EIB-001 Dry-Type Distribution Transformer

EIB-001 Dry-Type Distribution Transformer
BULLETIN TECHNIQUE
D’INSTALLATION BTI-001
TRANSFORMATEURS DU TYPE SEC
POUR LA DISTRIBUTION (750 V OU MOINS)
5e émission – SEPTEMBRE 2014
Mise à jour :
Norme E.21-10 « Service d’électricité en basse tension » 10e édition
(Livre bleu), juin 2014
OBJECTIF
Le bulletin technique d’installation sur les transformateurs du type sec pour la distribution propose de
débuter par un bref survol théorique du circuit magnétique composé par un transformateur. Également,
les problèmes tels que la saturation et la résonance qui peuvent intervenir dans ce type de circuit seront
abordées. Des solutions seront proposées afin de contrer les effets de surchauffe causés par les
harmoniques et pour assurer une utilisation optimale d’un transformateur. De façon concrète, des
illustrations d’installation courante permettront d’aborder les choix qui s’appliquent aux éléments suivants :
conducteurs, canalisations, dispositifs de protection, emplacements et mise à la terre. Des méthodes de
vérification, visuelles ou autres, d’entretien et de tests sont ensuite détaillées. D’autres réponses pourront
être trouvées dans les principaux articles du Code de construction du Québec, Chapitre V – Électricité,
2010 (Code) sur les transformateurs énumérés à la toute fin du présent bulletin.
SOMMAIRE
Théorie................................................................................................................................................................. 1
Équilibre des charges ...................................................................................................................................…2
Harmoniques et valeurs RMS .......................................................................................................................... 2
Puissance nominale des transformateurs .................................................................................................... 3
Courant nominal des transformateurs monophasés ................................................................................. 4
Courant nominal des transformateurs triphasés ......................................................................................... 4
Installation des transformateurs ..................................................................................................................... 5
1. Courant d’appel .................................................................................................................................... 5
2. Capacité de charge du transformateur .......................................................................................... 5
3. Calibre des conducteurs et des dispositifs de protection ............................................................. 6
4. Exigences de la disposition des transformateurs dans une pièce ............................................... 7
5. Mise à la terre ......................................................................................................................................... 8
Entretien et tests ................................................................................................................................................ 9
Principaux articles du Code de construction du Québec, Chapitre V – Électricité 2010
s’appliquant aux transformateurs ................................................................................................................ 10
Note importante : Le contenu des « Notes importantes » peut être tiré, entre autres, de l’annexe B du
Code de Construction du Québec, Chapitre V – Électricité 2010 (Code) ou du CSA C22.1HB-09, Guide
explicatif du Code canadien de l’électricité – Mars 2011.
Note
Les extraits tirés de la Norme CSA C22.10-F10 – Code de construction du Québec, Chapitre V –
Électricité – Code canadien de l’électricité, Première partie (Vingt et unième édition) et Modifications du
Québec et du Guide CSA C22.1HB-F09 - Guide explicatif du CCÉ, Explication des articles du Code
canadien de l’électricité, Première partie, documents protégés par le droit d’auteur de l’Association
canadienne de normalisation, 5060 Spectrum Way, Mississauga ON, L4W 5N6, sont reproduits avec la
permission de l’Association canadienne de normalisation (CSA). Bien que l’utilisation de ce document ait
été autorisée, la CSA n’est pas responsable de la manière dont les renseignements sont présentés ni de
toute interprétation correspondante qui en découle. Pour plus d’informations au sujet de la CSA ou pour
l’achat de normes, prière de visiter le site internet de CSA à l’adresse www.shopcsa.ca ou d’appeler au
1 800 463-6727.
THÉORIE
La formulation d’un circuit électrique et celle d’un circuit magnétique sont très semblables :
Circuit électrique, Loi d’Ohm
E = RI
Circuit magnétique
FMM = R ϕ
où
FMM est la force magnétomotrice, soit le courant circulant dans une bobine multiplié par le nombre de
tours (ex. : 1 A X 200 tours = 200 ampères • tours ou ampères).
