l’enroulement secondaire

756 757 758

NOTE 1 La méthode de calcul de la force électromotrice limite secondaire conduit à une valeur supérieure à la valeur réelle. Elle a été choisie en vue d’appliquer la même méthode d’essai qu’en 7.3.5.201 et 7.2.6.201 relatifs aux transformateurs de courant pour protection.

759

D’autres méthodes peuvent être utilisées suivant accord entre le constructeur et l’acheteur.

760 761

NOTE 2 Dans le calcul de la force électromotrice limite secondaire, il convient de corriger la résistance de l’enroulement secondaire à la température de 75 °C.

762

3.4.206

763 764

Valeur la plus élevée du courant primaire pour laquelle le transformateur doit satisfaire aux exigences concernant l’erreur composée

765

3.4.207

766

Rapport entre le courant limite de précision assigné et le courant primaire assigné

Courant limite assigné (I PL)

Facteur de sécurité (FS)

Courant limite de précision assigné (I alf)

Facteur limite de précision (ALF)


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- 22 -

38/404/CDV

767 768

3.4.208 Force électromotrice limite secondaire pour les transformateurs de courant pour protection

769 770

Produit du facteur limite de précision par le courant secondaire assigné et par la somme vectorielle de la charge assignée et de l’impédance de l’enroulement secondaire

771

3.4.209

772 773 774 775

Valeur de crête du flux qui existerait dans un circuit magnétique à la transition de l’état non saturé à l’état de saturation complète et que l’on suppose être celle relative au point de la caractéristique transitoire Ψ -i e du circuit magnétique considéré tel qu’une croissance de Ψ de 10 % donne lieu à une croissance de ie de 50 %

776

3.4.210

777 778

Valeur du flux qui subsisterait dans le circuit magnétique 3 min après l’interruption d’un courant d’excitation de grandeur suffisante pour produire le flux de saturation ( Ψ s )

779

3.4.211

780

Rapport K r = Ψ r/ Ψ s, exprimé en pourcentage (%)

781

3.4.212

782 783 784

Valeur de la constante de temps de la boucle secondaire du transformateur de courant déterminée à partir de la somme des inductances de magnétisation et de fuites (L s ), et de la résistance de la boucle secondaire (R s )

785

T s = L s /R s

Flux de saturation ( Ψ s)

Flux rémanent (Ψ r)

Facteur de rémanence (Kr )

Constante de temps assignée de la boucle secondaire (T s)

786

3.4.213

787 788 789 790 791

Présentation, sous forme d’un graphique ou d’un tableau, de la relation entre la valeur efficace du courant d’excitation et la valeur efficace de la force électromotrice sinusoïdale appliquée aux bornes secondaires d’un transformateur de courant, le primaire et les autres bobinages étant ouverts, sur une plage de valeurs permettant de définir la caractéristique depuis les bas niveaux d’excitation jusqu’à 1,1 fois la force électromotrice de coude assignée.

792

3.4.214

793 794 795 796

Valeur minimale de la force électromotrice sinusoïdale efficace, à la fréquence assignée, appliquée aux bornes de l’enroulement secondaire du transformateur, tous les autres enroulements étant ouverts, dont l’accroissement de 10 % provoque un accroissement de la valeur efficace du courant d’excitation inférieur à 50 %

797 798

NOTE: La valeur réelle de la force électromotrice de coude sera supérieure ou égale à la force électromotrice de coude assignée.

799

3.4.215

800 801

Rapport requis entre le nombre de spires de l’enroulement primaire et le nombre de spires de l’enroulement secondaire:

802

EXEMPLE 1

1/600 (une spire primaire avec six cents spires secondaires)

803

EXEMPLE 2

2/600 (deux spires primaires avec six cents spires secondaires).

804

3.4.216

Erreur sur le rapport de nombres de spires ( ε t)

805 806

Différence entre les valeurs assignée et réelle du rapport des nombres de spires exprimée en pourcentage

807

Caractéristique d'excitation

Force électromotrice de coude assignée (E k)

Rapport de nombres de spires assigné

εt

=

(actual turns ratio − rated turns ratio) rated turns ratio

× 100%


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- 23 -

38/404/CDV

808

3.4.217

Facteur de dimensionnement (K x)

809 810 811 812

Facteur défini par l’acheteur exprimant le nombre de fois de la valeur assignée du courant secondaire (I sn ) que peut atteindre le courant secondaire en régime de défaut, incluant les facteurs de sécurité, jusqu’à laquelle il est demandé au transformateur de satisfaire aux performances exigées.

813

3.4.218

814 815 816

Valeur efficace du courant primaire symétrique de court-circuit sur laquelle est basée la performance de précision assignée du transformateur de courant. (Bien que ith concerne la limite thermique, Ipsc est lié à la limite de précision.)

817

NOTE: I psc est habituellement inférieur à i th .

818

3.4.219

819 820 821

Différence entre les valeurs instantanées du courant secondaire (is) multiplié par (kr) et du courant primaire (ip):

822 823

Lorsque ce courant comporte deux composantes, l'une alternative (isac) et l'autre continue (ipac), ces composantes constituantes (isac, ipac) sont identifiées séparément comme suit:

Courant primaire de court-circuit assigné (Ipsc)

Courant d'erreur instantané (iε)

iε = k r ⋅ is - i p

i ε = i εac + i εdc = (k r ⋅ i sac - i pac ) + (k r ⋅ i sdc - i pdc )

824

Valeur de crête d'erreur totale ( εˆ )

825

3.4.220

826 827

Valeur maximale (îε) du courant d'erreur instantané (voir 3.4.219) pour le cycle de fonctionnement spécifié, exprimée en pourcentage de la valeur de crête du courant primaire de court-circuit assigné:

iˆε

εˆ =

828

2 ⋅ I psc

⋅ 100%

Valeur de crête de la composante alternative de l'erreur ( εâc )

829

3.4.221

830

Valeur maximale

831

de la valeur de crête du courant primaire de court-circuit assigné:

iˆεac de la composante alternative du courant (voir 3.4.219) exprimée en pourcentage

εâc =

832

iˆεac 2 ⋅ I psc

⋅ 100%

833

3.4.222

834 835 836

Cycle de fonctionnement dans lequel, pendant chaque excitation spécifiée, on suppose que le courant d’excitation du primaire présente un décalage en courant continu.

837 838 839

C-O

Cycle de fonctionnement spécifié (C-0 et/ou C-0-C-0)

C-O-C-O

Figure 201 - Cycles de fonctionnement


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- 24 -

38/404/CDV

840

3.4.223

Constante de temps primaire spécifiée (TP)

841 842

Valeur spécifiée de la constante de temps de la composante continue du courant de primaire de courtcircuit sur laquelle est basée la performance du transformateur de courant.

Composante continue Courant primaire avec composante continue

843 844

Figure 202 - Constante de temps primaire T p

845

3.4.224

Durée de défaut (t’, t’’)

846 847 848 849

t’: durée de premier défaut t’’: durée de deuxième défaut (s'il y a lieu)

850

3.4.225

851 852 853 854 855

Durée pendant laquelle la précision spécifiée est maintenue. t’al est utilisé pour la première excitation, t’’al pour la deuxième excitation (s'il y a lieu). Voir Figure 201 NOTE - Cette durée est habituellement définie par le temps critique de mesure du système de protection associé. Pour déterminer le flux du circuit magnétique, il est nécessaire de tenir compte de la durée totale du défaut.

856

3.4.226

857 858 859

Intervalle de temps écoulé, au cours d'un cycle de réenclenchement automatique de disjoncteur, entre la coupure du courant primaire de court-circuit et sa seconde application en cas d'échec de suppression de défaut. Voir Figure 201

860

3.4.227

861

Résistance totale du circuit secondaire.

Voir Figure 201

Durée spécifiée de limite de précision (t’al , t’’al)

Temps de répétition de défaut (tfr)

Résistance de la boucle secondaire (Rs)

R s = R b + R ct

862 863

3.4.228

864

Rapport:

Facteur de courant symétrique de court-circuit assigné (Kssc)

K ssc =

I psc I pr


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- 25 -

865

3.4.229

866 867 868 869 870 871 872 873 874 875 876 877

Rapport Ψa /Ψs , où

38/404/CDV

Facteur de dimensionnement pour le régime transitoire assigné (Ktd)

Ψa est la valeur de crête du flux magnétique total du courant primaire asymétrique pendant 1 l'intervalle de temps approprié à la charge assignée. Ψs est la valeur de crête du flux alternatif en régime établi du courant primaire asymétrique approprié à la charge assignée. Voir Figure 203. Note 1: On doit tenir compte de l'angle d’apparition dans le plus mauvais cas du courant primaire asymétrique de court-circuit conduisant à la valeur de crête la plus élevée possible du flux magnétique. Voir Annexe 2B.1. La possibilité de diminution de l'asymétrie en limitant l'angle d’apparition de courant sera expliquée dans le guide d'application.

Valeur de crête du flux produite par un courant primaire asymétrique

Valeur de crête du flux produite par un courant primaire symétrique

878 879

Figure 203 - Crêtes appropriées du flux magnétique pour la détermination de Ktd

880

3.4.230

881 882 883

Transformateur de courant pour lequel la connaissance de la caractéristique d'excitation du secondaire et de la résistance de l’enroulement secondaire suffit pour la détermination de sa réponse en régime transitoire, pour toute combinaison de courant primaire et de charge.

884

3.4.231

885 886 887

Transformateur de courant qui ne répond pas aux exigences du 3.4.230Error! Reference source not found. et pour lequel le constructeur prévoit une marge supplémentaire pour tenir compte des effets d'influence qui produisent un flux de fuite supplémentaire.

888

3.4.232

889 890

Valeur efficace de la tension équivalente du circuit secondaire à fréquence assignée nécessaire pour satisfaire au cycle de fonctionnement spécifié.

891 892

Transformateur de courant à faible réactance de fuite

Transformateur de courant à forte réactance de fuite

Tension secondaire limite équivalente assignée (Ual)

U al = K ssc ⋅ K td ⋅ ( Rct + Rb ) ⋅ I sr


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- 26 -

38/404/CDV

3.4.233

Valeur de crête du courant secondaire d'excitation à Ual (Î al )

895

3.4.234

Facteur de construction F c

896 897 898

Le facteur de construction F c représente les différences possibles des résultats de mesure dans les conditions limites entre la méthode d'essai direct et la méthode d'essai indirect. F c est basée sur des mesures de flux magnétique:

893 894

Fc =

899

Ψind Ψdir

900 901 902

où

903 904 905

essai direct. Le courant d'erreur instantané correspondant I εd doit également être déterminé.

906 907 908

magnétisation mentionné ci-dessus I εd .

909

3.5 Définitions concernant les autres caractéristiques assignées

910

3.5.1 Fréquence assignée (f R )

911

3.5.2 Charge mécanique (F)

912 913

3.5.3 Transformateur de mesure avec protection contre les défauts d’arc interne

914

3.6 Définitions liées à l’isolation gazeuse

915

3.6.1 Dispositif limiteur de pression

916

3.6.2 Transformateur de mesure sous enveloppe métallique à isolation gazeuse

917

3.6.3 Système à pression autonome

918

3.6.4 Pression assignée de remplissage

919

3.6.5 Pression de service minimale

920

3.6.6 Pression de calcul de l'enveloppe

921

3.6.7 Température de calcul de l'enveloppe

922

3.6.8 Taux de fuite absolu

923

3.6.9 Taux de fuite relatif (F rel )

924

3.7 Index des abréviations

Ψdir est le flux magnétique correspondant aux conditions d'erreur limites mesuré pendant un Ψind est le flux magnétique mesuré pendant un essai indirect, déterminé d'après le courant de Le mode opératoire de mesure est donné à l'Annexe 2B.3.3.4Error! Reference source not found..

925 IT

Transformateur de mesure

CT

Transformateur de courant

Usys

Tension la plus élevée du réseau

Um

Tension la plus élevée pour le matériel


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PR NF EN 61869-2:2011-01

- 27 -

I pr

Courant primaire assigné

I sr

Courant secondaire assigné

I th

Courant de court-circuit thermique assigné

I dyn

Courant dynamique assigné

I cth

Courant thermique continu assigné

Ie

Courant d’excitation

k

Rapport de transformation réel

kr

Rapport de transformation assigné

ε

Erreur de rapport

∆φ

Déphasage

Sr

Puissance de sortie assignée

Rb

Charge résistive assignée

R ct

Résistance de l’enroulement secondaire

εc

Erreur composée

I PL

Courant limite primaire assigné pour les appareils

FS

Facteur de sécurité pour les appareils

I alf

Courant limite de précision assigné

ALF

Facteur limite de précision

Ψs

Flux de saturation

Ψr

Flux rémanent

Kr

Facteur de rémanence

Ts

Constante de temps assignée de la boucle secondaire

Ek

Force électromotrice de coude assignée

εt

Erreur sur le rapport de nombres de spires

Kx

Facteur de dimensionnement

fR

Fréquence assignée

F

Effort mécanique

F rel

Taux de fuite relatif

Î al

Valeur de crête du courant secondaire d'excitation à Ual

38/404/CDV


61869-2 © IEC

926

PR NF EN 61869-2:2011-01

- 28 -

38/404/CDV

I psc

Courant primaire de court-circuit assigné

iε

Courant d'erreur instantané

K ssc

Facteur de courant symétrique de court-circuit assigné

K td

Facteur de dimensionnement pour le régime transitoire assigné

t’

Durée de premier défaut

t’’

Durée de deuxième défaut

t’ al

Temps admissible jusqu'à la limite de précision dans le premier défaut

t’’ al

Temps admissible jusqu'à la limite de précision dans le deuxième défaut

t fr

Temps de répétition de défaut

Tp

Constante de temps primaire spécifiée

Ual

Tension secondaire limite équivalente assignée

εˆ

Valeur de crête de l'erreur totale

εâc

Valeur de crête de la composante alternative de l'erreur


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PR NF EN 61869-2:2011-01

- 29 -

38/404/CDV

927

4

Conditions de service normales et spéciales

928

4.1 Généralités

929

4.2 Conditions de service normales

930

4.2.1 Température de l’air ambiant

931

4.2.2 Altitude

932

4.2.3 Vibrations ou tremblements de terre

933 934

4.2.4 Autres conditions de service pour des transformateurs de mesure de type intérieur

935 936

4.2.5 Autres conditions de service pour des transformateurs de mesure de type extérieur

937

4.3 Conditions de service spéciales

938

4.3.1 Généralités

939

4.3.2 Altitude

940

4.3.2.1 Influence de l'altitude sur l'isolation externe

941

4.3.2.2 Influence de l'altitude sur l'élévation de la température

942

4.3.3 Température ambiante

943

4.3.4 Vibrations ou tremblements de terre

944

4.3.5 Tremblements de terre

945

4.4 Système de mise à la terre

946

5

947

5.1 Généralités

948

5.2 Tension la plus élevée pour le matériel

949

5.3 Niveaux d’isolement assignés

950


951

5.3.2 Niveau d'isolement assigné des bornes primaires

952


953 954

Pour un transformateur de courant sans enroulement primaire et sans isolation primaire propre, la valeur U m = 0,72 kV est supposée.

Valeurs normales


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PR NF EN 61869-2:2011-01

- 30 -

38/404/CDV

955

5.3.3 Autres exigences pour l’isolement des bornes primaires

956

5.3.3.1 Décharges partielles

957

5.3.3.2 Choc de foudre coupé

958

5.3.3.3 Capacité et facteur de dissipation diélectrique

959

5.3.4 Exigences d’isolement entre sections

960

5.3.5 Exigences d’isolement pour les bornes secondaires

961


962 963 964

L’isolement de l’enroulement secondaire d’un transformateur de courant de classe PX ayant une force électromotrice de coude assignée Ek ≥ 2 kV doit être capable de supporter une tension de tenue assignée à fréquence industrielle de 5 kV (valeur efficace) pendant 60 s.

965

5.3.200 Exigences d’isolement entre spires

966

La tension de tenue assignée de l’isolation entre spires doit être de 4,5 kV en valeur de crête.

