{"schema_version":"1.0","package_type":"agent_readable_article","generated_at":"2026-05-31T18:59:59+00:00","article":{"id":8264,"slug":"common-mistakes-when-upgrading-protection-schemes","title":"Erreurs courantes lors de la mise à niveau des systèmes de protection","url":"https://voltgrids.com/fr/blog/common-mistakes-when-upgrading-protection-schemes/","language":"fr-FR","published_at":"2026-04-09T05:29:23+00:00","modified_at":"2026-05-10T02:34:53+00:00","author":{"id":1,"name":"Bepto"},"summary":"La mise à niveau des schémas de protection de moyenne tension exige plus qu\u0027un simple remplacement de relais. Ce guide explore les erreurs de mesure critiques des transformateurs de courant (TC), en se concentrant sur la réévaluation du facteur de limitation de la précision (ALF) et la compatibilité de la charge. Apprenez à prévenir les...","word_count":6020,"taxonomies":{"categories":[{"id":159,"name":"Transformateur de courant (TC)","slug":"current-transformerct","url":"https://voltgrids.com/fr/blog/category/instrument-transformer/current-transformerct/"},{"id":146,"name":"Transformateur d\u0027instrument","slug":"instrument-transformer","url":"https://voltgrids.com/fr/blog/category/instrument-transformer/"}],"tags":[{"id":190,"name":"Moyenne tension","slug":"medium-voltage","url":"https://voltgrids.com/fr/blog/tag/medium-voltage/"},{"id":195,"name":"Sécurité","slug":"safety","url":"https://voltgrids.com/fr/blog/tag/safety/"},{"id":192,"name":"Sous-station","slug":"substation","url":"https://voltgrids.com/fr/blog/tag/substation/"},{"id":197,"name":"Mise à niveau","slug":"upgrade","url":"https://voltgrids.com/fr/blog/tag/upgrade/"}]},"media_links":[{"type":"video","provider":"YouTube","url":"https://youtu.be/2A0xnMRClZ0","embed_url":"https://www.youtube.com/embed/2A0xnMRClZ0","video_id":"2A0xnMRClZ0"},{"type":"audio","provider":"SoundCloud","url":"https://soundcloud.com/bepto-247719800/common-mistakes-when-upgrading/s-CcCD7IoRKjI?si=4273e6ca9d2444e4b569639789e69ca2\u0026utm_source=clipboard\u0026utm_medium=text\u0026utm_campaign=social_sharing","embed_url":"https://w.soundcloud.com/player/?url=https://soundcloud.com/bepto-247719800/common-mistakes-when-upgrading/s-CcCD7IoRKjI?si=4273e6ca9d2444e4b569639789e69ca2\u0026utm_source=clipboard\u0026utm_medium=text\u0026utm_campaign=social_sharing\u0026auto_play=false\u0026buying=false\u0026sharing=false\u0026download=false\u0026show_artwork=true\u0026show_playcount=false\u0026show_user=true\u0026single_active=true"}],"sections":[{"heading":"Introduction","level":0,"content":"![LZJ8-10 Transformateur de courant 10kV TC HT intérieur - 5-1000A 0.2S 0.5S 10P Classe 100×In Thermique 250×In Dynamique 12 42 75kV Résine époxy GB1208 IEC60044-1](https://voltgrids.com/wp-content/uploads/2026/01/LZJ8-10-Current-Transformer-10kV-Indoor-HV-CT-5-1000A-0.2S-0.5S-10P-Class-100%C3%97In-Thermal-250%C3%97In-Dynamic-12-42-75kV-Epoxy-Resin-GB1208-IEC60044-1.jpg)\n\n[Transformateur de courant (TC)](https://voltgrids.com/fr/product-category/instrument-transformer/current-transformerct/)"},{"heading":"Introduction","level":2,"content":"Les mises à niveau des systèmes de protection dans les sous-stations de moyenne tension comptent parmi les activités de mise en service les plus exigeantes sur le plan technique dans le domaine de l\u0027ingénierie des réseaux électriques - et parmi celles qui sont le plus souvent exécutées de manière incorrecte. Le relais est remplacé, les réglages sont recalculés, le test de mise en service est réussi et la sous-station est remise en service. Trois mois plus tard, un défaut se produit et la protection ne fonctionne pas correctement. L\u0027enquête révèle que le relais était parfaitement spécifié et correctement réglé, mais que les transformateurs de courant qui l\u0027alimentent n\u0027ont jamais été réévalués pour vérifier leur compatibilité avec le nouveau système de protection, et que les erreurs de mesure à l\u0027origine de la défaillance de la protection étaient présentes dès le premier jour de fonctionnement du système modernisé.