R
Est la réluctance ou opposition au passage des lignes de flux. La réluctance de l’air est beaucoup
plus grande que celle du fer. Ce dernier étant un matériau magnétique, il est utilisé comme noyau
pour les enroulements dans un transformateur nécessitant alors une FMM plus faible pour produire
le même flux magnétique.
ϕ
Est le flux magnétique.
Cependant, étant donné qu’elle varie en fonction du flux, la valeur de la reluctance n’est pas linéaire pour
un matériau donné contrairement à la résistance, et c’est pourquoi il est plus difficile de résoudre un circuit
magnétique.
Le courant de magnétisation (Im), c’est-à-dire, le courant nécessaire à la circulation du flux magnétique,
est faible dans le cas d’un transformateur de tension. La bobine agit comme une réactance inductive
(impédance) essentiellement en parallèle avec le circuit au secondaire du transformateur. Le courant de
magnétisation (Im ) est donc fonction de la valeur de l’impédance (XL) de la bobine et de la tension (E)
appliquée :
Im = E/XL
En fonction du nombre de tours au primaire (N1) et au secondaire (N2), le rapport de transformation
pour la tension et le courant d’un transformateur idéal est :
E1/E2 = N1/N2 et N1I1 = N2I2
d’où la relation : E1I1 = E2I2
Le noyau de fer dans lequel est canalisé le flux magnétique ne peut supporter qu’un niveau donné de flux,
c’est ce qu’on appelle le phénomène de saturation. Le flux magnétique étant proportionnel à la tension, si
la tension augmente au-delà d’un certain niveau, le transformateur est en saturation et le courant qui
traverse la bobine se met à augmenter très rapidement causant ainsi une surchauffe du transformateur.
En général, on recommande de ne pas appliquer une tension excédant 110 % de la tension nominale.
Le phénomène de résonance peut faire en sorte que des tensions élevées et destructives apparaissent
aux bornes des réactances. Dans un circuit résonnant en série ou mixte, les impédances de la bobine et
du condensateur ont la même valeur. Il faut donc prendre des mesures pour éviter que ce genre de
situation ne se produise afin de protéger les équipements concernés. Certains dispositifs sont offerts par
les fabricants de condensateurs pour éviter la résonance.
L’ajout de condensateurs avec des charges motrices améliore le facteur de puissance et permet de
maximiser l’utilisation d’un transformateur (Voir Guide technique 2007, art. 4.1.3 et art. 13.2). Il faut
cependant planifier le tout avec précautions pour éviter le phénomène de résonance.
BTI-001 / TRANSFORMATEURS DU TYPE SEC POUR LA DISTRIBUTION (750 V ou moins) – Septembre 2014
Mise à jour – Norme E.21-10 « Service d’électricité en basse tension » (Livre bleu), 10e édition, juin 2014
1
ÉQUILIBRE DES CHARGES
Dans un circuit triphasé, l’équilibre des charges est important à plusieurs points de vue : au
branchement, de façon à maximiser l’utilisation des transformateurs sur le réseau d’Hydro-Québec (Livre
bleu, art 1.2.1.3, Qualité du service) et à en éviter la surchauffe ; à la distribution électrique, de façon à
maximiser l’utilisation des transformateurs de distribution du client et à en éviter la surchauffe ; et, afin que
la chute de tension des conducteurs causée par leur impédance puisse avoir la même valeur sur
chaque ligne, sans quoi le déséquilibre des tensions qui en résulte peut entraîner la surchauffe des
moteurs, surchauffe causée par un déséquilibre des tensions qui introduit alors une séquence de
fréquence inverse à celle de la rotation des moteurs.
Extrait de l’article 1.2.1.3 b), Déséquilibre des charges, de la Norme E.21-10, Service d’électricité en
e
basse tension d’Hydro-Québec (Livre bleu), 10 édition, mise à jour – juin 2014
En l’absence d’une autorisation écrite d’Hydro-Québec, lorsque l’alimentation est
triphasée, le client doit limiter la différence de courant entre deux phases à 10 % de
l’intensité nominale. Toutefois, cette différence ne doit pas excéder [...]
