Rapport, polarité et magnétisme
La vérification du rapport et de l’angle de phase confirme qu’un transformateur de mesure met sa grandeur primaire à l’échelle selon le rapport indiqué et la restitue avec une erreur d’angle acceptable. Elle protège la précision du mesurage de facturation et le bon fonctionnement des relais alimentés par des transformateurs de mesure dans les appareillages et les limiteurs de réseau.
La vérification du rapport et de l’angle de phase est la mesure sur place de la fidélité avec laquelle un transformateur de courant ou de tension reproduit au secondaire sa grandeur primaire. Le rapport est le facteur d’échelle entre le primaire et le secondaire, et la plaque signalétique indique un rapport marqué, avec plusieurs prises sur les unités à rapport multiple. En pratique, le rapport vrai s’écarte légèrement du rapport marqué, et la grandeur secondaire est aussi décalée dans le temps par rapport au primaire d’un petit angle. L’erreur de rapport et l’erreur d’angle de phase définissent ensemble la classe de précision de l’unité. L’essai s’applique aux transformateurs de courant et de tension des appareillages, aux transformateurs de courant de type traversée d’autres équipements et aux transformateurs de mesure qui alimentent les relais des limiteurs de réseau. Il est effectué avec le transformateur débranché de la charge secondaire, ou en tenant compte de la charge, de sorte que l’erreur mesurée décrive le transformateur dans des conditions reconnues par les normes. Dans bien des réceptions, le rapport est vérifié au niveau du terrain, et l’angle est confirmé lorsque la précision du mesurage ou la performance de la protection en dépend.
Les erreurs de rapport ou d’angle se traduisent directement en erreurs sur ce que voient les compteurs et les relais. Un transformateur de mesurage dont le rapport s’écarte d’une petite fraction cause des erreurs de facturation constantes pendant des années. Une erreur d’angle fausse le mesurage de la puissance et de l’énergie, surtout à faible facteur de puissance, et perturbe les relais directionnels et de distance qui dépendent du déphasage entre la tension et le courant. Un transformateur installé avec un rapport différent de celui prévu à la conception, ou une unité à rapport multiple laissée sur la mauvaise prise, rendra erronés les réglages des relais dans tout le schéma. La vérification décèle aussi des spires en court-circuit dans un enroulement, de mauvaises connexions internes et des dommages de transport. Trouver l’un de ces problèmes à la mise en service, avant de se fier au circuit, évite des fonctionnements incorrects de la protection et le coût d’une correction des données de facturation après coup.
Un transformateur idéal livrerait une grandeur secondaire exactement proportionnelle à la grandeur primaire et exactement en phase avec elle. Un transformateur de mesure réel a besoin d’un faible courant d’excitation pour magnétiser son noyau, et ce courant fait différer légèrement le courant secondaire en grandeur et l’avance ou le retarde par rapport au primaire. La différence de grandeur est l’erreur de rapport, généralement exprimée en fraction de la valeur vraie, et le décalage dans le temps est l’erreur d’angle de phase. Les transformateurs de tension présentent aussi une erreur due à la chute de tension dans l’impédance de leurs enroulements lorsque la charge débite. Les deux erreurs dépendent de la charge, du niveau de la grandeur primaire et de l’état du noyau. Comme les erreurs sont faibles, une mesure ordinaire ne les montre pas et il faut les déterminer par une méthode de comparaison. Une approche compare le transformateur à une référence de précision supérieure connue, une autre injecte une grandeur primaire connue et mesure le secondaire avec un instrument précis, et une autre mesure le rapport entre les tensions appliquée et induite. Toutes ramènent la question à la même comparaison entre ce qui entre et ce qui sort.
Le circuit est mis hors tension, isolé et mis à la terre selon les procédures de sécurité du propriétaire, et le transformateur est débranché des relais et des compteurs, sauf si la procédure prévoit de laisser la charge en place. Pour les transformateurs de courant, un courant connu est injecté au primaire, soit en passant un conducteur dans la fenêtre, soit en se raccordant sur une barre ou sur le conducteur de la traversée, et le courant secondaire est mesuré avec un instrument précis, ou encore un analyseur conçu à cette fin mesure directement le rapport et l’angle. Lorsqu’une source à fort courant n’est pas pratique, le rapport peut être vérifié en appliquant une tension au secondaire et en mesurant la tension induite au primaire, méthode acceptable pour confirmer sur place le rapport marqué. Pour les transformateurs de tension, une tension connue et sûre est appliquée au primaire, ou le transformateur est alimenté par une source d’essai, et la tension secondaire est mesurée. Chaque phase et chaque prise en usage sont mesurées. Le circuit secondaire d’un transformateur de courant n’est jamais ouvert pendant qu’un courant primaire circule. L’étalonnage de l’instrument, la disposition des fils et la charge raccordée pendant l’essai sont notés, car tous influent sur le résultat.