967 968 969 970

Pour les transformateurs de classe PX ayant une force électromotrice de coude assignée supérieure à 450 V, la tension de tenue assignée pour l’isolement entre spires doit être une tension de crête, égale à 10 fois la valeur efficace de la force électromotrice de coude spécifiée ou de 10 kV crête, en prenant la plus basse de ces deux valeurs.

971

NOTE 1

972

5.4 Fréquence assignée

973

5.5 Puissance de sortie assignée

974

Les valeurs normales de la puissance de sortie assignée jusqu’à 30 VA sont:

Par suite de la procédure d’essai, la forme d’onde peut être fortement déformée.

975

2,5 – 5,0 – 10 – 15 et 30 VA.

976

Des valeurs supérieures à 30 VA peuvent être choisies de façon à répondre aux besoins.

977 978 979 980

NOTE Pour un transformateur donné, pourvu qu’il ait une puissance de précision normale correspondant à une classe normale, d’autres valeurs de puissances assignée qui pourraient ne pas être normales, mais correspondant à des classes normales, peuvent également être indiquées.

981

5.6 Classe de précision assignée

982

5.6.200

983 984

5.6.200.1 Désignation de la classe de précision d’un transformateur de courant pour mesure

985 986 987

La classe de précision d’un transformateur de courant pour mesure est caractérisée par l’erreur de courant maximale admissible, exprimée en pourcentage, pour le courant assigné prescrit pour la classe de précision concernée.

988

5.6.200.2

989

Les classes de précision normales des transformateurs de courant pour mesure sont:

990

Transformateurs de courant pour mesure

Classes de précision normales

0,1 - 0,2 – 0,2S –0,5 - 0,5S – 1 – 3 – 5


PR NF EN 61869-2:2011-01

61869-2 © IEC

- 31 -

38/404/CDV

991 992

5.6.200.3 Limites de l’erreur de courant et du déphasage des transformateurs de courant pour mesure

993 994 995

Pour les classes 0.1 – 0.2 – 0.5 et 1, l’erreur de courant et le déphasage, à la fréquence assignée, ne doivent pas dépasser les valeurs données dans le Tableau 201, lorsque la charge secondaire est comprise entre 25 % et 100 % de la charge assignée.

996 997 998

Pour les classes 0.2 S et 0.5 S, l’erreur de courant et le déphasage à la fréquence assignée ne doivent pas dépasser les valeurs données au Tableau 202 pour toute valeur de la charge secondaire comprise entre 25 % et 100 % de la charge assignée.

999 1000 1001

Pour les transformateurs des classes 3 et 5, l’erreur de courant à la fréquence assignée ne doit pas dépasser les valeurs données au Tableau 203 lorsque la charge secondaire est comprise entre 50 % et 100 % de la charge assignée.

1002 1003 1004

La charge assignée du secondaire utilisée pour les essais doit avoir un facteur de puissance de 0,8, sauf si elle absorbe une puissance inférieure à 5 VA; dans ce cas, on doit utiliser un facteur de puissance de 1,0. En aucun cas, la charge d’essai ne doit être inférieure à 1 VA.

1005 1006 1007 1008 1009

Pour les transformateurs de courant ayant une charge assignée inférieure ou égale à 15 VA, une gamme étendue de charge peut être spécifiée. L’erreur de courant et le déphasage ne doivent pas dépasser les valeurs données dans les tableaux 200.1 et 200.2, lorsque la charge secondaire a une valeur quelconque comprise entre 1 VA et 100 % de la charge assignée. Dans ce cas, le facteur de puissance doit être égal à 1,0.

1010 1011

NOTE 1 Pour les transformateurs de courant ayant un courant secondaire assigné de 1 A, une limite de gamme inférieure à 1 VA peut être convenue.

1012 1013

NOTE 2 Actuellement, on ne dispose pas de suffisamment d'expérience en ce qui concerne la possibilité d'aboutir à des mesures précises à de basses valeurs de courant (incertitude des résultats obtenus).

1014 1015 1016

NOTE 3 En général, les limites exigées pour l’erreur de courant et le déphasage sont valables pour n’importe quelle position d’un conducteur externe placé à une distance dans l’air non inférieure à celle qui est requise pour l’isolement dans l’air correspondant à la tension la plus élevée pour le matériel (U m ).

1017 1018

Il convient que les conditions spéciales d’application, y compris les gammes basses de tension de service associées à des valeurs élevées de courant, fassent l’objet d’un accord séparé entre le constructeur et l’acheteur.

1019 1020 1021

Pour les transformateurs à plusieurs rapports de transformation avec prises sur l’enroulement secondaire, sauf spécification contraire, les exigences relatives à la précision concernent le rapport de transformation le plus élevé.

1022 1023

Quand les exigences se réfèrent au plus grand rapport de transformation, le constructeur doit donner des indications sur la classe de précision et la charge assignée des autres prises.

1024 1025 1026

Tableau 201 – Limites de l’erreur de courant et du déphasage des transformateurs de courant pour mesure (classes de 0.1 à 1)

Classe de précision

Erreur de courant (rapport) en pourcentage, ±, pour le pourcentage de courant assigné indiqué ci-dessous

Déphasage, ±, pour le pourcentage de courant assigné indiqué ci-dessous

Minutes 5

1027

20

100

120

5

20

Centiradians

100

120

5

20

100

120

0,1

0,4

0,2

0,1

0,1

15

8

5

5

0,45

0,24

0,15

0,15

0,2

0,75

0,35

0,2

0,2

30

15

10

10

0,9

0,45

0,3

0,3

0,5

1,5

0,75

0,5

0,5

90

45

30

30

2,7

1,35

0,9

0,9

1

3,0

1,5

1,0

1,0

180

90

60

60

5,4

2,7

1,8

1,8


PR NF EN 61869-2:2011-01

61869-2 © IEC 1028 1029

- 32 -

38/404/CDV

Tableau 202 – Limites de l’erreur de courant et du déphasage des transformateurs de courant pour mesure pour applications particulières Classe de précision

Déphasage, ±, pour le pourcentage de courant assigné indiqué ci-dessous

Erreur de courant (rapport) en pourcentage, ±, pour le pourcentage de courant assigné indiqué ci-dessous

Minutes

Centiradians

1

5

20

100

120

1

5

20

100

120

1

5

20

100

120

0,2 s

0,75

0,35

0,2

0,2

0,2

30

15

10

10

10

0,9

0,45

0,3

0,3

0,3

0,5 s

1,5

0,75

0,5

0,5

0,5

90

45

30

30

30

2,7

1,35

0,9

0,9

0,9

1030 1031 1032 1033 1034 1035

Tableau 203 – Limites de l’erreur de courant des transformateurs de courant pour mesure (classes 3 et 5) Classe

Erreur de courant (rapport) en pourcentage, ±, pour les le pourcentage de courant assigné indiqué cidessous 50

120

3

3

3

5

5

5

1036 1037 1038

Il n’est imposé aucune limite de déphasage pour les classes 3 et 5.

1039

5.6.200.4

1040 1041

Un transformateur de courant des classes 0.1 à 1 sera considéré comme possédant une gamme étendue en courant, s’il satisfait aux deux exigences suivantes:

1042 1043

a) le courant thermique continu assigné doit égal au courant primaire étendu assigné exprimé en pourcentage du courant primaire assigné;

Transformateurs à gamme étendue

1044 1045 1046

b)

les limites d’erreur de courant et de déphasage prescrites pour 120 % du courant primaire assigné dans le Tableau 201 doivent être prises jusqu’au courant primaire étendu assigné.

1047

5.6.201

1048 1049 1050 1051 1052 1053

Trois approches différentes sont prévues pour définir les transformateurs de courant pour protection. Chacune des trois définitions peut conduire en pratique à la même réalisation physique. Pour les relations entre les définitions des classes, se référer au guide d'application.

Transformateurs de courant pour protection

1054 1055

Tableau 204 – Définitions des classes de protection

Désignation

Limite pour le flux rémanent.

P

non

PR

oui

1

Explication Définition d'un transformateur de courant satisfaisant aux exigences d'un courant de court-circuit dans des conditions de régime établi symétrique (pouvant être surdimensionné pour l'adapter à un courant de court-circuit asymétrique)


61869-2 © IEC

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- 33 -

38/404/CDV

PX

non

1

Définition d'un transformateur de courant en demandant ses caractéristiques de magnétisation

TPX

non

1

Définition d'un transformateur de courant satisfaisant aux exigences d'un courant de court-circuit asymétrique

TPY

oui

TPZ

oui

1056 1057 1058

Note 1: Bien qu'il n'existe aucune limite du flux rémanent, des entrefers d'air sont autorisés, par exemple dans les transformateurs de courant à circuit magnétique divisé.

1059

5.6.201.1

Transformateurs pour protection de classe P

1060

5.6.201.1.1

Valeurs normales des facteurs limites de précision

1061

Les valeurs normales des facteurs limites de précision sont:

1062

5 – 10 – 15 – 20 – 30

1063

5.6.201.1.2

Désignation de la classe de précision

1064 1065 1066 1067

La classe de précision d’un transformateur de courant pour protection est caractérisée par la limite supérieure de l’erreur composée exprimée en pourcentage pour le courant primaire limite de précision assigné spécifié en fonction de la classe de précision concernée, suivi de la lettre « P » (signifiant protection).

1068

5.6.201.1.3

1069

Les classes de précision normales des transformateurs de courant pour protection sont:


1070

5P et 10P

1071

5.6.201.1.4

1072 1073

À la fréquence assignée et la charge assignée étant connectée, l’erreur de courant, le déphasage et l’erreur composée ne doivent pas dépasser les valeurs du Tableau 205.

1074 1075 1076

Pour l’essai, lors de la détermination de l’erreur de courant et du déphasage, la charge doit avoir un facteur de puissance de 0,8 (circuit inductif) , sauf si la charge est inférieure à 5 VA; dans ce cas, auquel cas un facteur de puissance de 1,0 est autorisé.

1077 1078

Pour la détermination de l’erreur composée, le facteur de puissance de la charge soit être compris entre 0,8 (circuit inductif) et l’unité, au choix du constructeur.

1079 1080 1081

Tableau 205 – Limites des erreurs des transformateurs de courant pour protection de classes P et PR

Classe de précision

1082

Limites des erreurs des transformateurs de courant pour protection

Erreur de courant pour le courant primaire assigné en %

Déphasage pour le courant primaire assigné minutes

centiradians

Erreur composée pour le courant primaire limite de précision en %

5P

±1

±60

±1,8

5

10P

±3

–

–

10


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- 34 -

1083

5.6.201.2

Transformateurs de courant pour protection de classe PR

1084

5.6.201.2.1

Valeurs normales des facteurs limites de précision

1085

Les valeurs normales des facteurs limites de précision sont:

1086

38/404/CDV

5 – 10 – 15 – 20 – 30

1087

5.6.201.2.2

Désignation de la classe de précision

1088 1089 1090 1091

La classe de précision est caractérisée par la limite supérieure de l’erreur composée exprimée en pourcentage pour le courant primaire limite de précision assigné spécifié en fonction de la classe de précision concernée, suivi des lettres « PR » (signifiant protection et faible rémanence).

1092

5.6.201.2.3

1093

Les classes de précision normales des transformateurs de courant de classe PR sont:


1094

5 PR et 10 PR.

1095 1096

5.6.201.2.4 Limites des erreurs des transformateurs de courant pour protection de classe PR

1097 1098

À la fréquence assignée et la charge assignée étant connectée, l’erreur de courant, le déphasage et l’erreur composée ne doivent pas dépasser les valeurs du Tableau 205.

1099 1100 1101

Pour l’essai, lors de la détermination de l’erreur de courant et du déphasage, la charge doit avoir un facteur de puissance de 0,8 (circuit inductif) , sauf si la charge est inférieure à 5 VA; dans ce cas, auquel cas un facteur de puissance de 1,0 est autorisé.

1102 1103

Pour la détermination de l’erreur composée, le facteur de puissance de la charge doit être compris entre 0,8 (circuit inductif) et l’unité, au choix du constructeur.

1104

5.6.201.2.5

1105

Le facteur de rémanence (K r ) ne doit pas être supérieur à 10 %.

1106 1107

NOTE L’insertion d’un ou de plusieurs entrefers dans le circuit magnétique peut être une méthode de limitation du facteur de rémanence.

1108

5.6.201.2.6

1109

Si nécessaire, la valeur doit être spécifiée par l’acheteur.

1110

5.6.201.2.7

1111

Si nécessaire, la valeur maximale doit être convenue entre le constructeur et l’acheteur.

1112

5.6.201.3

1113 1114

La performance des transformateurs de courant de classe PX doit être spécifiée dans les termes suivants:

1115 1116

a) courant primaire assigné (I pr ); b) courant secondaire assigné (I sr );

1117 1118

c) rapport des nombres de spires. L'erreur sur le rapport des nombres de spires ne doit pas dépasser ± 0,25 %.

1119

d) force électromotrice de coude assignée (E k );

Facteur de rémanence (Kr )

Constante de temps de la boucle secondaire (T s )

Résistance de l’enroulement secondaire (R ct )

Transformateurs de courant pour protection de classe PX


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- 35 -

38/404/CDV

1120 1121

e) courant d’excitation maximum (I e ) à la force électromotrice de coude assignée et/ou pourcentage donné de celle-ci;

1122 1123

valeur maximale de la résistance de l’enroulement secondaire (R ct ); g) charge résistive assignée (R b );

1124

h) facteur de dimensionnement (K x ).

1125

NOTE

f)

La force électromotrice de coude assignée est généralement calculée de la manière suivante:

E k = K x ⋅ (R ct + Rb ) × I sr

1126 1127 1128

5.6.201.4 Transformateurs de courant pour protection pour réponse en régime transitoire

1129

5.6.201.4.1

1130 1131

Les valeurs normales de la charge résistive assignée, exprimées en ohms, pour les transformateurs de courant des classes TPX, TPY et TPZ sont les suivantes:

1132

0.5 – 1 – 2 – 5 Ohm

1133 1134 1135 1136

Les valeurs préférentielles sont soulignées. Les valeurs sont basées sur un courant secondaire assigné de 1 A. Pour les transformateurs de courant ayant un courant secondaire différent de 1 A, les valeurs indiquées ci-dessus doivent être adaptées en raison inverse du carré du courant.

1137 1138

5.6.201.4.2 Limites d'erreur pour les transformateurs de courant des classes TPX, TPY et TPZ

1139 1140

Les erreurs ne doivent pas dépasser les valeurs données dans le Tableau 206.

1141 1142

Valeurs normales de la charge résistive assignée (R b)

Tableau 206 – Limites d'erreur pour les transformateurs de courant des classes TPX, TPY et TPZ

1143 Classe

Au courant primaire

A la condition limite de précision

assigné Erreur du rapport [%]

Déphasage

(2)

%

Min.

Centirad

TPX

±1.0

±60

±1.8

TPY

±1.0

±60

±1.8

TPZ

±1.0

180 ±18

5.3±0.6

εˆ = 10 % εˆ = 10 %

(3)

εâc = 10 %

NOTE 1 – toutes les limites d'erreurs doivent être observées pour Rct, qui est définie à 75 °C. NOTE 2 - Dans certains cas, la valeur absolue du déphasage peut présenter moins d'importance que l'obtention d'un écart minimum par rapport à la valeur moyenne dans une production de série donnée. NOTE 3 - Puisque la limite d'erreur admissible totale est de 10 %, le facteur de dimensionnement transitoire doit être considéré conjointement avec la constante de temps du circuit secondaire:

εˆ =

1144

K td

ω ⋅ Ts

⋅ 100%


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PR NF EN 61869-2:2011-01

- 36 -

38/404/CDV

1145

5.6.201.4.3

Limites du facteur de rémanence (Kr )

1146 1147

TPX: TPY:

1148 1149 1150

TPZ:

1151

5.6.201.4.4

1152 1153 1154 1155 1156 1157 1158 1159 1160 1161

Les deux méthodes de spécification sont illustrées dans le Tableau 207. Dans certains cas, la définition d'un cycle de fonctionnement spécifique ne peut pas décrire toutes les exigences de protection. En conséquence, l'autre définition offre la possibilité de spécifier des « exigences globales » qui couvrent les exigences des différents cycles de fonctionnement.