Si la distribution est triphasée et que l’on utilise des transformateurs monophasés, on doit respecter
l’équilibre des phases en répartissant les charges sur les 3 phases, à cause des répercussions sur la
source du distributeur et sur le transformateur triphasé à la source qui ne peut supporter sur chaque
phase que le tiers de sa capacité nominale totale.
HARMONIQUES ET VALEURS RMS
Les ordinateurs et les différents équipements électroniques sont généralement munis de blocs
d’alimentation à découpage. Ces blocs d’alimentation sont non linéaires parce qu’ils utilisent l’onde de
tension par portion – donc la courbe de courant n’est pas une sinusoïde –, ce qui cause des distorsions
harmoniques de courant. Le terme « harmoniques » provient des mathématiques, soit la transformée de
Fourrier. Ce théorème mentionne que toute onde périodique, peu importe sa forme, peut être
décomposée en une somme d’harmoniques impairs pondérés. Ainsi, les harmoniques de courant sont des
ondes de courant dont la fréquence est un multiple de l’onde fondamentale qui est à 60 Hz. Si c’est vrai
mathématiquement, ça l’est aussi physiquement alors que les ondes non-linéaires se comportent comme
une somme d’harmoniques linéaires. Certains compensateurs d’harmoniques corrigent d’ailleurs les
harmoniques selon ce principe, en annulant un harmonique particulier.
e
Ainsi, en général, les ordinateurs ont une forte composante à 180 Hz, c’est-à-dire, le 3 harmonique. Les
e
e
e
ballasts magnétiques ont un faible 3 harmonique, les ballasts électroniques ont de forts 3 et 5
harmoniques. Finalement, les redresseurs statiques à 6 impulsions, qui sont utilisés habituellement dans
les alimentations statiques sans coupure (ASSC) triphasées et dans la plupart des entraînements, ont de
e
e
fortes composantes de 5 et de 7 harmoniques.
Les harmoniques de courant entraînent à leur tour des harmoniques de tension causés par l’impédance
des conducteurs (E = Z x I). De plus, les harmoniques du troisième ordre s’additionnent sur le conducteur
neutre plutôt que de s’annuler comme c’est le cas à 60 Hz. On peut donc se retrouver avec des
conducteurs neutres qui portent un courant plus élevé que celui de chaque conducteur de ligne. Deux
problèmes en découlent donc : le neutre surchauffera s’il n’est pas d’une grosseur adéquate et les
harmoniques de tension seront importants étant donné la surintensité de courant sur le conducteur neutre.
Pour corriger ce problème, le neutre doit être d’un calibre suffisant afin de supporter le courant présent
et le transformateur devra être le plus près possible de l’appareillage alimenté.
Les appareils de mesure à valeur efficace (RMS) tiennent compte des harmoniques et donnent la
valeur exacte du courant résultant tandis que les appareils de mesure à valeur moyenne ne donnent
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Mise à jour – Norme E.21-10 « Service d’électricité en basse tension » (Livre bleu), 10e édition, juin 2014
2
e
que la lecture de l’onde fondamentale. En général, la valeur de 3 harmonique sur un ordinateur équivaut
à 80 % de la valeur fondamentale. Ainsi, avec un courant de 100 A à 60 Hz, les lectures obtenues avec
les différents appareils de mesure seraient approximativement les suivantes :
Lecture du courant sur appareil à valeur moyenne :
100 A
Lecture du courant sur un appareil à valeur RMS :
128 A
Les transformateurs triphasés triangle-étoile ont pour particularité de bloquer le passage des harmoniques
e
e
du troisième ordre dans l’enroulement triangle au primaire (mais pas le passage des 5 et 7
harmoniques). L’alimentation primaire est donc partiellement protégée dans une telle situation.
Cependant, le transformateur doit être déclassifié ou de type K approprié sans quoi il surchauffera.