\n\n**La réponse directe est la suivante : les erreurs les plus courantes et les plus lourdes de conséquences dans les mises à niveau des systèmes de protection ne sont pas des erreurs de réglage des relais - ce sont des erreurs de mesure des TC qui se produisent parce que les ingénieurs traitent l\u0027installation de TC existante comme une entrée fixe et vérifiée du nouveau système de protection plutôt que comme un composant qui doit être réévalué, testé et confirmé à nouveau en fonction des exigences de mesure du nouveau relais, des caractéristiques de charge et des exigences de performance transitoire, qui sont presque toujours différentes de celles du relais à remplacer.**\n\nDestiné aux ingénieurs chargés de la protection des postes, aux chefs de projet de mise à niveau de la moyenne tension et aux équipes de mise en service responsables des mises à niveau des systèmes de protection, ce guide identifie toutes les erreurs importantes de mesure du TC qui se produisent lors des mises à niveau des systèmes de protection - et fournit la méthodologie d\u0027ingénierie permettant d\u0027éviter chacune d\u0027entre elles."},{"heading":"Table des matières","level":2,"content":"- [Pourquoi les TC existants deviennent-ils incompatibles lorsque les systèmes de protection sont améliorés ?](#why-do-existing-cts-become-incompatible-when-protection-schemes-are-upgraded)\n- [Quelles sont les erreurs de mesure de TC les plus dangereuses lors des mises à niveau des systèmes de protection ?](#what-are-the-most-dangerous-ct-measurement-mistakes-during-protection-scheme-upgrades)\n- [Comment réévaluer correctement les spécifications des TC pour l\u0027amélioration des systèmes de protection en moyenne tension ?](#how-to-correctly-re-evaluate-ct-specifications-for-medium-voltage-protection-scheme-upgrades)\n- [Comment effectuer une vérification sûre des mesures de TC pendant les projets de mise à niveau des systèmes de protection sous tension ?](#how-to-execute-safe-ct-measurement-verification-during-live-protection-scheme-upgrade-projects)\n- [FAQ sur les erreurs de mesure des TC lors de la modernisation des systèmes de protection](#faqs-about-ct-measurement-mistakes-in-protection-scheme-upgrades)"},{"heading":"Pourquoi les TC existants deviennent-ils incompatibles lorsque les systèmes de protection sont améliorés ?","level":2,"content":"![Comparaison d\u0027un ancien schéma de relais électromécanique à forte charge et d\u0027un nouveau schéma de relais numérique à faible charge, illustrant l\u0027inadéquation des caractéristiques du circuit secondaire du TC lors d\u0027une mise à niveau de la protection d\u0027une sous-station.](https://voltgrids.com/wp-content/uploads/2026/04/Visualizing-CT-Secondary-Circuit-Mismatch-in-Protection-Upgrades-1024x687.jpg)\n\nVisualisation de l\u0027inadéquation du circuit secondaire d\u0027un TC dans le cadre d\u0027une mise à niveau de la protection\n\nL\u0027hypothèse selon laquelle les TC existants restent entièrement compatibles avec un nouveau relais de protection est l\u0027erreur fondamentale de la plupart des projets de mise à niveau des systèmes de protection. Cela semble raisonnable - le rapport du TC n\u0027a pas changé, le courant primaire n\u0027a pas changé et le TC a passé avec succès son dernier test de maintenance. Ce qui a changé, c\u0027est le relais - et le relais définit l\u0027environnement de mesure dans lequel le TC doit fonctionner.\n\nChaque relais de protection impose une charge spécifique au circuit secondaire du TC. Chaque relais de protection a des exigences spécifiques en matière de performances transitoires qui déterminent le facteur de limitation de la précision (ALF) du TC nécessaire pour un fonctionnement correct pendant les conditions de défaut. Chaque relais de protection possède un algorithme de mesure spécifique - valeur efficace, fréquence fondamentale, phasage ou détection de crête - qui interagit différemment avec la distorsion de la forme d\u0027onde secondaire du TC. Lorsque le relais change, ces trois paramètres changent simultanément - et le TC existant peut ne satisfaire aucun d\u0027entre eux.