1162 1163

Tableau 207 – Méthode de spécification pour les transformateurs de courant des classes TPX, TPY et TPZ

aucune limite

K r ≤ 10% K r ≤ 10% (donné par conception. En pratique, K r << 10%) On peut donc négliger le flux rémanent.

Méthodes de spécification

Les spécifications ne doivent pas être mélangées, sinon, le transformateur de courant peut être hyperdéterminé.

1164 Spécification normale

Autre spécification

Désignation de classe du transformateur de courant (TPX, TPY, ou TPZ)

Désignation de classe du transformateur de courant (TPX, TPY, ou TPZ)

Rapport auquel s'applique la spécification

1

Facteur de courant symétrique de court-circuit assigné Kssc

Rapport auquel s'applique la spécification

1

Facteur de courant symétrique de court-circuit assigné Kssc

Cycle de fonctionnement, constitué de pour le cycle C-O: pour le cycle C-OC-O:

t’ al

Facteur de dimensionnement pour le régime transitoire assigné Ktd

t’ al , t’, t fr , t’’al

Constante de temps assignée de la boucle 2 secondaire T S

Constante de temps primaire assignée T p Charge résistive assignée R b

Charge résistive assignée R b

1165 1166 1167 1168 1169 1170

Note 1: En cas d'absence de spécification, pour les transformateurs à plusieurs rapports de transformation avec prises sur l’enroulement secondaire, les exigences relatives à la précision concernent le rapport de transformation le plus élevé. On doit considérer qu'habituellement les exigences de précisions données ne peuvent être satisfaites que pour un seul rapport.

1171

Note 2: pour les circuits magnétiques TPY seulement


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- 37 -

1172

5.200 Valeurs normales du courant primaire assigné

1173

5.200.1 Transformateur à un seul rapport

1174

Les valeurs normales des courants primaires assignés sont:

1175

38/404/CDV

10 – 12,5 – 15 – 20 – 25 – 30 – 40 – 50 – 60 – 75 A,

1176

et leurs multiples ou sous-multiples décimaux.

1177

Les valeurs préférentielles sont soulignées.

1178

5.200.2 Transformateurs à plusieurs rapports

1179

Les valeurs normales figurant au 5.200.1 s’appliquent au plus petit courant primaire assigné.

1180

5.201 Valeurs normales des courants secondaires assignés

1181

Les valeurs normales des courants secondaires assignés sont de 1 A, 2 A et 5 A.

1182 1183

Pour les transformateurs de courant pour protection pour réponse en régime transitoire, la valeur normale du courant secondaire assigné est de 1 A.

1184

5.202 Valeurs normales du courant thermique assigné

1185

La valeur normale du courant thermique assigné est le courant primaire assigné.

1186 1187

Lorsqu’un courant thermique supérieur au courant primaire assigné est spécifié, les valeurs préférentielles sont 120 %, 150 % et 200 % du courant primaire assigné.

1188

5.203 Courants de court-circuit assignés

1189

Tous les transformateurs de courant doivent satisfaire aux exigences suivantes

1190

5.203.1

1191 1192

Un courant de court-circuit thermique assigné (I th ) doit être assigné au transformateur (voir 3.4.202).

1193

5.203.2

1194 1195 1196

La valeur normale du courant dynamique assigné (I dyn ) doit être de 2,5 fois le courant thermique de court-circuit assigné (I th ) et elle doit être indiquée sur la plaque signalétique lorsqu'elle est différente de cette valeur (voir 3.3.203).

Courant de court-circuit thermique assigné (I th )

Courant dynamique assigné (I dyn )


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- 38 -

38/404/CDV

1197

6

Conception et construction

1198

6.1 Exigences relatives aux liquides utilisés dans l’équipement

1199


1200

6.1.2 Qualité du liquide

1201

6.1.3 Dispositif de contrôle du niveau de liquide

1202

6.1.4 Étanchéité au liquide

1203

6.2 Exigences relatives aux gaz utilisés dans l’équipement

1204


1205

6.2.2 Qualité du gaz

1206

6.2.3 Dispositif de surveillance de gaz

1207

6.2.4 Étanchéité au gaz

1208

6.2.4.1 Généralités

1209

6.2.4.2 Systèmes à pression autonome de gaz

1210

6.2.5 Dispositif limiteur de pression

1211

6.3 Exigences relatives aux matériaux solides utilisées dans l’équipement

1212 1213

6.4 Exigences relative à l'élévation de température des pièces et des composants

1214


1215


1216 1217 1218 1219 1220

L’élévation de température d’un transformateur de courant parcouru par un courant primaire égal au courant thermique continu assigné, avec une charge de facteur de puissance unité correspondant à la puissance de sortie assignée, ne doit pas dépasser la valeur appropriée donnée dans le Tableau 5 de la CEI 61869-1. Ces valeurs sont basées sur les conditions de service indiquées à l’Article 4.


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- 39 -

38/404/CDV

1221

6.4.2 Influence de l'altitude sur l'élévation de la température

1222

6.5 Exigences relatives à la mise à la terre de l’équipement

1223


1224

6.5.2 Mise à la terre de l'enveloppe

1225

6.5.3 Continuité électrique

1226

6.6 Exigences pour l’isolation externe

1227

6.6.1 Pollution

1228

6.6.2 Altitude

1229

6.7 Exigences mécaniques

1230

6.8 Chocs coupés multiples sur les bornes primaires

1231

6.9 Exigences relatives à la protection des défauts d’arc internes

1232

6.10

1233


1234 1235 1236

6.10.2 Protection des personnes contre l'accès aux parties dangereuses et protection de l’équipement contre la pénétration de corps solides étrangers

1237

6.10.3 Protection contre la pénétration d'eau

1238

6.10.4 Transformateurs de mesure de type intérieur

1239

6.10.5 Transformateurs de mesure de type extérieur

1240 1241

6.10.6 Protection de l’équipement contre les chocs mécaniques en conditions de service normales

1242

6.11

1243


1244 1245

6.11.2 Exigences relatives aux perturbations radioélectriques (RIV; en anglais Radio interférence voltage)

1246

6.11.3 Exigences relatives à l'immunité

1247

6.11.4 Exigences relatives aux surtensions transmises

1248

6.12

Corrosion

1249

6.13

Marquage

1250

6.13.200 Marquage des bornes – Règles générales

1251 1252

En complément de l'Article 6.13 de la CEI 61869-1, les marquages des bornes doivent identifier

1253

a) les enroulements primaire et secondaires;

1254

b) les sections de chaque enroulement, lorsqu’il est divisé en sections;

1255

c) les polarités relatives des enroulements et des sections d’enroulements;

Degrés de protection assurés par les enveloppes

Compatibilité électromagnétique (CEM)


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- 40 -

38/404/CDV

1256

d) les prises intermédiaires s'il y a lieu.

1257

6.13.200.1

1258 1259

Les marques doivent être formées de lettres majuscules suivies ou, si nécessaire, précédées de chiffres. Les lettres doivent être en majuscules.

1260

6.13.200.2

1261 1262

Les marques des bornes des transformateurs de courant doivent être comme indiqué dans le Tableau 208 suivant:

1263

Tableau 208 – Marquage des bornes

Mode de marquage

Marques à employer

P1

P2

P1

P2

Bornes primaires

Bornes secondaires S1

Figure 1 – Transformateur rapport de transformation.

C1

S1

S2 à

un

seul

C2

S3

S2

Figure 2 – Transformateur avec une prise intermédiaire au secondaire.

P2

P1

P1 Bornes primaires

P2

1S1 Bornes secondaires S1

S

S2

Figure 3 – Transformateur à 2 sections dans l’enroulement primaire, pour montage série–parallèle.

1 1

1S2 S 12

2S1 S

2S2

2 1

Figure 4 – Transformateurs à 2 enroulements secondaires; chacun sur un noyau magnétique propre. (Deux variantes pour les bornes secondaires.)

1264

6.13.200.3

Indications relatives à la polarité des bornes

1265

Les bornes marquées P1, S1et C1 doivent avoir, à tout instant, la même polarité.

1266

6.13.201 Marquage des plaques signalétiques

1267 1268

En complément des alinéas précédents, tous les transformateurs de courant doivent porter au moins les indications suivantes:

1269

a) le rapport de transformation assigné, sous la forme:

1270

K r = I pr / I sr (par exemple 100/5 A)

1271 1272 1273

b) la puissance assignée et la classe de précision correspondante, de même que les informations complémentaires spécifiées dans les parties les plus récentes de ces recommandations (voir 6.13.202 et/ou 6.13.203, 6.13.204 et 6.13.205);

1274

De plus, les informations suivantes doivent être marquées:


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- 41 -

38/404/CDV

1275 1276 1277

c) le courant de court-circuit thermique assigné (I th ) et le courant dynamique assigné, si celui-ci diffère de 2,5 fois le courant de court-circuit thermique assigné (par exemple: 13 kA ou 13/40 kA);

1278 1279

d) pour les transformateurs à deux enroulements secondaires ou plus, l’utilisation de chacun de ces enroulements et des bornes correspondantes

1280

e) le courant thermique continu assigné

1281

Exemples:

1282 1283

Pour un transformateur de courant avec circuit magnétique unique et prises au secondaire: I cth = 120 %

1284 1285

Pour un transformateur de courant avec plusieurs circuits magnétiques (300/5 A et 4000/1 A): I cth = 360 A

1286 1287

Pour un transformateur de courant avec refermeture du primaire (4x300/1 A): I cth = 4x360 A

1288

6.13.202 Marquage de la plaque signalétique d’un transformateur pour mesure

1289 1290 1291

La classe de précision et le facteur de sécurité de l’instrument doivent être mentionnées à la suite de l’indication de la puissance de précision correspondante (par exemple: 15 VA classe 0,5 FS 10).

1292 1293 1294

Pour les transformateurs de courant à gamme étendue (voir 5.6.200.4), la limite de la gamme des courants doit être marquée à la suite de la classe de précision (exemple: 15 VA classe 0,5 ext. 150 %).

1295 1296 1297

Pour les transformateurs de courant ayant une charge assignée n’excédant pas 15 VA et une charge étendue jusqu’à 1 VA, ce marquage doit être indiqué immédiatement avant l’indication de la charge (ex., 1 VA à 10 VA classe 0,2).

1298 1299 1300 1301

NOTE On peut marquer sur la plaque signalétique des indications concernant diverses combinaisons de rapport de transformation, de puissance de précision et de classe de précision auxquelles le transformateur peut satisfaire (par exemple 15 VA classe 0,5 à 30 VA classe 1) et dans ce cas, on peut utiliser des valeurs de puissance sortie non standard (par exemple 15 VA classe 1 VA à 7 VA classe 0,5 selon la note du 5.5).

1302 1303

6.13.203 Marquage de la plaque signalétique d’un transformateur pour protection de classe P

1304 1305 1306

La plaque signalétique doit porter les informations appropriées du 6.13.201. Le facteur limite de précision assigné, doit être indiqué à la suite de la puissance de sortie et de la classe de 1 précision correspondantes (exemple: 30 VA classe 5P 10).

1307 1308

6.13.204 Marquage de la plaque signalétique des transformateurs pour protection de classe PR

1309 1310 1311

La plaque signalétique doit porter les informations appropriées du 6.13.201. Le facteur limite de précision assigné, doit être indiqué à la suite de la puissance de sortie et de la classe de 1 précision correspondantes (exemple: 10 VA classe 5PR 30).

1312

6.13.204.1

1313 1314

a) constante de temps de la boucle secondaire (T s ) b) valeur maximale de la résistance de l’enroulement secondaire (R ct )

1315 1316

NOTE 1 Un transformateur de courant satisfaisant aux exigences de plusieurs combinaisons de puissance de sortie et de classe de précision et de facteur limite de précision peut être marqué par l'ensemble de celles-ci.

Marquage complémentaire (si nécessaire)


61869-2 © IEC 1317 1318 1319

Exemple: (30 VA classe 1) classe 5PR 20)

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- 42 (15 VA classe 1, ext. 150 %)

38/404/CDV (30 VA classe 5PR 10)

(15 VA


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- 43 -

38/404/CDV

1320 1321 1322

6.13.205 Marquage de la plaque signalétique des transformateurs de courant pour protection de classe PX

1323

6.13.205.1

1324

Se référer au 6.13.201. Le rapport des nombres de spires assigné est donné par I pr et I sr.

1325

6.13.205.2

Marquage principal

Marquage complémentaire

1326 1327

a) courant d’excitation maximum (I e ) à la force électromotrice de coude assignée et/ou un pourcentage donné de celle-ci;

1328

b) valeur maximale de la résistance de l’enroulement secondaire (R ct ) c) force électromotrice de coude assignée (E k );

1329 1330 1331 1332 1333 1334 1335 1336

ou facteur de dimensionnement (K x ) charge résistive assignée (R b ).

6.13.205.3

Exemples:

1337 1338 1339 1340 1341 1342 1343

Ek = 200V Ie <= 0.2 A

Rct <= 2.0 Ω

ou Ie <= 0.2 A Rct <= 2.0 Ω Kx = 8 Rb = 3.0 Ω

1344 1345

6.13.206 Marquage de la plaque signalétique des transformateurs de courant pour la réponse en régime transitoire

1346

6.13.206.1

1347

Se référer au 6.13.201Error! Reference source not found.

1348

6.13.206.2

1349

De plus, le marquage de la classe est constitué des 2 éléments suivants:

1350 1351 1352 1353 1354 1355

Marquage principal

Marquage supplémentaire

a) Partie de définition (obligatoire) contient les informations essentielles nécessaires pour déterminer si le transformateur de courant satisfait aux exigences données (constituées du cycle de fonctionnement et de T p ) Exemples avec K ssc = 20, K td = 12.5: Rb 5 Ω TPX 20 * 12.5 Rct 2.8 Ω Rb 5 Ω TPY 20 * 12.5 Rct 2.8 Ω Ts 250 ms Rb 5 Ω TPZ 20 * 12.5 Rct 2.8 Ω

1356


61869-2 © IEC 1357 1358 1359 1360 1361 1362

1363 1364

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- 44 -

38/404/CDV

b) Partie complémentaire (facultative) La partie complémentaire représente un cycle parmi un grand nombre possible, conduisant à la même valeur de K td . La détermination de K td est expliquée à l'Annexe 2B.1. Exemples: Marquage:

Signification:

Cycle 100 ms, Tp 100 ms

t’ al = 100 ms T p = 100 ms

Cycle (40-100)-300-40 ms, Tp 100 ms

t’ al = 40 ms, t’ = 100 ms, t fr = 300 ms, t’’ al =40 ms, Tp = 100 ms

Si les valeurs réelles de Rct doivent être mentionnées sur la plaque signalétique, ces valeurs doivent satisfaire à la condition suivante:

( Rct * 0.8) ≤ R ≤ Rct

1365 1366

où R est la valeur mesurée.

1367

6.14

1368

7

1369

7.1 Généralités

1370

7.1.1 Classification des essais

1371

7.1.2 Liste des essais

1372

La liste des essais est donnée dans le Tableau 209.