Lorsqu’un transformateur est déclassifié, on doit l’indiquer clairement. La formule suivante peut être
utilisée pour réévaluer la capacité nominale du transformateur ayant une charge équilibrée ligne-neutre
e
avec une forte composante de 3 harmonique et une valeur crête de courant élevée :
Portion utilisable du transformateur
=
valeur RMS du courant x 1,414
valeur crête du courant
=
puissance nominale (kVA) x Portion utilisable
La valeur déclassifiée est donc :
Puissance utilisable (kVA)
Toutefois, la déclassification a ses limites et on devra plutôt privilégier les transformateurs spécialement
conçus pour supporter les courants harmoniques : ils sont désignés comme étant de type K (K4, K9, K13,
etc.), le nombre étant l’ordre de l’harmonique maximal que le transformateur peut supporter. La principale
caractéristique de ces transformateurs est la forme des conducteurs des enroulements. Plus le facteur K
est élevé, plus les conducteurs seront plats. Les pertes par effet joule – ou autres pertes – augmentent à
la puissance 4 du rapport hauteur/largeur des conducteurs. Ainsi, un transformateur sans facteur K chargé
de courant avec de forts harmoniques s’échauffera considérablement au point où, par exemple, on devrait
le déclassifier de 80 % ou 90 %, ce qui n’est pas avantageux économiquement.
Parmi les autres caractéristiques des transformateurs de type K, on compte le point de raccord du neutre
qui peut accepter un calibre deux fois supérieur aux conducteurs de ligne. D’autres caractéristiques
peuvent aussi être ajoutées, notamment, un écran électrostatique entre les enroulements primaire et
e
e
secondaire pour atténuer le bruit ou des enroulements zigzag pour atténuer les 5 et 7 harmoniques.
(Voir le Guide technique 2007, art.13.3.2, art.13.3.3, art.13.3.5.1, art.13.4.5)
PUISSANCE NOMINALE DES TRANSFORMATEURS
La capacité nominale des transformateurs s’exprime en kVA, kilovolts-ampères, donc en fonction de la
puissance apparente (S), tenant compte de la puissance réactive et de la puissance résistive, donc du
courant total (I) qui le traverse.
Pour une charge monophasée
S=ExI
Pour une charge triphasée équilibrée
S = 1,732 x EL x IL
où EL est la tension ligne-ligne
ou, exprimée autrement
S = 3 x EPH X I
où EPH est la tension ligne-neutre
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3
COURANT NOMINAL DES TRANSFORMATEURS MONOPHASÉS
Voir le tableau 4-1 du Guide Technique 2007
𝐼=
𝑆 × 1000
𝐸𝐿
Où S = Puissance apparente en kVA et EL = Tension ligne-ligne en V
Exemple : Quel est le courant nominal du transformateur suivant ?
S = 25 kVA et E = 600/240 V
Au primaire :
EL = 600 V, donc
𝐼=
25 × 1 000
= 41,67 𝐴
600
𝐼=
25 × 1 000
= 104,17 𝐴
240
Au secondaire : EL = 240 V, donc
COURANT NOMINAL DES TRANSFORMATEURS TRIPHASÉS
Voir le tableau 4-2 du Guide Technique 2007
𝐼=
𝑆 × 1 000
1,732 × 𝐸𝐿
𝐼=
𝑆 × 1 000
3 × 𝐸𝑃𝐻
Où S = Puissance apparente en kVA et EL = Tension ligne-ligne en V
ou, exprimée autrement
Où S = Puissance apparente en kVA et EPH = tension ligne-neutre en V
Exemple : Quel est le courant nominal du transformateur suivant ?
S = 30 kVA et E = 347-600/120-208 V
Au primaire :
EPH = 347 V, donc
Au secondaire : EPH = 120 V, donc
𝐼=
30 × 1 000
= 28,82 𝐴
3 × 347
𝐼=
30 × 1 000
= 83,33 𝐴
3 × 120
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4
INSTALLATION DES TRANSFORMATEURS
Avant de procéder à l’installation de transformateurs, il est fortement recommandé de lire le Manuel
d’instructions pour l’installation, l’opération et l’entretien des transformateurs du manufacturier.
Le choix de la protection d’un transformateur est régi par le Code. Les exigences du Code sont expliquées
sommairement ci-après. Attention, lors de la sélection de la protection, d’autres aspects sont à prendre en
considération, soit le courant d’appel du transformateur et la capacité de surcharge du transformateur.