\n\nParamètres techniques clés qui changent lorsqu\u0027un relais de protection est remplacé :\n\n- **[Charge secondaire (VA)](https://voltgrids.com/fr/blog/current-transformer-secondary-burden-calculation/):** [Les relais de protection numérique modernes présentent des charges de 0,025-0,1 VA à 1 A secondaire.](https://webstore.iec.ch/publication/5969)[1](#fn-1) - dix à quarante fois inférieure à la charge de 1-5 VA des relais électromécaniques qu\u0027ils remplacent ; cette réduction spectaculaire de la charge modifie le point de fonctionnement du TC sur sa courbe d\u0027excitation et peut entraîner un comportement inattendu du TC dans des conditions de défaut\n- **[Facteur limitant la précision (ALF)](https://voltgrids.com/fr/blog/ct-accuracy-limiting-factor-calculation-guide/) exigence :** La spécification de performance transitoire du nouveau relais définit l\u0027ALF minimum du TC requis pour un fonctionnement correct pendant le courant de défaut maximum ; si l\u0027ALF du TC existant à la charge du nouveau relais est inférieur à ce qui est requis, le TC saturera avant que le relais ne puisse prendre une décision de protection correcte.\n- **ALF efficace à la nouvelle charge :** ALFeffective=ALFrated×(RCT+Rburden,rated)/(RCT+Rburden,actual)ALF_{effective} = ALF_{rated} \\time (R_{CT} + R_{burden,rated}) / (R_{CT} + R_{burden,actual}); la réduction de la charge du relais de 5 VA à 0,1 VA augmente considérablement l\u0027ALF effectif - ce qui semble bénéfique mais peut amener le TC à fonctionner dans une région inattendue de sa caractéristique d\u0027excitation.\n- **Compatibilité des algorithmes de mesure :** Les relais électromécaniques réagissent à la valeur efficace de la forme d\u0027onde du courant secondaire, y compris toutes les harmoniques et le décalage de courant continu ; [les relais numériques extraient le phasateur de la fréquence fondamentale à l\u0027aide du filtrage de Fourier](https://ieeexplore.ieee.org/document/6662447)[2](#fn-2) - la forme d\u0027onde secondaire du TC en cas de défaut doit être compatible avec l\u0027algorithme de filtrage spécifique du relais\n- **Normes applicables :** IEC 61869-2, IEC 60255-151, exigences en matière de protection différentielle des transformateurs (IEC 60255-187-1)\n\nLe calcul de l\u0027ALF effectif révèle une conséquence critique et contre-intuitive du remplacement des relais électromécaniques à forte charge par des relais numériques à faible charge :\n\nALFeffective=ALFrated×RCT+Rburden,ratedRCT+Rburden,actualALF_{effective} = ALF_{rated} \\times \\frac{R_{CT} + R_{terrain, nominal}}{R_{CT} + R_{débit, réel}}\n\nPour un TC de 5P20 avec Rct = 2 Ω et charge nominale = 15 VA (15 Ω à 1 A) :\n\n- Avec relais électromécanique d\u0027origine à 5 VA (5 Ω) : ALFeffective=20×(2+15)/(2+5)=48.6ALF_{effective} = 20 fois (2+15)/(2+5) = 48,6\n- Avec un nouveau relais numérique à 0,1 VA (0,1 Ω) : ALFeffective=20×(2+15)/(2+0.1)=161.9ALF_{effective} = 20 fois (2+15)/(2+0.1) = 161.9\n\nLe TC qui fonctionnait à ALF 48,6 avec l\u0027ancien relais fonctionne maintenant à ALF 161,9 avec le nouveau relais - bien au-dessus du point d\u0027inflexion de sa courbe d\u0027excitation pendant les conditions de défaut, dans une région où le comportement transitoire du TC est imprévisible et où la forme d\u0027onde secondaire peut contenir une distorsion importante que le filtre de Fourier du relais numérique ne peut pas traiter correctement."},{"heading":"Quelles sont les erreurs de mesure de TC les plus dangereuses lors des mises à niveau des systèmes de protection ?","level":2,"content":"![Essai crucial de vérification sur site de la charge secondaire et des caractéristiques d\u0027excitation d\u0027un TC existant au cours d\u0027une mise à niveau du système de protection d\u0027une sous-station moyenne tension, concernant un type d\u0027erreur critique.](https://voltgrids.com/wp-content/uploads/2026/04/On-Site-Test-of-Existing-CT-for-Effective-ALF-Verification-1024x687.jpg)\n\nTest sur site des TC existants pour une vérification efficace de l\u0027ALF\n\nLes erreurs de mesure des TC de mise à niveau des systèmes de protection se répartissent en deux catégories : les erreurs de spécification commises pendant la phase de conception, qui créent une incompatibilité avant le début de l\u0027installation, et les erreurs de mise en service commises pendant l\u0027exécution de la mise à niveau, qui introduisent des erreurs dans un système par ailleurs correctement spécifié."