Danger d’incendie

Essais

1373

Tableau 209 – Liste des essais E s s a i s Essais de type

Paragraphe 7.2

Essai d’élévation de température

7.2.2

Essai de tension de choc sur les bornes primaires

7.2.3

Essai sous pluie pour les transformateurs du type extérieur

7.2.4

Essais de compatibilité électromagnétique

7.2.5

Essai concernant la précision

7.2.6

Vérification du degré de protection fourni par les enveloppes

7.2.7

Essai d'étanchéité de l’enveloppe à la température ambiante

7.2.8

Essai de pression de l'enveloppe

7.2.9

Essai de tenue aux courants de court-circuit Essais individuels de série

7.2.200 7.3

Essais de tenue de tension à fréquence industrielle sur les bornes primaires

7.3.1

Mesure des décharges partielles

7.3.2

Essais de tenue de tension à fréquence industrielle entre sections

7.3.3

Essais de tenue de tension à fréquence industrielle sur les bornes secondaires

7.3.4

Essai concernant la précision

7.3.5

Vérification des marquages

7.3.6

Essai d'étanchéité de l’enveloppe à la température ambiante

7.3.7

Essai de pression de l'enveloppe

7.3.8

Essai de surtension entre spires

7.3.200


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- 45 -

38/404/CDV

Essais spéciaux

7.4

Essai de tenue de tension de choc coupé sur les bornes primaires

7.4.1

Essai de chocs coupés multiples sur les bornes primaires

7.4.2

Mesure de la capacité et du facteur de dissipation diélectrique

7.4.3

Essai de surtensions transmises

7.4.4

Essais mécaniques

7.4.5

Essai de défaut d’arc interne

7.4.6

Essai d'étanchéité de l'enveloppe aux températures basses et hautes

7.4.7

Essai de la mesure du point de rosée du gaz

7.4.8

Essai de corrosion

7.4.9

Essai relatif au danger d’incendie

7.4.10

Essai sur prélèvements

7.5

1374 1375 1376

Pour l'essai des transformateurs de mesure à isolation gazeuse, le type et la pression du gaz doivent être conforme au Tableau 210.

1377 1378 1379

Tableau 210 – Type et pression du gaz au cours des essais de type, des essais individuels de série et des essais spéciaux

Essai

Type de gaz

Pression

Même fluide qu'en service

Pression de service minimale

Même fluide qu'en service

Pression assignée de remplissage

n/a

Pression réduite

Diélectrique, De perturbations radioélectriques De précision D’élévation de température D’arc interne De court-circuit Mécanique D’étanchéité De la mesure du point de rosée du gaz De surtensions transmises

a Pour les transformateurs de mesure à isolation gazeuse installés sur GIS, l'essai sous pluie et l'essai des perturbations radioélectriques ne sont pas applicables.

1380 1381

7.1.3 Séquence d’essais

1382

7.2 Essais de type

1383


1384

7.2.1.1 Informations pour l'identification d'une éprouvette

1385

7.2.1.2 Informations à inclure dans les rapports d'essai de type

1386

7.2.2 Essai d’élévation de température

1387

7.2.2.200

1388 1389

Pour les transformateurs de courant destinés à des postes triphasés sous enveloppe métallique à isolation gazeuse, les trois phases doive être soumises à essai en même temps.

1390 1391 1392

Le transformateur de courant doit être monté d'une manière représentative du montage en service et les enroulements secondaires doivent être chargés avec les charges désignées. Toutefois, puisque la position du transformateur de courant dans chaque poste peut être

Généralités


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- 46 -

38/404/CDV

1393 1394

différente, le choix de l'agencement du montage d'essai est laissé à l’appréciation du constructeur.

1395

7.2.2.201

1396 1397 1398 1399

Les capteurs destinés à mesurer la température ambiante doivent être répartis autour du transformateur de courant, à une distance appropriée en fonction des valeurs assignées des transformateurs de courant et environ à mi-hauteur du transformateur, protégés du rayonnement thermique direct.

1400 1401 1402 1403

Pour minimiser les effets de la variation de la température de l'air de refroidissement, en particulier pendant la dernière période d'essai, il convient d'utiliser des moyens appropriés pour les capteurs de température, tels que des dissipateurs de chaleur ayant une constante de temps approximativement égale à celle du transformateur.

1404

Les relevés moyens des deux capteurs doivent être utilisés pour l'essai.

1405

7.2.2.202

1406

L'essai peut être arrêté lorsque les conditions suivantes sont satisfaites:

Température de l'air de refroidissement

Durée de l'essai

1407 1408

-

la durée de l'essai est au moins égale à trois fois la constante de temps thermique du transformateur de courant

1409 1410 1411

-

la vitesse d'élévation de température des enroulements et du transformateur de courant immergé dans l'huile en haut ne doit pas dépasser 1 K par heure, pendant trois relevés d'élévation de température consécutifs.

1412 1413

Le constructeur doit estimer la constante de temps thermique par l'une des méthodes suivantes:

1414

-

1415 1416

avant l'essai, en se basant sur les résultats des essais précédents sur une réalisation similaire et devant être confirmée pendant l'essai d'élévation de température

-

pendant l'essai, d'après la ou les courbes d'élévation de température ou la ou les

1417

courbes de diminution de température enregistrées au cours de l'essai et calculées

1418

selon l'Annexe C

1419

-

pendant l'essai, en tant que point d'intersection entre la tangente à la courbe

1420

d'élévation de température partant de 0 et l'élévation de température estimée

1421

maximale

1422 1423

-

pendant l'essai, lorsque le temps s'est écoulé jusqu'à 63 % de l'élévation de température maximale estimée.

1424

7.2.2.203

Températures et élévations de température

1425 1426 1427 1428

L'objectif de l'essai est de déterminer l'élévation de température moyenne des enroulements et pour les transformateurs immergés dans l'huile, l'élévation de température de l'huile en haut, dans des conditions de régime établi lorsque les pertes spécifiées sont injectées dans le transformateur de courant.

1429 1430 1431

La température moyenne des enroulements doit être déterminée si possible par la méthode de variation de résistance, mais pour les enroulements de très faible résistance, on peut utiliser un thermomètre, un thermocouple ou d'autres capteurs de température appropriés.


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38/404/CDV

1432 1433 1434

Les thermomètres ou thermocouples doivent mesurer l'élévation de température des parties autres que les enroulements. La température de l'huile en haut doit être mesurée par des capteurs placés sur le haut de la tête métallique, directement en contact avec l'huile.

1435 1436

L'élévation de température doit être déterminée par la différence par rapport à la température ambiante, mesurée comme indiqué en 7.2.2.201.

1437 1438

7.2.2.204 Modalités d'essai pour les transformateurs de courant avec Um < 525 kV

1439 1440

L'essai doit être effectué en appliquant à l'enroulement primaire le courant thermique continu assigné, le ou les secondaires étant fermés sur la charge assignée.

1441 1442

7.2.2.205 Modalités d'essai pour les transformateurs de courant immergés dans l'huile avec Um ≥ 525 kV

1443

L'essai doit être effectué en appliquant simultanément au transformateur de courant:

1444 1445

•

le courant thermique continu assigné à l'enroulement primaire, le ou les enroulements secondaires étant fermés sur la charge assignée;

1446 1447

•

la tension la plus élevée du matériel divisée par √3 entre l'enroulement primaire et la terre, à laquelle une borne du ou des enroulements secondaires doit également être connectée.

1448 1449

Note - Le courant d'essai peut également être appliqué à un ou plusieurs enroulements secondaires, le primaire et les enroulements secondaires non alimentés étant court-circuités.

1450 1451

7.2.3 Essai de tenue de tension de choc sur les bornes primaires

1452 1453 1454 1455

La tension d’essai doit être appliquée entre les bornes de l’enroulement primaire, mises en court-circuit, et la terre. Le châssis, la cuve (s’il y a lieu), le noyau (s’il est prévu de le mettre à la terre) et toutes les bornes de l’enroulement ou des enroulements secondaires doivent être reliés à la terre.

1456

7.2.3.1 Généralités

1457

L'Article 7.2.3.1 de la CEI 61869-1 est applicable avec les compléments suivants:

1458 1459 1460

Pour les transformateurs de courant triphasé destinés à des sous-stations à isolation gazeuse, chaque phase doit être essayée individuellement. Lors de l'essai de chaque phase, les autres phases sont reliées à la terre.

1461 1462

Pour les critères d'acceptation concernant les transformateurs sous enveloppe métallique à isolation gazeuse, se référer à l'Article 6.2.4 de la CEI 62271-203.


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1463

7.2.3.2 Essai de tension de choc de foudre sur les bornes primaires

1464

7.2.3.2.1 Transformateurs de mesure avec Um < 300 kV

1465

7.2.3.2.2 Transformateurs de mesure avec Um ≥ 300 kV

1466

7.2.3.3 Essai de tension de choc de manœuvre

1467

7.2.3.3.1 Généralités

1468

7.2.4 Essai sous pluie pour les transformateurs du type extérieur

1469

7.2.5 Essais de compatibilité électromagnétique (CEM)

1470

7.2.5.1 Essai de perturbation radioélectrique

1471

7.2.5.2 Essai d'immunité

1472

7.2.5.3 Non applicable

1473

7.2.6 Essai concernant la précision

1474 1475

7.2.6.200 Essais concernant la précision des transformateurs de courant pour mesure

1476 1477 1478 1479

Les essais de type destinés à prouver la conformité des transformateurs de classes de précision 0.1 à 1 aux exigences du 5.6.200.3 doivent être exécutés pour toutes les valeurs indiquées dans le Tableau 201 avec les charges de 25 % et de 100 % de la charge assignée (sous la réserve du minimum de 1 VA).

1480 1481

Les transformateurs ayant des courants assignés étendus supérieurs à 120 % doivent être soumis à essai avec le courant primaire étendu assigné au lieu de 120 % du courant assigné.

1482 1483 1484

Les transformateurs de classe 3 et de classe 5 doivent être soumis à essai de conformité avec les deux valeurs de courant données dans le Tableau 203 à 50 % et à 100 % de la charge assignée.

1485 1486

7.2.6.201 Essai d'erreur de courant et de déphasage des transformateurs de courant pour protection

1487 1488

Les essais doivent être effectués pour le courant primaire assigné pour prouver la conformité avec le 5.6.201.1.4 en ce qui concerne l’erreur de courant et le déphasage.

1489

7.2.6.202

1490 1491 1492 1493 1494 1495

a) La conformité avec les limites d'erreur composée indiquées dans le Tableau 204 doit être démontrée par un essai direct dans lequel on fait passer dans l’enroulement primaire un courant pratiquement sinusoïdal égal au courant limite de précision assigné du primaire, le secondaire étant connecté à une charge de valeur égale à la charge assignée mais avec un facteur de puissance compris entre 0,8 (circuit inductif) et l’unité, au choix du constructeur (voir Annexes A.204, A.205, A.206 et A.207).

1496 1497 1498 1499 1500 1501

L’essai peut être effectué sur un transformateur analogue au transformateur fourni sauf que son isolation peut être réduite pourvu que la disposition géométrique soit la même dans les deux cas. NOTE Dans le cas de courants primaires très élevés et de transformateurs de courant dont le primaire se réduit à une seule barre, il convient de choisir la distance entre le conducteur de retour du primaire et le transformateur de courant de façon à reproduire autant que possible les conditions de service.

1502 1503 1504

b) Pour les transformateurs dont le circuit magnétique a pratiquement la forme d’un tore, des enroulements secondaires uniformément répartis ou des portions entre prises uniformément réparties, et ayant soit un ou des conducteurs primaires disposés au centre,

Essai de l’erreur composée


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1505 1506 1507

soit un enroulement primaire uniformément réparti, on peut remplacer l’essai direct par l’essai indirect suivant, pourvu que l’effet du ou des conducteurs primaires de retour soit négligeable.

1508 1509 1510

Le circuit primaire étant ouvert, l’enroulement secondaire est excité à la fréquence assignée par une tension pratiquement sinusoïdale de valeur efficace égale à la force électromotrice limite secondaire.

1511 1512 1513 1514 1515 1516

Le courant d’excitation ainsi obtenu, exprimé en pourcentage du produit du courant secondaire assigné par le facteur limite de précision, ne doit pas dépasser la limite de l’erreur composée indiquée au Tableau 204.

1517 1518

NOTE 2 Lors de la détermination de l’erreur composée par la méthode indirecte, il n’est pas nécessaire de tenir compte d’une éventuelle différence entre le rapport d’enroulement et le rapport de transformation assigné.

NOTE 1 En calculant la force électromotrice limite secondaire, il convient que l’impédance de l’enroulement secondaire soit égale à la résistance de l'enroulement secondaire, mesuré à la température ambiante et corrigé à 75 °C.

1519

7.2.6.203

Vérification du type à faible réactance de fuite

1520 1521

En plus des exigences de l’Article 7.2, les transformateurs de courant doivent être soumis aux essais prescrits ci-après.

1522 1523 1524 1525 1526 1527 1528 1529 1530 1531 1532 1533 1534 1535

Pour établir la preuve d’une conception à faible réactance de fuite, on doit montrer par un dessin que le transformateur de courant a un circuit magnétique pratiquement torique continu avec éventuellement des entrefers uniformément répartis, un enroulement secondaire uniformément réparti, un conducteur primaire symétrique par rapport à la rotation et que les influences des conducteurs de la phase adjacente à l’extérieur de l’enveloppe du transformateur de courant et des phases voisines sont négligeables. Si la conformité avec les exigences d’une conception à faible réactance de fuite ne peut être établie à la satisfaction mutuelle du constructeur et de l’acheteur en référence aux dessins, l’erreur composée pour tout l’enroulement secondaire doit, alors, être déterminée en utilisant l’une des deux méthodes d’essais directs données aux Annexes A.205 ou A.206 pour un courant secondaire égal a K x ⋅ I sn et avec une charge secondaire R b . La preuve de la conception à faible réactance de fuite doit être considérée comme établie si la valeur de l’erreur composée obtenue par une méthode d’essai direct est inférieure à 1,1 fois celle déduite de la caractéristique d’excitation de l’enroulement secondaire.

1536 1537 1538 1539

NOTE La valeur du courant primaire requise pour effectuer des essais directs d'erreur composée sur certains types de transformateurs peut dépasser la capacité des installations normalement fournies par les constructeurs. Les essais à des niveaux inférieurs du courant primaire peuvent faire l'objet d'un accord entre le constructeur et l'acheteur.

1540 1541

7.2.6.204

1542 1543

Afin de prouver que le transformateur de courant répond aux exigences de la présente norme, les essais complémentaires indiqués ci-après doivent être effectués.

1544 1545 1546

Tableau 211 – Essais de type complémentaires de la réponse en régime transitoire des transformateurs de courant pour protection

Essais de type complémentaires de la réponse en régime transitoire des transformateurs de courant pour protection

Essai

Détermination de la résistance de l’enroulement secondaire R ct

Classe de protection

Référence

TPX

TPY

TPZ

X

X

X 7.2.6.204.1Error! Reference source not


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38/404/CDV found.

Détermination de l'erreur de rapport et du déphasage en régime établi

X

X

7.2.6.204.2Error! Reference source not found.

Détermination de la constante de temps de la boucle secondaire T s

X

Détermination de la caractéristique magnétique

X

Détermination de l'erreur aux conditions limites

X

7.2.6.204.3Error! Reference source not found. 7.2.6.204.4Error! Reference source not found. X

X

X

7.2.6.204.5

1547 1548

7.2.6.204.1


1549

La résistance de l'enroulement secondaire doit être mesurée et corrigée à 75 °C.

1550 1551

7.2.6.204.2 Détermination de l'erreur de rapport et du déphasage en régime établi

1552 1553 1554 1555 1556 1557 1558 1559

L'erreur de rapport et le déphasage doivent être mesurés au courant assigné. Les résultats doivent correspondre à une température de l'enroulement secondaire de 75 °C. La valeur réelle de la température de l'enroulement secondaire doit donc être mesurée et la différence par rapport à sa valeur corrigée à 75 °C doit être déterminée. La mesure de l'erreur doit être effectuée avec la charge R b augmentée de la différence de résistance d'enroulement mentionnée ci-dessus.

1560

être déterminé par une mesure à la température ambiante ( ∆ϕ amb ) et le calcul suivant:

En variante, pour des noyaux magnétiques TPY et TPZ, le déphasage à 75 °C ( ∆ϕ 75 ) peut

∆ϕ75 = ∆ϕ amb

1561

Rct + Rb Rct amb + Rb

1562

où

1563 1564 1565 1566 1567 1568 1569 1570 1571

n'est pas affectée par cette correction de résistance.