1. Courant d’appel
Comme celle d’un moteur, la mise sous tension d’un transformateur demande un courant d’appel
important. Si la protection choisie est trop faible ou si les caractéristiques du dispositif sont incompatibles
avec les caractéristiques du courant d’appel, des déclenchements intempestifs pourraient survenir. La
valeur habituellement reconnue du courant d’appel est de 8 à 12 fois le courant nominal, pendant 10 ms.
(Voir note à l’Appendice B article 26-256 du Code).
2. Capacité de charge du transformateur
L’article 26-256, Protection contre les surintensités des circuits de transformateurs du type sec à au plus
750 V, du Code stipule que la protection du conducteur non mis à la terre alimentant le transformateur doit
être au maximum 125 % du courant primaire nominal du transformateur. Toutefois, tous les
transformateurs ne sont pas conçus pour supporter une telle surcharge. L’article 2-024 mentionne que
l’appareillage électrique utilisé dans une installation électrique doit être approuvé pour l’usage auquel il est
destiné, cela inclut toutes les caractéristiques de l’équipement, dont la capacité de surcharge.
L’article 26-260, Charge continue du transformateur, du Code stipule qu’en ce qui a trait à la protection
contre les surintensités des transformateurs et à la grosseur des conducteurs, choisies conformément aux
articles 26-252 à 26-258, la charge continue déterminée à partir de la charge calculée raccordée au
secondaire du transformateur ne doit pas être supérieure aux valeurs spécifiées à l’article 8-104 4) ou 5).
Note importante : Cet article vise à assurer la coordination entre les charges raccordées au secondaire d’un
transformateur et les caractéristiques nominales du circuit du transformateur, incluant les caractéristiques
nominales du dispositif de protection contre les surintensités du transformateur et le courant admissible des
conducteurs du transformateur. La charge continue ne doit donc pas dépasser 80 % ou 100 %, selon le cas, de
l’élément le plus faible du circuit, le dispositif de protection, le conducteur ou le transformateur. (CSA C22.1HB-09,
Guide explicatif du Code canadien de l’électricité – Mars 2011.)
Deux caractéristiques d’un transformateur permettent d’en déterminer la capacité de surcharge. Ce sont la
classe d’isolation (ou la classe de température maximale de l’isolation) et l’élévation de température
(échauffement permis de la classe). Un transformateur dont l’élévation de température correspond à
l’élévation permise de la classe d’isolation de celui-ci a une capacité de 100 %, c’est-à-dire, qu’il n’a pas
de capacité de surcharge.
Ainsi, un transformateur de classe d’isolation 130 °C dont l’élévation de température prévue est de 75 °C
(échauffement permis de la classe 130 °C) n’a aucune capacité de surcharge. Par contre, un
transformateur de classe d’isolation 220 °C (échauffement permis de 150 °C pour cette classe) dont
l’échauffement selon son utilisation est de seulement 80 °C, aura alors une capacité de surcharge de
30 %. Puisqu’il existe alors plusieurs possibilités, il faut s’adresser au manufacturier pour un choix
judicieux.
Ainsi, lorsqu’on détermine le calibre de la protection, il faut porter une attention particulière aux
caractéristiques de la charge et du transformateur en demandant au manufacturier de valider les choix
qui sont faits.
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Selon le fabricant, certaines précautions doivent être prises lorsqu’on applique une charge à un
transformateur. Le courant qui circule dans les enroulements ne doit pas être supérieur à la valeur du
courant nominal acceptable pour chacune des phases, sinon les températures d’opération seront
supérieures aux températures prévues. La pratique de maintenir une charge à 80 % du courant nominal
du transformateur assure une opération sans surchauffe.
Note importante : La durée de vie d’un appareillage électrique est limitée par la température à laquelle est
soumis son isolant. Plus, la température d’opération est élevée, plus la durée de vie de l’appareillage sera
raccourcie. Des tests effectués sur des isolants ont démontré que la durée de vie d’un appareillage électrique
diminue environ de moitié chaque fois que la température augmente de 10 °C au-dessus de sa température
nominale.