},{"heading":"Erreur de spécification 1 : Accepter les TC existants sans réévaluer l\u0027ALF à la nouvelle charge","level":3,"content":"L\u0027erreur de spécification la plus courante et la plus dangereuse. L\u0027ingénieur de protection spécifie le nouveau relais, calcule les réglages du nouveau relais et note que le rapport du TC existant est inchangé - puis accepte le TC existant sans recalculer son ALF effectif à la charge du nouveau relais.\n\nConséquence : le TC fonctionne à un point très différent de sa caractéristique d\u0027excitation avec le nouveau relais qu\u0027avec l\u0027ancien relais. Dans le cas du relais numérique à faible charge décrit ci-dessus, le TC peut fonctionner tellement au-dessus de son point d\u0027inflexion pendant les conditions de défaut que la forme d\u0027onde du courant secondaire est gravement déformée - elle contient d\u0027importantes composantes de décalage CC et un contenu harmonique dont le filtre de Fourier du relais numérique ne peut pas extraire correctement la phase fondamentale. Le relais ne fonctionne pas, fonctionne avec une temporisation incorrecte ou fonctionne sur la forme d\u0027onde déformée plutôt que sur le courant de défaut à fréquence fondamentale."},{"heading":"Erreur de spécification 2 : Inadéquation des noyaux de TC entre les fonctions de protection","level":3,"content":"Les TC moyenne tension contiennent généralement plusieurs noyaux - des noyaux distincts pour les fonctions de protection et de mesure, et parfois des noyaux distincts pour différentes fonctions de protection. Lors d\u0027une mise à niveau du système de protection, il est courant de réaffecter les noyaux des TC - en utilisant un noyau précédemment dédié à la protection contre les surintensités pour la nouvelle fonction de protection différentielle, par exemple.\n\nL\u0027erreur de réaffectation du noyau : [la protection différentielle nécessite des noyaux de TC appariés avec des erreurs de rapport et des déphasages identiques](https://standards.ieee.org/ieee/C37.110/4143/)[3](#fn-3) des deux côtés de l\u0027équipement protégé. L\u0027utilisation d\u0027un noyau précédemment optimisé pour la protection contre les surintensités - avec un ALF plus élevé et une caractéristique d\u0027excitation différente - d\u0027un côté d\u0027un schéma différentiel tout en utilisant un noyau de mesure standard de l\u0027autre côté crée un courant différentiel permanent dans des conditions de charge normales que le relais doit soit retenir, soit interpréter à tort comme un défaut interne."},{"heading":"Erreur de spécification 3 : Ignorer l\u0027historique de la rémanence des TC lors de la mise à jour","level":3,"content":"Un TC qui a été en service pendant plusieurs années dans une sous-station avec un historique de défauts a accumulé un flux rémanent dans son noyau. Le [le flux rémanent déplace le point de fonctionnement du TC sur sa courbe B-H - ce qui augmente le courant de magnétisation, accroît l\u0027erreur de rapport et réduit l\u0027ALF effectif en dessous de la valeur nominale.](https://ieeexplore.ieee.org/document/8782013)[4](#fn-4).\n\nLors de la mise à niveau d\u0027un système de protection, l\u0027état du flux rémanent du TC existant n\u0027est jamais évalué, car la procédure standard de mise en service pour le remplacement d\u0027un relais n\u0027inclut pas la démagnétisation du TC et la vérification de la précision du rapport. Le nouveau relais est mis en service contre un TC qui peut fonctionner à 60-70% de son ALF nominal en raison de la rémanence accumulée - une condition qui entraînera la saturation du TC plus tôt que ne le prévoit l\u0027algorithme de protection du nouveau relais."