Rct amb est la résistance de l'enroulement à la température ambiante. L'erreur de rapport

Pour l'essai de type et l'essai individuel, une méthode d'essai directe (utilisant une source de courant primaire et un transformateur de courant de référence) doit être appliquée. Pour les transformateurs de courant à faible réactance de fuite, une méthode d'essai indirecte est donnée à l'Annexe 2B.4. Celle-ci peut s'appliquer aux mesures sur site et pour la surveillance.


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1572 1573

7.2.6.204.3

1574 1575 1576 1577

La constante de temps de la boucle secondaire (Ts) doit être déterminée et elle ne doit pas différer de la valeur mentionnée sur la plaque signalétique de plus de ± 30 % pour les transformateurs de courant de classe TPY et de ± 10 % pour les transformateurs de courant de la classe TPZ. En général, T s doit être déterminée selon l'équation suivante:

TS =

1578 1579 1580 1581 1582 1583 1584

Si

1587 1588 1589 1590 1591 1592

1 ω * tan(∆ϕ )

∆ϕ est exprimé en minutes, on peut appliquer la formule d'approximation suivante: 3438 TS [ s ] = ∆ϕ[min] ⋅ ω

Puisque cette méthode peut provoquer des difficultés pour les transformateurs de rapport élevé et les petits angles de phase en raison de l'incertitude de la mesure d'un faible déphasage, une autre méthode peut être utilisée dans ce cas, en calculant T S en utilisant la valeur de L m (voir Article 44)

TS =

1585

1586

Détermination de la constante de temps du secondaire T s

7.2.6.204.4

Lm ( Rct + Rb )

Détermination de la caractéristique magnétique

a) inductance de magnétisation L m L'inductance de magnétisation L m doit être déterminée par l'une des méthodes décrites à l'Annexe 2B.2. b) facteur de rémanence (K r )

1593 1594 1595

Le facteur de rémanence (K r ) doit être déterminé pour prouver la conformité avec l'Article 5.6.201.4.3Error! Reference source not found.. Pour les méthodes d'essai, se référer à l'Annexe 2B.2Error! Reference source not found..

1596 1597

Note: Cet essai de type doit être effectué pour chaque réalisation spécifique de transformateur de courant. Il est habituellement effectué pour chaque série de fabrication.

1598

7.2.6.204.5

1599 1600 1601 1602 1603 1604 1605 1606 1607 1608 1609 1610 1611 1612 1613 1614 1615 1616 1617 1618 1619

L'objectif de cet essai de type est de prouver la conformité avec les exigences aux conditions limites. Pour les méthodes d'essai, se référer à l'Annexe 2B.3.


L'essai direct peut être remplacé par un essai indirect si l'une des deux conditions suivantes au moins est satisfaite: a) le transformateur de courant est du type à faible réactance de fuite (voir 7.2.6.203Error! Reference source not found.) b) un rapport d'essai de type d'un transformateur de courant ayant pratiquement la même construction et un courant primaire de court-circuit assigné similaire est disponible. L’essai peut être effectué sur un modèle en grandeur réelle de la partie active du transformateur de courant y compris toutes les enveloppes métalliques mais sans isolation. Si la conformité entre un essai direct et un essai indirect est assurée, un essai de type doit être déclaré comme approprié à des conceptions similaires (dimensions, exigences électriques). Si F c est supérieur à 1.1, ceci doit être pris en compte dans le dimensionnement du noyau magnétique.


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1620

7.2.7 Vérification du degré de protection par les enveloppes

1621

7.2.7.1 Vérification du code IP

1622

7.2.7.2 Essai de résistance aux chocs mécaniques

1623

7.2.8 Essai d'étanchéité de l’enveloppe à la température ambiante

1624

7.2.8.1

1625

7.2.9 Essai de pression de l'enveloppe

1626

7.2.200 Essai de tenue aux courants de court-circuit

1627 1628 1629

Cet essai doit être effectué avec le ou les circuits secondaires en court-circuit et avec un 2 2 courant I pendant un temps t, de façon que (I t) soit supérieur ou égal à (I th ) * 1 s et que la valeur de t soit comprise entre 0,5 s et 5 s.

1630 1631 1632

L’essai dynamique doit être effectué aussi avec le ou les enroulements secondaires en courtcircuit et avec un courant primaire dont la valeur de crête est supérieure ou égale au courant dynamique assigné I dyn , pendant au moins une crête.

1633 1634

L’essai dynamique peut être combiné avec l’essai thermique ci-dessus à condition que le premier courant de crête principal soit supérieur ou égal au courant dynamique assigné (I dyn ).

1635 1636

On doit considérer que le transformateur a réussi ces essais si, après avoir été refroidi à la température ambiante (entre 10 °C et 40 °C), il satisfait aux exigences suivantes:

1637

a) il n’est pas endommagé de manière apparente;

1638 1639

b) ses erreurs après désaimantation ne diffèrent pas de celles relevées avant les essais de plus de la moitié des limites d'erreur correspondant à sa classe de précision;

1640 1641

c) il supporte les essais diélectriques spécifiés en 7.3.1, 7.3.2, 7.3.3 et 7.3.4, mais sous des tensions ou des courants d’essai réduits à 90 % de ceux qui sont indiqués;

1642 1643

d) un examen de l’isolation jusqu’à la surface du conducteur ne doit révéler aucune détérioration sensible (par exemple une carbonisation).

1644 1645

L’examen d) n’est pas requis si la densité du courant dans l'enroulement primaire correspondant au courant thermique assigné en court-circuit (I th ) ne dépasse pas:

1646 1647

–

180 A/mm , lorsque l’enroulement est en cuivre de conductivité inférieure ou égale à 97 % de la valeur indiquée dans la CEI 60028;

1648 1649

–

120 A/mm , lorsque l’enroulement est en aluminium de conductivité supérieure ou égale à 97 % de la valeur indiquée dans la CEI 60121.

1650 1651 1652

NOTE L’expérience a montré qu’en service les exigences concernant le courant thermique sont généralement satisfaites pour une isolation de classe A, à condition que la densité du courant dans l’enroulement primaire correspondant au courant thermique assigné ne dépasse pas les valeurs susmentionnées.

1653

7.3 Essais individuels de série

1654 1655

7.3.1 Essais de tenue en tension à la fréquence industrielle sur les bornes primaires

1656


1657 1658 1659 1660

La tension d’essai doit être appliquée entre les bornes de l’enroulement primaire, mises en court-circuit, et la terre. Les bornes de l’enroulement ou des enroulements secondaires, mises en court-circuit, le châssis, la cuve (s’il y a lieu) et le noyau (s’il y a une borne spéciale de mise à la terre) doivent être reliés à la terre.

Systèmes de pression fermés de gaz

2

2


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1661

7.3.2 Mesure des décharges partielles

1662

7.3.2.1 Circuit d’essai et appareils de mesure

1663

7.3.2.2 Procédure d’essai de décharges partielles

1664

7.3.3 Essais de tenue en tension à la fréquence industrielle entre sections

1665 1666

7.3.4 Essais de tenue en tension à la fréquence industrielle sur les bornes secondaires

1667

Un essai doit être effectué pour prouver la conformité au 5.3.5.

1668

7.3.5 Essai concernant la précision

1669 1670

7.3.5.200 Essais concernant la précision des transformateurs de courant pour mesure

1671 1672 1673 1674

L'essai individuel de précision est en principe le même que l'essai de type du 7.2.6.200; cependant des essais individuels avec un nombre réduit de courants et/ou de charges sont autorisés, à condition d'avoir montré par des essais de type sur un transformateur analogue que ce nombre d'essais réduit suffit pour prouver la conformité au 5.6.200.3.

1675

7.3.5.201

1676

Un essai peut être effectué en utilisant l’essai indirect suivant:

1677 1678 1679

–

1680 1681 1682

Le courant d’excitation (I e ) résultant, exprimé en pourcentage du produit du courant secondaire assigné (I sr ) par le facteur de sécurité de l'appareil FS, doit être supérieur ou égal à l’erreur composée assignée de 10 %:

1683

Ie ⋅ 100 % ≥ 10 % I sr FS

1684 1685 1686

S’il convient de mettre en question ce résultat de mesurage, un mesurage de contrôle doit être effectué par l’essai direct (voir Annexes A.204, A.206), dont le résultat est alors obligatoire.

1687 1688 1689 1690 1691 1692

NOTE L’essai indirect présente le grand avantage de ne nécessiter ni la mise en œuvre de courants de valeurs élevées (par exemple 30 000 A dans le cas où le courant primaire assigné et le facteur de sécurité pour les appareils de mesure sont respectivement égaux à 3000 A et à 10), ni celle de charges conçues pour pouvoir supporter un courant de 50 A. Avec l’essai indirect, l’effet dû aux conducteurs primaires de retour n’intervient pas physiquement. En service, cet effet ne peut qu’augmenter l’erreur composée, ce qui est souhaitable pour la sécurité de l’appareil alimenté par le transformateur de mesure.

1693 1694

7.3.5.202

1695 1696

Les essais doivent être effectués pour le courant primaire assigné pour prouver la conformité avec le 5.6.201.1.4 en ce qui concerne l’erreur de courant et le déphasage.

1697

7.3.5.203

1698 1699

Pour tous les transformateurs considérés au point b) du 7.2.6.202, l'essai individuel est le même que l'essai de type.

Facteur de sécurité assigné (FS)

l'enroulement primaire étant en circuit ouvert, l'enroulement secondaire est excité à la fréquence assignée par une tension pratiquement sinusoïdale ayant une valeur efficace égale à la force électromotrice limite du secondaire.

Essais d'erreur de courant et de déphasage des transformateurs de courant pour protection de classe P

Essai de l’erreur composée


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1700 1701 1702 1703 1704

Pour les autres transformateurs, l'essai indirect de mesure du courant d'excitation peut être utilisé, mais on doit appliquer aux résultats un facteur de correction, ce facteur étant obtenu d'après la comparaison entre les résultats des essais direct et indirect appliqués à un transformateur de même type que le transformateur considéré, placé dans les mêmes conditions de facteur limite de précision et de charge (voir note 2).

1705 1706

Il convient que le constructeur tienne à disposition un certificat donnant les résultats de l’essai.

1707 1708 1709

NOTE 1 Le facteur de correction est égal au rapport entre l'erreur composée obtenue par la méthode directe et le courant d'excitation, exprimée en pourcentage du courant secondaire assigné, multiplié par le facteur limite de précision, comme déterminé par la méthode indirecte spécifiée au point a) du 7.2.6.201.

1710 1711 1712

NOTE 2 L’expression « transformateur de même type » implique que les ampères-tours soient les mêmes, indépendamment du rapport de transformation, et que les agencements géométriques, les matériaux magnétiques et les enroulements secondaires soient identiques.

1713 1714

7.3.5.204

1715 1716

Les transformateurs de courant de classe PR doivent, en plus des exigences des Articles 7.3.5.202 et 7.3.5.203, être soumis aux essais individuels prescrits ci-après.

1717

7.3.5.204.1

1718 1719 1720

Le facteur de rémanence (K r ) doit être déterminé pour prouver la conformité avec l'Article 5.6.201.2.5Error! Reference source not found.. Pour les méthodes d'essai, se référer à l'Annexe 2B.2Error! Reference source not found..

1721 1722

7.3.5.204.2 Détermination de la constante de temps de la boucle secondaire (Ts)

1723 1724 1725

La constante de temps de la boucle secondaire (T s ) doit être déterminée. Elle ne doit pas différer de la valeur spécifiée de plus de ± 30 %. Pour les méthodes de détermination, se référer au 7.2.6.204.3Error! Reference source not found..

1726

7.3.5.204.3

1727 1728 1729 1730 1731 1732 1733 1734

La résistance de l’enroulement secondaire doit être mesurée et une correction appropriée doit être appliquée si la mesure est effectuée à une température qui diffère de 75 °C ou de toute autre température qui peut avoir été spécifiée. La valeur ainsi corrigée est la valeur assignée pour R ct .

1735 1736

7.3.5.205 Essais de type pour les transformateurs de courant pour protection de classe PX

1737 1738

Les transformateurs de courant de classe PX doivent être soumis à essais comme mentionné ci-dessous.

1739 1740

7.3.5.205.1 Force électromotrice de coude assignée (E k) et courant d'excitation maximum (I e)

1741 1742 1743

Une force électromotrice sinusoïdale de fréquence assignée égale à la force électromotrice de coude assignée doit être appliquée à l’enroulement secondaire complet, tous les autres enroulements étant ouverts et le courant d’excitation mesuré.

1744 1745

La force électromotrice doit ensuite être augmentée de 10 % et le courant d’excitation ne doit pas augmenter de plus de 50 %. La tension d'excitation doit être mesurée avec un appareil

Essai d'erreur de courant et de déphasage des transformateurs de courant pour protection de classe PR

Détermination du facteur de rémanence (Kr )

Détermination de la résistance de l’enroulement secondaire (Rct)

NOTE Pour la détermination de la résistance de la boucle secondaire (Rs = Rct + Rb), Rb est la charge résistive assignée qui, dans le cas des transformateurs de courant de classe PR, est prise égale à la partie résistive de la charge utilisée conformément au 5.6.201.1.4 pour la détermination de l’erreur de courant et du déphasage.


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1746 1747 1748 1749

dont la réponse est proportionnelle à la valeur moyenne, mais gradué en valeur efficace. Le courant d'excitation doit être mesuré en utilisant un appareil de mesure de valeur efficace ayant un facteur de crête minimum de 3. Les autres méthodes de mesure peuvent ne pas fournir les bons résultats en raison de la nature non sinusoïdale du signal mesuré.

1750 1751 1752 1753

La caractéristique d’excitation doit être tracée au moins jusqu’à la force électromotrice de coude assignée. Le courant d’excitation (I e ) à la force électromotrice de coude assignée et à tout pourcentage donné ne doit pas être supérieur à la valeur assignée. Le nombre de points de mesure doit être convenu entre le constructeur et l’acheteur.

1754

7.3.5.205.2

1755 1756

La résistance de l’enroulement secondaire complet doit être mesurée. La valeur obtenue après correction à 75 °C ne doit pas être supérieure à la valeur spécifiée.

1757

7.3.5.205.3

1758 1759

Le rapport des nombres de spires doit être déterminé conformément à l'Annexe D. L'erreur sur le rapport des nombres de spires ne doit pas dépasser la valeur donnée en c).

1760 1761

NOTE On peut remplacer cet essai par un essai simplifié mettant en œuvre la mesure de l’erreur de rapport avec une charge nulle, par accord entre le constructeur et l’acheteur.

1762 1763

7.3.5.206

Essais individuels supplémentaires de la réponse en régime transitoire des transformateurs de courant pour protection

1764

7.3.5.206.1


1765

Cet essai est identique à l'essai de type décrit en 7.2.6.204.1.

1766 1767

7.3.5.206.2 Détermination de l'erreur de rapport et du déphasage en régime établi

1768


1769

7.3.5.206.3

1770


1771

7.3.5.206.4

1772 1773 1774

L'essai individuel doit être effectué sous forme d'un essai indirect conformément au 7.2.6.204.5.

1775

7.3.6 Vérification des marquages

1776

7.3.7 Essai d'étanchéité des enveloppes à température ambiante

1777

7.3.7.1 Systèmes à pression fermés de gaz

1778

7.3.7.2 Systèmes liquides

1779

7.3.8 Essai de pression de l'enveloppe

1780

7.3.200 Essai de surtension entre spires

1781

Les essais doivent être effectués pour prouver la conformité avec le 5.3.200.

1782

L’essai de surtension entre spires doit être effectué selon l’une des procédures suivantes.

Résistance de l’enroulement secondaire (R ct)

Erreur sur le rapport des nombres de spires ( ε t)

Détermination de la constante de temps du secondaire T s



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1783

Sauf convention contraire, le choix de la procédure est laissé au constructeur.

1784 1785 1786 1787 1788 1789

Procédure A: les enroulements secondaires étant en circuit ouvert (ou connectés à un dispositif à haute impédance qui mesure la tension de crête) un courant pratiquement sinusoïdal, à une fréquence comprise entre 40 Hz et 60 Hz (conformément à la CEI 60060-1) et de valeur efficace égale au courant primaire assigné (ou au courant primaire étendu assigné (voir 5.6.200.4), le cas échéant), doit être appliqué pendant 60 s à l’enroulement primaire.