3. Calibre des conducteurs et des dispositifs de protection
Note générale
Même si les éléments ci-dessous sont optionnels, ils sont recommandés (Voir figures 1 et 2) :



Coussinets anti-vibration
Base de propreté en béton
Conduits flexibles pour les raccords
Protection : maximum 125 % du courant nominal
primaire du transformateur. Article 26-256 1)
Calibre du panneau : au minimum, la capacité de
la protection au primaire multipliée par le rapport
de transformation. Article 14-606 2)
Conducteurs : minimum 125 % du courant
nominal du transformateur. Article 26-258
FIGURE 1 : Calibre des conducteurs, des protections et des panneaux de distribution
Notes

La protection primaire du transformateur peut être omise si la protection maximale du secondaire ne
dépasse pas 125 % du courant nominal du secondaire et si la protection de l’artère alimentant le
transformateur est d’au plus 300 % du courant nominal du primaire. (Art. 26-256 2).

Si 125 % du courant nominal du primaire ne correspond pas au courant nominal standard de
protection, le courant nominal standard suivant est permis (Voir 26-256 3). Attention : dans ce cas, il
y a risque de surcharger le transformateur.

Le raccordement sur le dessus du transformateur est interdit, sauf si le transformateur porte un
marquage qui le permet. (Art. 26-240 3)).
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6

Il est permis que les courants admissibles des conducteurs et le calibre de la protection soient
déterminés selon la charge raccordée, même si le transformateur est de calibre supérieur.
(Art. 26-258 3)).
Note importante : Attention, dans ce dernier cas, il faut garder à l’esprit que dans une telle installation, le
transformateur est en sous utilisation. Il pourrait arriver que quelqu’un raccorde d’autres charges au secondaire
en se basant sur la capacité du transformateur seulement, sans prêter attention au calibre des conducteurs et à
la protection du primaire, résultant ainsi en une installation non-conforme. De façon générale, cette pratique
n’est donc pas recommandée.

La charge continue déterminée à partir de la charge calculée raccordée au secondaire du
transformateur ne doit pas être supérieure aux valeurs spécifiées à l’article 8-104 4) ou 5).
(Art. 26-260)
4. Exigences de la disposition des transformateurs dans une pièce
Min.
6 mm
Distances minimales des murs
incombustibles et entre les
transformateurs. Article 26-248 1) et 3)
Min.
150 mm
Min.
150 mm
Min.
150 mm
FIGURE 2 : Dispositions des transformateurs par rapport à un mur ou à un plancher incombustible
Notes



Si la surface située directement en-dessous de l’appareillage est combustible, on doit installer une
plaque d’acier d’au moins 1,6 mm d’épaisseur qui dépassera la base du transformateur sur tout son
pourtour d’au moins 150 mm si l’appareillage porte un marquage exigeant une telle protection ou si le
fond de l’appareillage est ouvert. (Art. 26-004)
Si le mur est combustible, le dégagement requis avec le mur passe à 300 mm minimum. (Art. 26-248 2))
De plus, si la surface adjacente est le mur auquel le transformateur est fixé, l’espace d’air peut être
réduit à 6 mm entre le boîtier du transformateur et le mur, si ce dernier est constitué de :
a. matériaux incombustibles ;
b. matériaux combustibles suffisamment protégés par un isolant thermique incombustible autre que
le métal en feuille ; ou
c. matériaux combustibles protégés par du métal en feuille mis à la terre, le métal en feuille étant
séparé de la surface combustible par un espace d’air d’au moins 50 mm. (Art. 26-248 3)).
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7

En plus des dégagements ci-dessus mentionnés, le Manuel d’instructions pour l’installation de
transformateurs du manufacturier comprend, entre autres, des recommandations relatives au choix de
l’emplacement du transformateur quant aux problèmes de niveau de bruit et de ventilation.
5. Mise à la terre
Les transformateurs doivent être mis à la terre et le calibre des
conducteurs de MALT est fonction du courant admissible du plus gros
conducteur non mis à la terre. Articles 10-206, 10-812 et tableau 17
3 AWG min.
3 AWG min.
6 AWG min.
Joints : Soudures
aluminothermiques ou
connecteurs à compression
en CUIVRE. Art. 10-806 1)
3 AWG min.
Conducteur de MALT : en
cuivre isolé ou nu. Dans un
conduit si plus petit que 6 AWG
Articles 10-802 et 10-806 3)
25 kVA
600/120-240V
37,5 kVA
600/120-240V
37,5 kVA
600/120-240V
Les boîtiers des dispositifs de
protection doivent servir
uniquement aux conducteurs
qu’ils desservent.