},{"heading":"Erreur de spécification 4 : Calcul incorrect de la charge secondaire pour un nouveau parcours de câbles","level":3,"content":"Les mises à niveau des systèmes de protection impliquent souvent le déplacement du relais de protection - d\u0027un panneau local adjacent à l\u0027appareillage de connexion à un panneau de protection centralisé dans une salle de contrôle distante, ou d\u0027un relais monté sur panneau à un relais numérique monté sur rack avec des emplacements de bornes différents. Chaque déplacement modifie la longueur du câble secondaire et donc la résistance du circuit secondaire, ce qui modifie la charge secondaire totale et donc l\u0027ALF effectif."},{"heading":"Comparaison : Erreurs de mesure du TC en fonction de la gravité des conséquences","level":3,"content":"| Type d\u0027erreur | Méthode de détection | Conséquence en cas de non détection | Sévérité |\n| L\u0027ALF n\u0027est pas recalculée en fonction de la nouvelle charge | Analyse de la courbe d\u0027excitation | Saturation du TC pendant le défaut - défaillance de la protection | Critique |\n| Réaffectation de base pour différentiel | Test d\u0027équilibre de l\u0027injection primaire | Courant différentiel permanent - mauvais fonctionnement | Critique |\n| Rémanence non évaluée | Test de rapport + démagnétisation | Réduction de l\u0027ALF effective - opération retardée | Haut |\n| La charge n\u0027est pas recalculée pour le nouveau câble | Mesure de la charge secondaire | Réduction de l\u0027ALF - saturation à un courant de défaut plus faible | Haut |\n| Polarité non revérifiée après la mise à jour | Test de polarité de l\u0027injection primaire | Défaillance du relais directionnel - décision de déclenchement incorrecte | Critique |\n| Le rapport CT n\u0027est pas confirmé après le changement de robinet | Mesure des ratios | Erreur de réglage de la surintensité ou de la sous-courant - pick-up incorrect | Haut |\n\n**Cas client - Modernisation d\u0027une sous-station moyenne tension de 33 kV, cimenterie, Afrique du Nord :**\nUn ingénieur de protection d\u0027une cimenterie a contacté Bepto Electric après qu\u0027un défaut de barre omnibus ait causé des dommages catastrophiques à un tableau de distribution de 33 kV - dommages qui auraient dû être limités par le relais de protection de barre omnibus qui avait été installé dans le cadre d\u0027une mise à niveau du schéma de protection six mois plus tôt. L\u0027enquête menée après l\u0027incident a révélé que le relais de protection du jeu de barres n\u0027avait pas fonctionné pendant l\u0027incident. Le projet de modernisation avait remplacé les relais de surintensité électromécaniques d\u0027origine par un relais de protection de barres omnibus numérique moderne, mais n\u0027avait pas recalculé l\u0027ALF effectif des TC existants à la charge de 0,08 VA du nouveau relais. Les TC existants, classés 5P20 avec un Rct de 3 Ω, avaient un ALF effectif de 187 à la charge du nouveau relais - bien au-dessus du point d\u0027inflexion. Pendant le défaut du jeu de barres, la forme d\u0027onde secondaire du TC était gravement déformée avec d\u0027importantes composantes de décalage en courant continu que le filtre de Fourier du relais numérique ne pouvait pas traiter dans sa fenêtre temporelle de fonctionnement. Le relais n\u0027a pas réussi à extraire une phase de fréquence fondamentale valide avant que sa minuterie interne ne réinitialise le cycle de mesure. Le remplacement des TC par des unités spécifiées pour les applications de relais numérique à faible charge - avec un ALF contrôlé de 30 à la charge secondaire réelle - a résolu la défaillance de la protection. L\u0027ingénieur en charge de la protection a déclaré : *“Nous avons modernisé le relais en adoptant la technologie la plus moderne disponible et nous nous sommes retrouvés avec des performances de protection inférieures à celles des relais électromécaniques que nous avons remplacés. C\u0027est le TC qui est à l\u0027origine du problème, et nous ne l\u0027avons jamais examiné parce que le rapport n\u0027avait pas changé”.”