1790 1791

Le courant appliqué doit être limité si la tension d’essai de 4,5 kV crête est obtenue avant d’atteindre le courant assigné (ou le courant étendu assigné).

1792 1793 1794 1795

Procédure B: l’enroulement primaire étant en circuit ouvert, la tension d’essai prescrite (à une fréquence appropriée) doit être appliquée pendant 60 s aux bornes de chaque enroulement secondaire complet, à condition que la valeur efficace du courant secondaire ne dépasse pas le courant secondaire assigné (ou le courant étendu assigné).

1796

La valeur de la fréquence d’essai ne doit pas dépasser 400 Hz.

1797 1798 1799

A cette fréquence, si la valeur de la tension obtenue pour le courant secondaire assigné (ou le courant étendu assigné) est inférieure à 4,5 kV en valeur de crête, la tension obtenue doit être considérée comme étant la tension d’essai.

1800 1801

Lorsque la fréquence dépasse deux fois la fréquence assignée, la durée de l’essai peut être réduite à 60 s comme suit:

duration of test (s) =

1802

twice the rated frequency test frequency

×60

1803

avec un minimum de 15 s.

1804 1805 1806 1807

NOTE L’essai de surtension entre spires n’est pas destiné à vérifier la possibilité pour un transformateur de courant de fonctionner avec l’enroulement secondaire ouvert. Il convient que les transformateurs de courant ne fonctionnent pas avec l’enroulement secondaire ouvert en raison des surtensions et des élévations de température potentiellement dangereux qui peuvent apparaître.

1808

7.4 Essais spéciaux

1809

7.4.1 Essai de tenue à la tension de choc coupée sur les bornes primaires

1810

7.4.2 Essai de chocs coupés multiples sur les bornes primaires

1811

7.4.3 Mesure de la capacité et du facteur de dissipation diélectrique

1812

L'Article 7.4.3 de la CEI 61869-1 est applicable, mais y ajoutant ce qui suit:

1813 1814 1815 1816 1817 1818

La tension d’essai doit être appliquée entre les bornes de l’enroulement primaire, mises en court-circuit, et la terre. En général les bornes de l’enroulement ou des enroulements secondaires, mises en court-circuit, tout écran et la carcasse métallique isolée doivent être reliés au pont de mesure. Si le transformateur de courant comporte un dispositif spécial (borne) adapté à cette mesure, les autres bornes basse tension doivent être court-circuitées et reliées, ainsi que la carcasse métallique, à la terre ou à l’écran du pont de mesure.

1819

NOTE

1820 1821

L’essai doit être effectué avec le transformateur de courant à la température ambiante et la valeur de cette température doit être enregistrée.

Dans certains cas, il est nécessaire de relier la terre à d’autres points du pont.


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1822

7.4.4 Essai de surtensions transmises

1823

7.4.5 Essais mécaniques

1824

7.4.6 Essai de défaut d’arc interne

1825

L'Article 7.4.6 de la CEI 61869-1 est applicable en y ajoutant la note suivante:

1826 1827 1828 1829

NOTE: Pour les transformateurs de courant immergé dans l'huile avec noyau en tête, la zone d’origine fréquente des défauts en service se situe dans un grand nombre de cas dans la partie supérieure de l'isolation principale. Pour les transformateurs de courant immergé dans l'huile en épingle à cheveu, cette zone se situe généralement dans la partie inférieure de l'isolation principale.

1830

7.4.7 Essais d'étanchéité de l'enveloppe aux températures basses et hautes

1831

7.4.8 Essai de la mesure du point de rosée du gaz

1832

7.4.9 Essai de corrosion

1833

7.4.9.1 Procédure d’essai

1834

7.4.9.2 Critères de réussite de l'essai

1835

7.4.10 Essai relatif au danger d’incendie

1836

7.5 Essai d'échantillons

1837 1838

8 Règles pour le transport, le stockage, le montage, l’exploitation et la maintenance

1839

9

1840

10 Influence des produits sur l'environnement naturel

1841

Sécurité


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61869-2 © IEC 1842 1843 1844

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Annex 2A Transformateurs de courant pour protection de classes P, PR, PX (Normative)

1845

2A.1 Diagramme vectoriel

1846 1847 1848 1849 1850

Si l’on suppose qu’un transformateur de courant ne contient que des composants électriques et magnétiques linéaires pour lui-même et sa charge, alors en faisant l’hypothèse supplémentaire d’un courant primaire sinusoïdal, tous les courants, tensions et flux seront sinusoïdaux, et la performance peut être illustrée par un diagramme vectoriel tel que celui de la Figure 2A.1. lm la le

1851

Es

1852

ls

1853

∆φ δ

1854

le

1855

l”p

Φ

O

1856

Figure 2A.1

1857 1858 1859 1860 1861 1862 1863 1864

Sur la Figure A-200.1, I s représente le courant secondaire. Il traverse l’impédance de l’enroulement secondaire et la charge qui détermine l’amplitude et la direction de la tension induite nécessaire E s et du flux Φ qui est perpendiculaire au vecteur de tension. Le flux est maintenu par le courant d’excitation I e ayant une composante de magnétisation I m parallèle au flux Φ et une composante de perte (ou active) I a parallèle à la tension. La somme vectorielle du courant secondaire I s et du courant d'excitation I e est le vecteur I ″ p qui représente le courant primaire divisé par le rapport d’enroulement (c’est-à-dire par le rapport entre les nombres de spires au secondaire et au primaire).

1865 1866 1867 1868

Ainsi, pour un transformateur de courant dont le rapport d’enroulement est égal au rapport de transformation assigné , la différence entre les longueurs des vecteurs I s et I ″ p rapportées à la longueur de I ″ p est l’erreur de courant selon la définition du 3.4.3, et la différence angulaire ∆φ est le déphasage selon 3.4.4.

1869

2A.2 Correction de spires

1870 1871 1872 1873 1874 1875 1876 1877 1878 1879

Lorsque le rapport d’enroulement est différent du rapport de transformation assigné (généralement plus petit) on dit que le transformateur de courant a une correction de spires. Pour évaluer la performance, il est alors nécessaire d’établir une distinction entre I ″ p , le courant primaire divisé par le rapport d’enroulement et I' p , le courant primaire divisé par le rapport de transformation assigné. L’absence d’une correction de spires signifie que I' p = I ″ p . S’il existe une correction de spires, I ′ p est différent de I ″ p et puisqu'on utilise I ″ p dans le schéma vectoriel et que l'on utilise I ′ p pour la détermination de l'erreur de courant, on voit que la correction de spires influe sur l’erreur de courant (et peut être utilisée volontairement à cet effet). Cependant, les vecteurs I ′ p et I ″ p ayant la même direction, la correction de spires n’affecte pas le déphasage.

1880 1881

Il apparaît aussi que l’influence de la correction de spires est plus faible sur l’erreur composée que sur l’erreur de courant.


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1882

2A.3 Triangle d’erreur

1883 1884 1885 1886 1887 1888 1889 1890

Sur la Figure 2A.2, la partie supérieure de la Figure 2A.1 est redessinée à une plus grande échelle et en faisant l'hypothèse supplémentaire que le déphasage est suffisamment faible que pour des applications pratiques on puisse considérer que les deux vecteurs I s et I ″ p sont parallèles. En supposant de nouveau qu'il n'y a aucune correction de spires, on voit que par projection de I e sur I p on peut utiliser avec une bonne approximation la composante en phase ( ∆ I) de I e au lieu de la différence arithmétique entre I ″ p et I s pour obtenir l'erreur de courant et de façon similaire, on peut utiliser la composante en quadrature ( ∆ I q ) de I e pour exprimer le déphasage.

1891

lm

1892

le

la 1893

∆l

∆lq

1894

ls

l”p

1895 1896

Figure 2A.2

1897 1898

On voit en outre qu'avec les mêmes hypothèses, le courant d’excitation I e divisé par I ″ p est égal à l'erreur composée selon 3.4.202.

1899 1900 1901

Ainsi, pour un transformateur de courant sans correction de spires et dans des conditions telles que la représentation vectorielle est justifiable, l’erreur de courant, le déphasage et l’erreur composée forment un triangle rectangle.

1902 1903 1904 1905 1906 1907

Dans ce triangle, l’hypoténuse qui représente l’erreur composée dépend de l'amplitude de l’impédance totale de la charge, constituée de la charge et de l'enroulement secondaire, tandis que la décomposition en erreur de courant et en déphasage dépend du facteur de puissance de l’impédance totale de la charge et de celui du courant d’excitation. Un déphasage nul apparaît lorsque ces deux facteurs de puissance sont égaux, c'est-à-dire lorsque I s et I e sont en phase.

1908

2A.4 Erreur composée

1909 1910 1911 1912

Toutefois, l'application la plus importante du concept d'erreur composée se trouve dans des conditions où une représentation vectorielle ne peut pas être justifiée car les conditions non linéaires introduisent des harmoniques supérieurs dans le courant d'excitation et dans le courant secondaire (voir Figure 2A.3).

1913 1914 1915 1916 1917 1918


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1919

Figure 2A.3

1920 1921 1922

C’est la raison pour laquelle l’erreur composée est définie au 3.4.202 et non de la manière beaucoup plus simple par la somme vectorielle de l’erreur de courant et de déphasage comme le montre la Figure 2A.2.

1923 1924 1925 1926

Ainsi, dans le cas général, l’erreur composée représente également les écarts par rapport au transformateur de courant idéal, qui sont provoqués par la présence dans l'enroulement secondaire d'harmoniques supérieurs qui n'existent pas dans le primaire. (Dans la présente norme, le courant primaire est toujours considéré comme sinusoïdal.)

1927

2A.5 Mesure de l’erreur composée par une méthode directe

1928 1929 1930 1931 1932 1933 1934 1935

La Figure A-200.4, représente un transformateur de courant dont le rapport d’enroulement est égal à 1/1. Il est connecté à une source de courant primaire (sinusoïdal), à une charge secondaire Z B avec des caractéristiques linéaires et à un ampèremètre de telle manière qu'à la fois les courants primaire et secondaire traversent l'ampèremètre, mais en sens inverse. De cette manière, le courant résultant traversant l'ampèremètre est égal au courant d'excitation dans les conditions prédominantes du courant primaire sinusoïdal et la valeur efficace de ce courant associée à la valeur efficace du courant primaire est l'erreur composée selon 3.4.202, la relation étant exprimée sous la forme d'un pourcentage. P

S

P

S

1936 1937 1938

ZB

∼ A

1939 1940

Figure 2A.4

1941 1942

La Figure 2A.4 représente donc le schéma de principe pour la mesure directe de l'erreur composée.

1943 1944 1945 1946 1947 1948 1949

La Figure 2A.5, représente le schéma de principe de la mesure directe de l’erreur composée pour des transformateurs de courant ayant des rapports de transformation assignés différents de l’unité. Elle représente deux transformateurs de courant ayant le même rapport de transformation assigné. On suppose que le transformateur de courant marqué par N a une erreur composée négligeable dans les conditions prédominantes (charge minimale) tandis que le transformateur de courant soumis à essai et marqué par X est connecté à sa charge N X P P P P assignée.

1950

S

S

S

S

1951 ZB

1952

A1

A2

1953 1954

Figure 2A.5

1955 1956 1957

Tous deux sont alimentés par la même source de courant sinusoïdal primaire et un ampèremètre est connecté pour mesurer la différence entre les deux courants secondaires. Dans ces conditions, la valeur efficace du courant mesuré par l’ampèremètre A 2 par rapport à


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1958 1959

la valeur efficace du courant mesuré par l’ampèremètre A 1 est l’erreur composée du transformateur X, la relation étant exprimée sous forme de pourcentage.

1960 1961 1962 1963 1964

Avec cette méthode, il est nécessaire que l'erreur composée du transformateur N soit réellement négligeable dans les conditions d'utilisation. Il ne suffit pas que le transformateur N ait une erreur composée connue, en raison de la nature extrêmement compliquée de l'erreur composée (forme d'onde distordue), toute erreur composée du transformateur de référence N ne peut pas être utilisée pour corriger les résultats d'essais.

1965

2A.6 Autre méthode de mesure directe de l’erreur composée

1966 1967

D'autres moyens peuvent être utilisés pour la mesure de l'erreur composée et une méthode est présentée à la Figure 2A.6.

1968 1969

N

P S

P

P

S

S

1972

P S

Z’ B

1970 1971

X

S A1

A2

P

ZB

N’ S

P

1973

Figure 2A.6

1974 1975 1976 1977 1978 1979 1980

Bien que la méthode présentée à la Figure 2A.5 nécessite un transformateur de référence « spécial » N ayant le même rapport de transformation assigné que le transformateur X et ayant une erreur composée négligeable pour le courant primaire limite de précision, la méthode présentée à la Figure 2A.6, permet d'utiliser des transformateurs de courant de référence de précision N et N' à ou à peu près à leur courant primaire assigné Il reste bien entendu essentiel que les erreurs composées de ces transformateurs de référence soient négligeables mais l’exigence devient plus facile à satisfaire.

1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990

À la Figure 2A.6, X est le transformateur soumis à essai, N est un transformateur de référence de précision avec un courant primaire assigné du même ordre de grandeur que le courant primaire limite de précision assigné du transformateur X (courant auquel doit être effectué l'essai) et N' est un transformateur de référence de précision ayant un courant primaire assigné de l'ordre de grandeur du courant secondaire correspondant au courant primaire limite de précision assigné du transformateur X. Il convient de noter que le transformateur N ′ fait partie de la charge Z B du transformateur X et qu’il faut donc en tenir compte lors de la détermination de la valeur de la charge Z ′ B . A 1 et A 2 sont deux ampèremètres et on doit prendre soin à ce que A 2 mesure la différence des courants secondaires des transformateurs N et N ′ .

1991 1992

Si les rapports de transformation assignés des transformateurs N, N ′ et X sont respectivement désignés par k r , k rx et k ′ r , le rapport k r doit être égal au produit de k ′ r et k rx :

1993

c'est-à-dire k r = k ′ r × k rx

1994 1995

Dans ces conditions , le rapport exprimé en pourcentage des valeurs efficaces des courants mesurés par les ampèremètres A 1 et A 2 fournit l’erreur composée du transformateur X.

1996 1997 1998 1999 2000

NOTE Lors de l’utilisation des méthodes illustrées par les Figures A200.5 et A200.6, il convient de prendre soin d’utiliser un appareil de mesure à faible impédance pour A 2 , car la tension aux bornes de cet ampèremètre (divisée par le rapport de transformation du transformateur N′ dans le cas de la Figure 2A.6) fait partie de la tension sur la charge du transformateur X et a tendance à diminuer la charge de ce transformateur. De façon similaire, la tension aux bornes de l'ampèremètre augmente la charge du transformateur N.


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2001

2A.7 Emploi de l’erreur composée

2002 2003

La valeur numérique de l'erreur composée sera toujours supérieure ou égale à la somme vectorielle de l’erreur de courant et du déphasage (ce dernier étant exprimé en centiradians).

2004 2005

L’erreur composée indique donc toujours la plus grande valeur possible de l’erreur de courant ou du déphasage.

2006 2007 2008

L’erreur de courant est d'un intérêt particulier dans le fonctionnement des relais de surintensité et le déphasage dans le fonctionnement des relais sensibles à la phase (exemple: les relais directionnels).

2009 2010

Dans le cas des relais différentiels, c’est la combinaison des erreurs composées des transformateurs de courant qui doit être prise en considération.

2011 2012 2013

Un avantage supplémentaire de la limitation de l’erreur composée est la limitation résultante de la teneur en harmoniques du courant secondaire, ce qui est nécessaire pour le bon fonctionnement de certains types de relais.