Article 12-3032 1)
Fusibles
50 A
Fusibles
300 A
2 x 3/0 Al
= 330 A
3 AWG min.
Fusibles
70 A
Fusibles
70 A
Détail type de raccordement de la MALT
Le plus gros conducteur de MALT doit être
raccordé à la prise de terre. Article 10-908
FIGURE 3 : Mise à la terre

Pour déterminer la grosseur du conducteur de MALT du transformateur de 37,5 kVA, à 600/120240 V, on calcule la grosseur du conducteur non mis à la terre du secondaire :
𝐼 =
𝑆 × 1 000
37,5 × 1 000
=
= 156,3 𝐴
𝐸
240
Le conducteur doit être au minimum de 156,3 A x 125 % = 195,4 A, on doit donc choisir un
conducteur 3/0 AWG en cuivre dont le courant admissible est de 210 A.
La prise de terre étant constituée d’un tuyau d’eau métallique ininterrompu, on doit alors se référer au
tableau 17 pour déterminer la grosseur du conducteur de MALT. Le courant admissible du plus gros
conducteur non mis à la terre étant de 210 A, le conducteur de MALT doit donc être du 3 AWG en
cuivre.
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8

Pour le transformateur de 25 kVA, à 600/120-240 V, le conducteur non mis à la terre du secondaire
doit être au minimum de 104,2 x 125 % = 130,3 A ; on doit donc choisir un conducteur 1 AWG en
cuivre (140 A). Selon le tableau 17, le conducteur de MALT doit être de grosseur 6 AWG en cuivre.
ENTRETIEN ET TESTS
Les transformateurs du type sec doivent être entreposés dans des locaux exempts d’humidité, propres et
chauffés. En cas de doute, il faut prendre des moyens pour sécher les enroulements avant de mettre le
transformateur sous tension. Des tests d’isolation sur les enroulements du primaire et du secondaire
peuvent être faits avec un mégohmmètre.
Des vérifications périodiques doivent être faites sur les transformateurs et la fréquence de ces
vérifications ira respectivement en augmentant selon qu’il s’agisse de transformateurs scellés, non
ventilés ou ventilés. Pour la plupart des transformateurs du type sec, les vérifications ne peuvent qu’être
visuelles ou sonores. Une liste doit être préparée pour enregistrer les observations. Selon l’importance
des équipements alimentés, les inspections peuvent être journalières, hebdomadaires ou mensuelles.
Dans le cadre d’une inspection préventive, l’emploi d’une caméra infrarouge peut s’avérer très utile. Ces
caméras, qui permettent de déterminer la température de tous les composants apparaissant à leur écran,
ont connu de fortes baisses de prix au cours des dernières années et leur usage s’est par conséquent
généralisé. Une caméra infrarouge permet l’enregistrement de plusieurs images qui, par la suite, pourront
être analysées sur ordinateur. Il est alors possible d’ajuster l’image comme si on était directement sur
place et la mesure de la température est obtenue pour n’importe quel point de l’image. Cette technique
d’entretien prédictif est particulièrement efficace, car elle permet de détecter immédiatement la présence
de points chauds ou de zones chaudes, qui sont des signes précurseurs d’une défaillance.
Les appareils de mesure utilisés pour l’inspection devraient être à valeur RMS afin qu’on puisse évaluer
l’importance des courants harmoniques et, s’il y a lieu, prendre les mesures nécessaires pour empêcher la
surchauffe du transformateur et du conducteur neutre. Il pourrait alors s’agir de dévaluer la capacité
nominale du transformateur et de grossir le conducteur neutre.