*"},{"heading":"Comment réévaluer correctement les spécifications des TC pour l\u0027amélioration des systèmes de protection en moyenne tension ?","level":2,"content":"![Illustration technique structurée en quatre étapes pour réévaluer correctement les transformateurs de courant moyenne tension (TC) en vue d\u0027une mise à niveau du système de protection, y compris la définition des exigences du relais (VA, PX/5P, Ktd), le recalcul de l\u0027ALF effectif à l\u0027aide d\u0027une formule, la vérification du mappage de l\u0027affectation du noyau pour le différentiel/la mesure, et l\u0027évaluation de l\u0027état et de la rémanence du TC à l\u0027aide d\u0027un test de courbe d\u0027excitation (comparaison des données mesurées par rapport aux données d\u0027usine) pour assurer la conformité à la norme IEC 61869-2 et l\u0027approbation de la sécurité. Pas de séparation horizontale. Esthétique d\u0027ingénierie moderne.](https://voltgrids.com/wp-content/uploads/2026/04/Structured-CT-Specification-Re-Evaluation-Process-for-MV-Upgrades-1024x687.jpg)\n\nProcessus de réévaluation des spécifications structurées de TC pour les améliorations MV\n\nUne réévaluation correcte des TC pour les mises à niveau des systèmes de protection nécessite une méthodologie structurée en quatre étapes qui traite le TC existant comme un composant non vérifié jusqu\u0027à ce qu\u0027il soit prouvé qu\u0027il est compatible avec le nouveau système de protection."},{"heading":"Étape 1 : Définir les nouvelles exigences en matière de mesure des relais","level":3,"content":"Avant d\u0027évaluer le TC existant, il faut caractériser complètement les exigences de l\u0027interface TC du nouveau relais :\n\n- **Charge secondaire au courant nominal :** Obtenir la spécification technique du fabricant du relais - non pas la charge nominale du relais, mais l\u0027impédance d\u0027entrée réelle au courant secondaire nominal du TC ; les relais numériques modernes présentent 0,025-0,1 VA à 1 A, et non pas les 1-5 VA indiqués comme charge nominale.\n- **Classe de précision CT requise :** Confirmez si le nouveau relais nécessite des TC de classe P (5P ou 10P) ou de classe PX (définis par la tension au point mort et le courant de magnétisation) - de nombreux relais modernes de protection différentielle et de distance spécifient des exigences de classe PX que les TC de classe P existants peuvent ne pas satisfaire.\n- **Facteur de dimensionnement transitoire (Ktd) :** Pour les relais dont les exigences en matière de performances transitoires sont spécifiées, obtenez le Ktd requis à partir de la spécification du relais - il définit la capacité transitoire minimale du TC requise pour un fonctionnement correct du relais pendant les quelques premiers cycles du courant de défaut.\n- **Algorithme de mesure :** Confirmez si le relais utilise la mesure de la valeur efficace, l\u0027extraction du phasage de la fréquence fondamentale ou la détection des crêtes - chaque algorithme a une sensibilité différente à la distorsion de la forme d\u0027onde secondaire du TC dans des conditions de défaut."},{"heading":"Étape 2 : Recalculer l\u0027ALF effectif en fonction de la nouvelle charge secondaire","level":3,"content":"Appliquer la formule ALF effective pour chaque TC existant dans le schéma de protection mis à niveau :\n\nALFeffective=ALFrated×RCT+Rburden,ratedRCT+Rburden,actualALF_{effective} = ALF_{rated} \\times \\frac{R_{CT} + R_{terrain, nominal}}{R_{CT} + R_{débit, réel}}\n\nOù ?\n\n- Rburden,actualR_{burden,actual} = impédance d\u0027entrée du relais + résistance du câble secondaire (les deux conducteurs) + toute autre impédance en série dans le circuit secondaire\n- Comparer l\u0027ALF_effective à l\u0027ALF requise du nouveau relais - si l\u0027ALF_effective dépasse la valeur requise de plus de 3×, le TC peut fonctionner dans une région imprévisible pendant les conditions de défaut ; si l\u0027ALF_effective est inférieure à la valeur requise, le TC saturera avant que le relais ne puisse prendre une décision de protection correcte."},{"heading":"Étape 3 : Vérifier l\u0027affectation du noyau du TC pour chaque fonction de protection","level":3,"content":"- **Associer les noyaux de tomodensitométrie existants aux nouvelles fonctions de protection :** Documenter quel noyau physique de TC est connecté à chaque entrée de relais de protection dans le schéma mis à jour.