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Annex 2B Transformateurs de courant pour protection pour réponse en régime transitoire (Normative)

2014 2015 2016 2017 2018

2B.1 Équations théoriques fondamentales relatives au dimensionnement pour le régime transitoire

2019

2B.1.1 Court-circuit

2020 2021

On peut décrire l'expression générale de la valeur instantanée d'un courant de court-circuit sous la forme suivante: ⎡ −t / T p cos(γ − ϕ ) − cos(ω t + γ − ϕ ) ⎤ i (t ) = 2 I psc e (1) ⎢ ⎥

⎣

2022

⎦

où Courant alternatif de court-circuit initial à la limite de précision du transformateur de courant I psc = K ssc I pn

I psc

Tp =

Lp

Constante de temps primaire

Rp

γ

Angle de commutation ou d’apparition de défaut

ϕ = arctan

Xp Rp

2023 2024 2025 2026

(

= arctan ω T p

)

Angle de phase de l'impédance en court-circuit du réseau

lorsque la source de tension équivalente dans le court-circuit avec R p et X p est

u (t ) = −U max cos(ω t + γ ) (2) Pour simplifier, l'angle d’apparition de défaut et l'angle d'impédance du système peuvent être additionnés en un seul angle, rendant le problème plus facile à comprendre du point de vue mathématique. θ = γ −ϕ (3) − t / T p ⎡ ⎤ i (t ) = 2 I psc e cos(θ ) − cos(ω t + θ ) (4)

⎢⎣

⎥⎦

2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033

Les angles θ et γ décrivent le même problème d'angle d’apparition de défaut variable et en conséquence ils peuvent être utilisés en variante lorsqu'ils sont appropriés mais en fonction de leur définition. La Figure 2B.1 représente deux courants de court-circuit primaire types. Le premier apparaît avec un angle d’apparition de défaut γ = 90° conduisant au courant de crête le plus élevé et aux flux magnétique de crête le plus élevé (Figure 2B.1), tandis que le second apparaît avec γ = 140° ce qui conduit à une asymétrie moindre. Les cas tels que le dernier sont importants

2034

pour un

2035

de crête le plus élevé.

2036

t al court lorsque le courant et le flux magnétique sont supérieurs au cas du courant


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- 64 -

38/404/CDV

Figure 2B.1: Courant de court-circuit avec la crête la plus élevée ( γ = 90°) et une asymétrie inférieure ( γ = 140°)

2037 2038 2039

2040 2041

Figure 2B.2: Flux magnétique pour les deux cas de la figure B200.1

2042 2043

Une plage d'angle d’apparition de défaut pouvant être réduite γ m ≥ 90° peut être utilisée pour

2044 2045 2046

définir une asymétrie réduite pouvant conduire à un facteur réduit K td dans certains cas particuliers. Ce calcul est présenté dans le guide d'application de la présente norme.

2047

2B.1.2 Facteur de régime transitoire

2048

Le

2049 2050

dimensionnement du noyau magnétique et il est mentionné sur la plaque signalétique. Il peut être calculé d'après différentes fonctions du facteur transitoire K tf comme indiqué dans les équations ci-dessous et représenté à la Figure 2B.3.

2051 2052 2053 2054 2055 2056 2057 2058 2059 2060 2061 2062 2063

facteur

de

dimensionnement

transitoire

K td

est

le

paramètre

final

pour

Le facteur transitoire K tf indiqué dans cette partie est déterminé à partir de l'équation différentielle du circuit équivalent avec une inductance constante du noyau magnétique du transformateur de courant, avec une charge ohmique et sans tenir compte de la rémanence. La solution exacte de l'équation différentielle est donnée dans le guide d'application tandis que les formules indiquées dans cette annexe sont données soit sous forme de diagrammes de courbes, soit comme formules simplifiées. K tf et le flux magnétique dépendent de même du temps et à la fin du temps limite de précision t al requis par le système de protection. En effectuant un calcul avec l'inductance linéaire, la solution n'est valide que jusqu'à la première saturation du transformateur de courant.

courbes appropriées pour t al = 0 .. t m ax

2064 2065

le

Figure 2B.3: Plages de temps appropriées pour le calcul du facteur transitoire


61869-2 © IEC 2066 2067 2068 2069 2070 2071 2072 2073 2074 2075 2076

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- 65 -

Dans certains cas, le système de protection peut nécessiter un

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t al qui n'est pas constant et

dépend de différents paramètres du courant de court-circuit. Le facteur de dimensionnement transitoire K td peut donc être soumis à essai et être donné par le constructeur du système de protection. Une vue d'ensemble générale avec un organigramme et avec des exemples est donnée dans le guide d'application de la présente norme. La courbe type du facteur transitoire (Figure 2B.3) est constituée de trois plages définies par trois fonctions de K tf :

2077 2078

Plage 1:

2079

La première plage commence au temps zéro et se termine lorsque la courbe K tf ,ψ max

2080

touche sa courbe enveloppe de crête K tfp au temps

0 ≤ t al < t tf ,max :

t tf ,max =

π +ϕ

(5)

ω

2081

Dans cette plage de temps K tf ,ψ max considère l'angle de commutation dans le pire cas

2082

θ (t al )

2083

12 représentent les courbes pour différents

2084

fonction de la constante de temps primaire T p pour des configurations données de constante de temps et de fréquence du secondaire.

2085 2086

conduisant au flux le plus élevé au temps limite de précision

Figure 2B.4 Détermination de K tf pour δ = 3 (T s = 61 ms) et f = 50 Hz

t al . Les Figures B200.4 à

t al et constantes de temps de secondaire Ts en


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Figure 2B.5 Détermination de K tf pour δ = 1,5 (T s = 122 ms) et f = 50 Hz

Figure 2B.5 Détermination de K tf pour δ = 0,1 (T s = 1,8 s) et f = 50 Hz

Figure 2B.7 Détermination de K tf pour δ = 3 (Ts = 50 ms) et f = 60 Hz

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Figure 2B.8 Détermination de K tf pour δ = 1,5 (T s = 100 ms) et f = 60 Hz

Figure 2B.9 Détermination de K tf pour δ = 0,1 (T s = 1,5 s) et f = 60 Hz

Figure 2B.10 Détermination de K tf pour δ = 3 (Ts = 182 ms) et f = 16,7 Hz

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Figure 2B.11 Détermination de K tf pour δ = 1,5 (Ts = 365 ms) et f = 16,7 Hz Ktf,ψmax

= 0.1° (Ts = 5.5 s) , f = 16.7 Hz

6

tal 42 ms 39 ms 36 ms

5

4

33 ms 30 ms 27 ms

3

24 ms 21 ms

2

18 ms 15 ms

1

Figure 2B.12 Détermination de K tf pour δ = 0,1 (T s = 5,5 s) et f = 16,7 Hz 2087 2088 2089 2090

Plage 2:

0

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120 130 140 150 160 170 180 190 200

Tp [ms]

t tf ,max ≤ t al < t tfp ,max

ω Ts T p T p − Ts

⎛ −t / T p − e −t / Ts ⎝

cos(θ )⎜ e

⎞ + sin(θ )e −t / Ts + 1 ⎟ ⎠

(6)

jusqu'au maximum de la courbe au temps

Tp t tfp ,max = 2094 2095 2096

0

La deuxième plage de temps se poursuit avec la courbe enveloppe K tfp pour γ = 90° qui conduit au flux de crête le plus élevé, donc θ = 90° − ϕ .

K tfp = 2091 2092 2093

12 ms 9 ms 6 ms

T p Ts T p − Ts

ln

Ts

Ts − T p sin(θ ) 2 ω Ts cos(θ )

cos(θ ) +

(7)


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t tfp ,max ≤ t al

2097

Plage 3:

2098

La troisième plage de temps se poursuit avec le maximum constant

2099 2100

l'équation (8) pour les temps limites de précision les plus grands.

K tfp ,max donné à

Tp ⎤ Ts −T p

Ts − T p ⎡ Tp sin(θ ) ⎥ ⎢ cos(θ ) + 2 T p + Ts ⎛ ⎞ ⎢ Ts ω Ts ⎥ sin(θ ) ⎟ ⋅ K tfp ,max = ⎜ ω T p cos(θ ) + ⎜ ⎟ ⎢ ⎥ Ts cos(θ ) ⎝ ⎠ ⎢ ⎥ ⎣⎢ ⎦⎥

+1

(8)

2101 2102

2B.1.3 Cycles de fonctionnement

2103 2104 2105 2106 2107 2108

Le dimensionnement transitoire pour les cycles de fonctionnement à réarmement automatique doit être effectué séparément pour chaque cycle, selon les équations données ci-dessus. Noyaux magnétiques à entrefer Pour les noyaux magnétiques à entrefer, le flux magnétique et donc le facteur transitoire diminuent de manière exponentielle avec la constante de temps du secondaire Ts (qui varie

2109

avec la charge de fonctionnement réelle) pendant le temps d'ouverture.

K td ,(C −O −C ) = K td (t ' ) ⋅ e 2110 2111 2112

− t fr / Ts

+ K td (t al" )

Noyaux magnétiques sans entrefer Pour les noyaux magnétiques sans entrefer, une rémanence est possible et il n'y a aucune diminution significative du flux dans le pire cas.

K td ,(C −O −C ) = K td (t ' ) + K td (t al" ) 2113

(9)

(10)


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2114 2115 2116

2B.2 Détermination de la caractéristique de magnétisation des transformateurs de courant pour protection pour réponse en régime transitoire

2117

2B.2.1 Généralités

2118 2119 2120 2121 2122 2123 2124

La mesure de la caractéristique de magnétisation du circuit magnétique implique d'établir la relation entre le flux embrassé par l'enroulement secondaire et le courant de magnétisation. Si une tension arbitraire u(t) est appliquée aux bornes secondaires (voir Figure 2B.13), le flux du circuit magnétique ψ(t) embrassé par l'enroulement secondaire au temps t est lié à cette tension par l'équation: t

2125

ψ (t ) = ∫ (u (t ) − Rct ⋅ im (t ))dt

(11)

0

2126 2127 2128

Les méthodes décrites dans les articles suivants sont fondées sur cette relation. im

Rct

u(t)

2129 2130

Figure 2B.13: Circuit de base

2131 2132 2133 2134 2135 2136 2137 2138 2139 2140 2141 2142

Pour les transformateurs de courant de classe TPX il est nécessaire de démagnétiser le circuit magnétique avant chaque essai en raison de la valeur élevée du facteur de rémanence. Pour les transformateurs de courant de classe TPY le flux rémanent est souvent tellement faible qu'il peut être négligé. La démagnétisation exige des moyens supplémentaires permettant d'imposer au circuit magnétique, à partir de l'état de saturation, des cycles d'hystérésis dont l'amplitude décroît lentement. Une source de courant continu sera normalement prévue lorsque la méthode d'essai en courant continu doit être utilisée.

2143

2B.2.2 Méthode en courant alternatif

2144 2145 2146 2147 2148 2149 2150 2151 2152

Une tension alternative pratiquement sinusoïdale u(t) est appliquée aux bornes secondaires. L’essai peut être effectué à fréquence réduite f’ pour éviter une contrainte de tension inacceptable sur l'enroulement et sur les bornes secondaires.

2153

On peut appliquer la méthode en courant alternatif ou la méthode en courant continu. Bien que la méthode de mesure en courant alternatif soit plus facile à appliquer elle peut conduire à des tensions élevées et à des valeurs de flux de rémanence trop élevés en raison des courants de Foucault supplémentaires.

Le coude doit être déterminé selon 7.3.5.205.1. L'inductance de magnétisation L m doit être déterminée en mesurant l'inductance secondaire entre 20 % et 90 % de la force électromotrice de coude E k comme suit (i 20 et i 90 sont les valeurs de crête du courant de magnétisation pour les pourcentages appropriés de Ek ):

Lm =

0.7 Ek (i90 − i20 ) * 2πf '

(12)


61869-2 © IEC 2154 2155 2156 2157 2158 2159 2160

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Lorsque le facteur de rémanence K r est déterminé par la méthode d'essai en courant alternatif, il est nécessaire d'effectuer l'intégration de la tension d'excitation selon l'équation (11). La tension intégrée associée au courant correspondant i m affichera une courbe d'hystérésis, représentant le flux de saturation ψ s . On estime que la valeur du flux au passage par zéro du courant représente le flux rémanent ψ r . Le facteur de rémanence K r est alors calculé selon 3.4.211 comme suit

Kr =

ψr ψs

(13)

2161 2162 2163

Aux fréquences basses, les effets des pertes parasites par courants de Foucault dans le circuit magnétique et des courants capacitifs entre les couches de l'enroulement sont moins susceptibles de perturber les mesures.

2164 2165

Figure 2B.14 – Détermination du facteur de rémanence par le cycle d'hystérésis

2166

2B.2.3 Méthode en courant continu

2167 2168 2169

La méthode de la saturation en courant continu consiste à appliquer une tension continue u(t) pendant une durée telle que la valeur de flux de saturation soit atteinte. La mesure du flux est déterminée selon l'équation (11), où u(t) est la tension entre les bornes.

2170 2171

Figure 2B.15: Circuit pour la méthode en courant continu

2172 2173 2174 2175 2176 2177 2178 2179 2180 2181 2182 2183 2184 2185 2186

La source de tension appliquée doit être appropriée pour atteindre la saturation. La résistance de décharge R d doit être connectée, sinon l'inductance du circuit magnétique peut provoquer des surtensions très élevées à l'ouverture de l'interrupteur S, au moment où le courant inductif est interrompu. Quelque temps après que l'interrupteur S a été fermé le courant d'excitation i m est supposé avoir atteint sa valeur maximale (I m ) pour laquelle le flux dans le circuit magnétique demeure constant. Les valeurs croissantes du courant de magnétisation et du flux doivent être enregistrées jusqu'au moment où ces valeurs deviennent constantes, puis l'interrupteur S est ouvert. Des enregistrements d'essai types du flux ψ (t) et du courant de magnétisation i m (t) sont représentés à la Figure 2B.16.


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im ψ

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From oscillograph Depuis oscillographe

ψ

From X-Y recorder Depuis enregistreur X-Y

im

ψ

2187 2188 2189 2190 2191 2192 2193 2194 2195 2196 2197 2198 2199 2200 2201 2202 2203

im

t Figure 2B.16 – Enregistrements types L'inductance de magnétisation (L m ) peut être déduite selon l'équation suivante:

Lm =

0.7ψ s i90 − i20

(14)

où i 90 et i 20 sont les valeurs du courant de magnétisation pour les pourcentages appropriés de ψs. A l'ouverture de l'interrupteur S, le courant décroissant de magnétisation traverse l'enroulement secondaire et la résistance de décharge R d . La valeur du flux correspondant décroît, mais peut ne pas devenir nulle lorsque le courant s'annule. A partir d'un courant d'excitation I m convenablement choisi pour parvenir au flux de saturation ψ s , la valeur de flux subsistant une fois que le courant s'est annulé doit être considérée comme étant égale au flux rémanent ψ r . On détermine le facteur de rémanence K r pour les transformateurs de courant de classe TPY

Kr =

ψr ψs

(15)

2204 2205 2206 2207 2208

Pour les transformateurs de courant de classe TPY dont le circuit magnétique n'a pas été démagnétisé au préalable, le facteur de rémanence (K r ) peut être déterminé à partir d'un essai complémentaire pour lequel les bornes secondaires ont été permutées. Dans ce cas le facteur de rémanence K r peut être calculé comme ci-dessus, mais à condition de prendre pour ψ la moitié de la valeur du flux rémanent mesurée dans le deuxième essai.

2209

2B.2.4 Méthode par décharge d'un condensateur

2210 2211 2212 2213

La méthode par décharge d'un condensateur utilise la charge d'un condensateur pour exciter le noyau magnétique du transformateur de courant depuis le secondaire. Le condensateur est chargé avec une tension suffisamment élevée pour produire un flux de saturation.

2214 2215

Figure 2B.17 – Circuit de la méthode par décharge d'un condensateur

2216 2217

La détermination de l'inductance de magnétisation (L m ) et du facteur de rémanence K r est identique au procédé indiqué en B202.3 (méthode en courant continu).