Les accumulations de poussières sur la portion visible du boîtier doivent être relevées. On ne doit pas
enlever les couvercles sans avoir préalablement coupé l’alimentation du transformateur. Un aspirateur
servira à enlever la poussière dans les endroits accessibles, puis un linge ou une brosse douce peut
permettre de compléter le nettoyage. On ne doit pas utiliser de détergents ou solvants pour ne pas
endommager le vernis ou l’isolant. Pour les endroits inaccessibles, en utilisant des équipements de
protection individuels tels des lunettes ou visières, on se sert de l’air ou de l’azote dont le point de rosée
est -46 °C ou moins et avec une pression inférieure à 172 kPa (25 psi).
Lorsque l’alimentation du transformateur est coupée et que les couvercles ont été enlevés, il faut faire
attention à tous les signes de décoloration ou autres, pouvant indiquer qu’il y a eu arc électrique ou
surchauffe. Tous les accessoires tels que les ventilateurs doivent être inspectés. À la fin d’une période
où l’alimentation du transformateur a été coupée, si cette période a été assez longue ou si les conditions
ont été humides, il est très important d’assécher complètement le transformateur puisque c’est souvent à
la suite d’un arrêt qu’on voit apparaître des problèmes.
S’il y a eu des changements au niveau sonore, ils sont possiblement causés par un desserrement des
attaches, par un défaut sur les isolateurs de vibration internes, par une surexcitation ou un
endommagement sur les enroulements du primaire. La différence entre la température de l’air entrant
dans le local des transformateurs, habituellement prise près du plancher, et celle du local lui-même ne
devrait jamais dépasser 5 °C. De plus, la différence de température entre l’air entrant et celui qui est
évacué du local des transformateurs ne devrait pas dépasser 15 °C.
BTI-001 / TRANSFORMATEURS DU TYPE SEC POUR LA DISTRIBUTION (750 V ou moins) – Septembre 2014
Mise à jour – Norme E.21-10 « Service d’électricité en basse tension » (Livre bleu), 10e édition, juin 2014
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Principaux articles du Code de Construction du Québec, Chapitre V – Électricité 2010
s’appliquant aux transformateurs
Généralités
Conducteurs
2-024
Approbation d’appareillage électrique utilisé dans une installation
électrique ou destiné à être alimenté à partir d’une installation
électrique
26-264
Marquage des transformateurs
26-258
Grosseur des conducteurs pour transformateurs
26-250
Protection et
sectionnement
26-256
26-260
Charge continue du transformateur (Voir l’appendice B)
14-606
Protection des panneaux contre les surintensités
10-204
10-206
10-802
Mise à la terre
Dispositif de sectionnement pour les transformateurs (Voir
l’appendice I)
Protection contre les surintensités des circuits de transformateurs
du type sec à au plus 750 V (Voir l’appendice B)
10-806
10-812
Connexions de mise à la terre des réseaux à courant alternatif
(Voir l’appendice B)
Connexions de mise à la terre des réseaux indépendants dans une
installation (Voir l’appendice B)
Matériau pour conducteurs de mise à la terre d’un réseau
Installation des conducteurs de mise à la terre d’un réseau
(Voir l’appendice B)
Grosseur du conducteur de mise à la terre dans le cas de réseaux
à courant alternatif et de l’appareillage de branchement
(Voir l’appendice B)
10-908
Connexion du conducteur de mise à la terre aux prises de terre
2-106
Tension à la terre du circuit – Logements
2-118
Installation de l’appareillage électrique (Voir l’appendice G)
2-200
Généralités
2-308
Espace utile autour de l’appareillage électrique
2-310
Entrée et sortie de l’espace utile (Voir les appendices B, G, I)
26-010
Installations à l’extérieur
26-248
Transformateurs du type sec, à refroidissement naturel
26-004
Entrée des
conduits
Appareillage placé au-dessus de surfaces combustibles
(Voir l’appendice B)
26-240
Transformateurs, généralités
Boîtiers
12-3032
Espace de câblage dans les boîtiers
Emplacement
et espacement
BTI-001 / TRANSFORMATEURS DU TYPE SEC POUR LA DISTRIBUTION (750 V ou moins) – Septembre 2014
Mise à jour – Norme E.21-10 « Service d’électricité en basse tension » (Livre bleu), 10e édition, juin 2014
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