Le relevé indique le transformateur et la phase mis à l’essai, la prise ou le rapport en service, la méthode employée et la grandeur appliquée. Il contient le rapport calculé, l’erreur de rapport de chaque phase et de chaque prise et l’angle de phase lorsqu’il a été mesuré, de même que la charge raccordée pendant la mesure. L’instrument et son état d’étalonnage, la date et les conditions ambiantes sont consignés, ainsi que l’état constaté de l’unité, par exemple si elle était neuve, réparée ou retirée du service. Conserver la méthode avec le résultat est important, car un rapport obtenu par une méthode de tension au secondaire n’est pas strictement la même grandeur que celui obtenu en faisant passer du courant dans le primaire.
Les résultats sont comparés au rapport marqué sur la plaque signalétique et à la classe de précision attribuée à l’unité. L’erreur de rapport et l’erreur d’angle mesurées doivent être cohérentes avec cette classe pour la charge appliquée, et les trois phases d’une même installation doivent concorder de près entre elles, car une phase qui s’écarte de ses voisines révèle un défaut. La comparaison avec les résultats antérieurs de la même unité révèle une dérive. Pour le mesurage de facturation, l’évaluation est plus stricte et peut faire appel à des facteurs de correction fondés sur les erreurs mesurées. Les classes, la façon de définir les erreurs et les conditions de validité se trouvent dans IEEE C57.13-2016 et IEEE C57.13.1-2017 et, pour les unités de haute précision, IEEE C57.13.6-2005. ANSI/NETA ATS-2025 et ANSI/NETA MTS-2023 prévoient la vérification du rapport sur les transformateurs de mesure et les limiteurs de réseau; reportez-vous à vos exemplaires sous licence pour les valeurs et les critères applicables.
À la réception, le rapport est vérifié sur chaque transformateur de courant et de tension, et l’angle s’y ajoute lorsque la classe ou l’application l’exige, comme pour le mesurage de facturation et la protection directionnelle. À l’entretien, l’essai est repris après des réparations, après un défaut traversant ou lorsque le comportement d’un compteur ou d’un relais est suspect. Les transformateurs de courant sont mesurés par injection de courant ou par la méthode de tension, et les unités de type traversée à l’intérieur d’autres équipements sont mesurées à partir des bornes accessibles. Les unités à rapport multiple sont vérifiées sur chaque prise qui servira. Les transformateurs de tension, y compris ceux qu’alimentent des diviseurs capacitifs, dépendent davantage de la charge, de sorte que la charge raccordée pendant l’essai doit ressembler à la charge réelle. Les transformateurs des limiteurs de réseau sont de petites unités, souvent enfermées, qui alimentent les entrées des relais, et leur vérification suit la même logique avec les limites et les définitions de classe que donnent les normes citées. Les unités de haute précision et de classe mesurage sont jugées selon des classes plus serrées que celles de classe protection.
Les catégories d’équipement et les articles de norme qui exigent cet essai, et les formulaires de UltraDb qui le comportent.
L’erreur de rapport est l’écart entre la grandeur secondaire et le rapport marqué multiplié par la valeur primaire. L’erreur d’angle de phase est le décalage dans le temps du secondaire par rapport au primaire. Les deux proviennent du courant d’excitation du noyau et de la charge, et elles définissent ensemble la classe de précision.
La puissance et l’énergie dépendent de l’angle entre la tension et le courant. Une petite erreur d’angle dans l’un ou l’autre des transformateurs produit une erreur de mesure qui croît quand le facteur de puissance baisse, et elle peut perturber les relais directionnels et de distance qui comparent la phase de la tension et du courant.
Oui. Une tension appliquée au secondaire induit une tension au primaire, et leur quotient donne le rapport de spires, accepté pour confirmer sur place le rapport marqué. Il ne reproduit pas toutes les conditions de fonctionnement; on préfère donc une injection au primaire lorsqu’une précision rigoureuse est nécessaire.
Les erreurs dépendent de la charge raccordée au secondaire. Un résultat n’a de sens qu’avec la charge présente pendant l’essai, afin qu’une comparaison ultérieure, ou la comparaison avec la classe de précision, se fasse sur la même base.
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