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Kr =

2218 2219

ψr ψs

Figure 2B.18 – Enregistrements types par la méthode de la décharge d'un condensateur


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2220 2221 2222

2B.3

Détermination de l'erreur aux conditions limites des transformateurs de courant pour protection pour réponse en régime transitoire

2223

2B.3.1 Généralités

2224 2225 2226 2227

Le courant d'erreur instantané peut être mesuré de différentes manières. Dans tous les cas, les erreurs du système de mesure ne doivent pas dépasser 10 % de la limite d'erreur correspondant à la classe du transformateur de courant essayé pendant la totalité du cycle de fonctionnement.

2228

2B.3.2 Essai direct

2229 2230 2231 2232 2233 2234 2235 2236 2237 2238 2239 2240 2241 2242 2243 2244 2245 2246 2247 2248 2249 2250 2251 2252 2253 2254 2255 2256 2257

Il convient de démagnétiser les transformateurs de courant de classe TPX avant l'essai direct en raison du facteur de rémanence élevé. Il peut être nécessaire de démagnétiser les transformateurs de courant de classe TPY si le facteur de rémanence Kr n'est pas négligeable. Deux essais directs sont effectués à fréquence assignée et avec une charge secondaire assignée: a) Le courant primaire de court-circuit assigné, à la fréquence assignée, est appliqué sans aucun décalage. La composante continue de l'erreur totale est mesurée et elle doit être conforme à la valeur théorique de 1/ ωT s . b) Le courant primaire de court-circuit assigné, à la fréquence assignée, est appliqué avec le décalage requis. Pour les valeurs spécifiées de la constante de temps primaire jusqu'à 80 ms, l'essai est effectué à la condition limite de précision spécifiée (cycle de fonctionnement spécifié). La constante de temps primaire ne doit pas différer de plus de 10 % de la valeur spécifiée. Pour les valeurs spécifiées de la constante de temps primaire supérieures à 80 ms, les essais peuvent être effectués à des conditions limites de précision équivalentes (en modifiant le cycle de fonctionnement et/ou la charge), après accord entre utilisateur et constructeur. Pendant la période d'excitation, la première crête du courant primaire ne doit pas être inférieure à la valeur correspondant aux conditions spécifiées. Le flux embrassé par l'enroulement secondaire doit être enregistré. L'erreur de mesure du flux ne doit pas dépasser 5 %.

R + Rb Ψ (t ) = ct ⋅ ∫ Rb ⋅ is dt Rb 0 t

2258 2259 2260

Pour les transformateurs de courant des classes TPX et TPY, le courant d'erreur instantané iε est mesuré: iε = is ⋅ k r − i p . La valeur de l'erreur εˆ doit être déterminée selon 3.4.602. Celle-

2261 2262 2263 2264 2265

ci ne doit pas dépasser la limite indiquée dans le Tableau 1.

2266 2267 2268 2269 2270

limite indiquée dans le Tableau 20 6.

Pour les transformateurs de courant de la classe TPZ, la composante alternative du courant d'erreur est mesurée en prenant la moitié de la valeur crête à crête (voir Figure 2B.19). La valeur de l'erreur εâc doit être déterminée selon 3.4.603. Celle-ci ne doit pas dépasser la Note: Il est possible que la définition de classe ne contienne pas un cycle de fonctionnement. Dans ce cas, pour les essais, un cycle de fonctionnement conduisant à la valeur donnée K td doit faire l'objet d'un accord entre l'utilisateur et le constructeur.


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iε

a = î εdc Pour For TPY : î ε

2271 2272 2273

b = 2 î εac =c

Pour For TPZ : î e

= î εac =

c = î εac + î εdc b 2

Figure 2B.19: Mesure des courants d'erreur

2274

2B.3.3 Essai indirect

2275

2B.3.3.1

2276 2277

Pour les transformateurs de classe TPX et TPY, la valeur de crête du courant secondaire d'excitation (Îal) ne doit pas dépasser la valeur donnée ci-dessous:

Limites du courant secondaire d'excitation (Î al )

) εˆ [%] I al ≤ 2 ⋅ I sn ⋅ K ssc ⋅ 100 %

2278 2279 2280

Pour les transformateurs de courant de classe TPZ, la valeur alternative de crête du courant secondaire d'excitation (Îal) ne doit pas dépasser la valeur donnée ci-dessous:

2281

) ⎛ K − 1 εâc [%] ⎞ ⎟ I al ≤ 2 ⋅ I sn ⋅ K ssc ⋅ ⎜⎜ td + 100 % ⎟⎠ ⎝ ωTS

2282 2283 2284 2285

NOTE - Pour les transformateurs de courant de classe TPZ, la précision n'est spécifiée que pour la composante alternative, tandis que lors de la détermination de la valeur admissible de Ial pendant des essais indirects, il est nécessaire également de tenir compte de la composante continue du courant d'excitation. Dans l'équation ci-dessus, la composante continue est représentée par (Ktd – 1) et l'erreur admissible de la composante alternative par 0,1.

2286

2B.3.3.2

2287 2288 2289 2290

La méthode en courant alternatif doit être appliquée selon l'Annexe 2B.2.2.

Méthode en courant alternatif

La tension doit être augmentée jusqu'à U al . Le courant d'excitation approprié Îal ne doit pas dépasser la limite donnée à l'Annexe 2B.3.2.1.

2291 2292

Le flux magnétique dans la condition limite de précision est donné par

Ψal =

2293

2 ⋅ U al

ω

2294 2295

2B.3.3.3

Méthode en courant continu et méthode par décharge d'un condensateur

2296 2297 2298

La méthode en courant continu doit être appliquée selon l'Annexe 2B.2.3.

2299

Pour un flux magnétique dans la condition limite de précision

Le flux magnétique

Ψ (t ) et le courant d'excitation im (t) doivent être enregistrés.


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Ψal =

2300

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2 ⋅ K td ⋅ K ssc ⋅ I sn ⋅ ( Rb + Rct )

ω

2301 2302

la valeur appropriée du courant d'excitation Îal doit être déterminée. Cette valeur ne doit pas dépasser la limite indiquée en B.203.2.1.

2303

2B.3.3.4

2304 2305 2306 2307 2308 2309 2310 2311 2312 2313

Selon la définition de F c , les valeurs de flux dans la condition limite d'erreur pour l'essai direct et indirect doivent être déterminées pour la même valeur de courant de magnétisation.

2314

Détermination de F c

À la première étape, le flux magnétique ψ dir doit être déterminé lors de l'essai direct à la valeur de crête du flux approprié dans le cycle de fonctionnement. Le courant d'erreur approprié I εd doit également être mesuré. Le flux magnétique ψ ind est déterminé dans un essai indirect comme le flux correspondant à un courant de magnétisation égal à I εd F c peut alors être calculé par

Fc =

Ψind Ψdir


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2315 2316 2317 2318 2319 2320 2321 2322 2323 2324 2325 2326 2327 2328 2329 2330

2B.4 Autre mesure de l'erreur de rapport en régime établi Pour les transformateurs de courant à faible réactance de fuite, l'essai indirect suivant conduira à des résultats qui sont très proches des résultats obtenus dans l'essai direct. Néanmoins, des essais individuels de détermination de l'erreur de rapport en régime établi doivent toujours être réalisés comme un essai direct, car cette méthode fournit la meilleure preuve de la « propriété de faible réactance de fuite » d'un noyau magnétique, incluant « l'absence d’homogénéité » magnétique du noyau en fer. D'autre part, l'autre méthode est appropriée à des mesures sur site et à une surveillance. Dans ce cas, on doit noter que cette méthode ne tient jamais compte de l'influence du flux de courant au voisinage du transformateur de courant. Pour la détermination du rapport d'erreur, le schéma de circuit équivalent simplifié suivant est utilisé:

I p *Np /Ns = I s+ I e

θ

E0

2331 2332

Figure 2B.20 – Circuit équivalent simplifié du transformateur de courant

2333 2334 2335 2336 2337 2338 2339 2340

Une tension pratiquement sinusoïdale est appliquée aux bornes secondaires S 1 – S 2 du transformateur de courant. La tension d'essai entre les bornes U s Test et le courant I s Test sont mesurés. Il convient que la tension injectée génère une force électromotrice aux bornes de l'inductance principale avec la même amplitude que pendant le fonctionnement avec un certain courant et la charge réelle. La force électromotrice peut être calculée d'après les résultats d'essai en soustrayant la chute de tension aux bornes de la résistance de l'enroulement R CT de la tension d'essai U s Test entre les bornes S 1 – S 2 . Cette soustraction doit être effectuée dans le plan complexe. Le courant mesuré Is Test est égal au courant d'erreur I e .

2341

L'erreur de rapport peut être exprimée par:

Is − I p 2342

Erreur de rapport =

2343

Avec:

2344

I pNp Ns

I sn I pn

I I p sn I pn

= Ie + I s ⇒ I p =

=

I s I pn I p I sn

−1

(I e + I s )N s

[2]

Np

2345

l'erreur de rapport peut être exprimée par:

2346

Erreur de rapport =

I s N p I pn

(I e + I s )N s I sn

[1]

−1

[3]


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2347 2348 2349

Pour déterminer l'erreur de rapport pour un certain courant secondaire I s la procédure d'essai suivant est proposée:

2350 2351

•

Calcul de la tension secondaire aux bornes de S 1 – S 2 :

U s = I s (Rb + jX b )

2352 2353 2354

•

Mesure de la résistance de l'enroulement secondaire R (valeur à la température réelle)

2355

•

Calcul de la force électromotrice correspondante ******** R, et non Rct

E 0 = I s Rct + U s

2356 2357

•

Injection de

2358

U s Test = E 0 + I s Test Rct

2359

aux bornes secondaires S 1 – S 2

(avec I sTest = I s )

2360

•

Mesure de la tension U p Test aux bornes de P 1 - P 2

2361

•

Calcul du rapport des nombres de spires

Np

2362 2363 2364 2365

Ns •

=

U p Test E0

Calcul du Ip correspondant

IP =

( I s + I s Test ) N s Np

2366 2367 2368

L'erreur de rapport peut être calculée par:

2369

Erreur de rapport =

(I

I s N p I pn s Test

+ I s )N s I sn

−1


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Annex 2C Technique utilisée dans l'essai d'élévation de température des transformateurs immergés dans l'huile pour déterminer la constante thermique par une estimation expérimentale (informative)

2370 2371 2372 2373 2374 2375

Liste des symboles:

2376

θ

Température en °C

2377 2378

θ (t)

Température de l'huile, variant dans le temps (il peut s'agir de l'huile du haut ou de l'huile moyenne)

2379 2380

θa

Température du milieu de refroidissement extérieur (air ambiant ou eau) que l'on suppose constante

2381

∆θ

2382

θ u , ∆θ u

Élévation de la température de l'huile au-dessus de θ a Valeurs finales en régime établi

2383

ε (t)

2384 2385

To

Écart restant par rapport à la valeur en régime établi θ u Constante de temps pour la variation exponentielle de l'élévation de la température de l'huile de masse

2386

h

Intervalle de temps entre les relevés

2387

θ1 , θ2 , θ 3

Trois relevés de température successifs séparés d'un intervalle de temps h.

2388 2389

En principe, il convient que l'essai se poursuivre jusqu'à s'assurer de l'élévation de la température (de l'huile) en régime établi.

2390 2391

θ u = θ a + ∆θ u θ (t) = θ a + ∆θ u (1 e t/To )

(1) (2)

2392

L'écart restant par rapport au régime établi est alors:

2393

ε (t) = θ u θ (t) = ∆ θ u x e t/To On considère que:

2394

(3)

2395

-

la température ambiante est maintenue aussi constante que possible

2396 2397

-

la température de l'huile θ(t) s'approche d'une valeur finale θu sur une fonction exponentielle avec une constante de temps To.

2398 2399

-

l'équation 2 est une bonne approximation de la courbe de température (voir Figure 2B.1)

2400 2401 2402

2403

2404

Étant donnés trois relevés successifs ∆θ 1 , ∆θ 2 et ∆θ 3 , si la relation exponentielle de l'équation (2) est une bonne approximation de la courbe de température, alors les incréments présentent la relation suivante:

∆θ 2 − ∆θ 1 ∆θ 3 − ∆θ 2 To = ln

2405

=e

h/To

h ∆θ 2 − ∆θ 1

∆ θ 3 − ∆θ 2

Les relevés permettent également une prédiction de l'élévation de température finale:

(4)


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- 80 -

∆θ u =

2406

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(∆θ 2 )2 − ∆θ1∆θ 3

(5)

2 ∆θ 2 − ∆θ1 − ∆θ 3

2407 2408 2409

Des estimations successives doivent être effectuées et il convient que celles-ci convergent. Afin d'éviter des erreurs numériques aléatoires importantes, il convient que l'intervalle de temps h soit approximativement de T o et il convient que ∆ θ 3 /∆ θ u soit supérieur ou égal à 0,95.

2410 2411 2412

Une valeur plus précise de l'élévation de température en régime établi est obtenue par une méthode d'extrapolation des moindres carrés de tous les points mesurés approximativement au-dessus de 60 % de ∆ θ u (∆ θ u estimé par la méthode des trois points).

2413

Une formulation numérique différente est:

2414

∆θ u = ∆θ 2 +

(∆θ 2 − ∆θ1 ) − (∆θ 3 − ∆θ 2 ) ln

∆θ 2 − ∆θ 1

(6)

∆θ 3 − ∆θ 2

2415

2416 2417

Figure 2C.1 - Extrapolation graphique de l'élévation de température finale


61869-2 © IEC 2418 2419 2420 2421

PR NF EN 61869-2:2011-01

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38/404/CDV

Annex 2D Détermination de l'erreur du rapport des nombres de spires (informative) Le rapport réel de transformation est affecté par des erreurs provenant de trois causes:

2422 2423

a) la différence entre le rapport des nombres de spires et le rapport de transformation assigné

2424

b) le courant d'excitation du circuit magnétique (I e )

2425 2426 2427 2428 2429 2430 2431 2432 2433 2434 2435 2436 2437 2438

c) les courants qui traversent les capacités parasites associées aux enroulements.

2439 2440 2441 2442 2443 2444

Dans la plupart des cas, il est raisonnable de supposer que pour une valeur donnée (E s ) de la force électromotrice induite dans l'enroulement secondaire, les courants d'erreur résultant des capacités parasites et de la magnétisation du circuit conservent une valeur constante indépendante de la valeur du courant primaire d’excitation. E s peut théoriquement être maintenue à une valeur constante pour une étendue de variation des courants d’excitation pourvu que l'impédance de la boucle secondaire puisse être réglée de façon appropriée. Pour des transformateurs de courant conçus pour être du type à faible réactance de fuite, la réactance de fuite du secondaire peut être ignorée. On ne doit donc considérer que la résistance de l'enroulement secondaire. Ainsi, pour n'importe lequel des deux courants l' s et I" s l'équation de base définissant l'exigence de l'essai est donnée par :

I 'S ( R + R 'b ) = ES = I ' 'S ( R + R' 'b ) où R est la résistance réelle de l'enroulement secondaire. Les erreurs de rapport mesurées étant désignées par ε’ c et ε’’ c , l’erreur sur le rapport des nombres de spires est indiquée par ε t , et la combinaison du courant d'excitation et des courants parasites est donnée par I x . Les courants d'erreur respectifs seront donnés par:

(ε 'C −ε t ) ⋅

2445 2446 2447 2448 2449 2450 2451 2452 2453 2454

K n I 's K I '' = I X = (ε ' 'C −ε t ) ⋅ n s 100 100

d'où: -

εt =

ε 'C ⋅I 'S −ε ' 'C ⋅I ' 'S I 'S − I ' ' S

Si I’ S = 2I’’ S , l'erreur du rapport des nombres de spires est donnée par 2 ε’ c – ε’’ c . Des résultats satisfaisants seront en principe obtenus à partir d'un essai au courant assigné avec une charge minimale connectée au secondaire suivi par un essai à la moitié du courant assigné et avec l'augmentation convenable de la résistance de la boucle du circuit secondaire.

PR NF EN 61869-2_2011

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