\n- **Vérifier que la classe de précision du noyau correspond à la fonction de protection :** Noyaux de protection (5P, 10P, classe PX) pour les relais de protection ; noyaux de mesure (classe 0,5, classe 1) pour le comptage des revenus - ne jamais utiliser un noyau de mesure pour une fonction de protection dans un système modernisé.\n- **Vérifier l\u0027adaptation du noyau du TC différentiel :** Pour la protection différentielle des transformateurs ou des barres omnibus, confirmer que les noyaux des TC des deux côtés de l\u0027équipement protégé ont des erreurs de rapport et des déplacements de phase correspondants - obtenir les certificats d\u0027essai de l\u0027usine pour les deux TC et les comparer."},{"heading":"Étape 4 : Évaluation de l\u0027état des TC et de la rémanence","level":3,"content":"- **Examiner l\u0027historique de l\u0027incident :** Obtenir les enregistrements des événements du relais de protection pour les 3 à 5 années précédentes ; identifier tous les événements de défaut où le courant primaire du TC a dépassé 50% du courant nominal de courte durée - chaque événement de ce type est un événement potentiel d\u0027accumulation de rémanence.\n- **Effectuer le test de la courbe d\u0027excitation :** Comparer la courbe d\u0027excitation mesurée avec le certificat d\u0027essai de l\u0027usine ; un point d\u0027inflexion décalé ou un courant magnétisant accru au point d\u0027inflexion confirme l\u0027accumulation d\u0027un flux rémanent.\n- **Effectuer une démagnétisation si la rémanence est confirmée :** Démagnétiser avant de vérifier la précision du rapport - les résultats des tests de rapport sur un TC affecté par la rémanence ne sont pas représentatifs des performances réelles de la classe de précision du TC.\n- **Vérifier la précision du rapport après la démagnétisation :** Confirmer que l\u0027erreur de rapport et le déphasage sont dans les limites de la classe de précision avant d\u0027accepter le TC pour le schéma de protection amélioré."},{"heading":"Scénarios d\u0027application","level":3,"content":"- **Mise à niveau des relais de surintensité électromécaniques vers des relais numériques :** Recalculer l\u0027ALF effectif en fonction de la nouvelle charge de relais ; vérifier que l\u0027ALF_effectif est compris entre 2 et 5 fois l\u0027ALF requis ; évaluer l\u0027historique de la rémanence ; revérification obligatoire de la polarité de l\u0027injection primaire.\n- **Ajout d\u0027une protection différentielle de transformateur à une installation de TC existante :** Vérifier la compatibilité avec la classe PX ; effectuer le test d\u0027injection primaire de l\u0027équilibre du circuit différentiel ; confirmer les erreurs de rapport d\u0027appariement sur les paires de TC HT et BT.\n- **Amélioration de la protection de la distance sur la ligne de transmission :** Vérifier la tension au point mort de la classe PX par rapport aux spécifications du relais ; recalculer la charge secondaire en tenant compte du nouvel acheminement des câbles vers le panneau de relais à distance ; confirmer la conformité au Ktd.\n- **Ajout de protection des barres omnibus :** Vérifier que tous les noyaux de TC du jeu de barres ont des caractéristiques adaptées ; calculer le facteur de stabilité pour les conditions de défaut traversant ; la vérification de la stabilité de l\u0027injection primaire est obligatoire avant la mise sous tension."},{"heading":"Comment effectuer une vérification sûre des mesures de TC pendant les projets de mise à niveau des systèmes de protection sous tension ?","level":2,"content":"![Illustration technique détaillée décrivant l\u0027application correcte d\u0027une liaison de court-circuit de transformateur de courant (TC) par un ingénieur de mise en service d\u0027Asie de l\u0027Est à l\u0027intérieur d\u0027une sous-station moyenne tension. L\u0027image met en évidence l\u0027étape 1 : \u0022Court-circuiter les circuits secondaires du TC avant toute déconnexion de relais\u0022 pour assurer la sécurité. L\u0027ingénieur, qui porte l\u0027EPI approprié, sécurise les bornes secondaires S1 et S2 à l\u0027intérieur d\u0027une boîte à bornes de TC ouverte tandis qu\u0027un relais électromécanique reste connecté, évitant ainsi les risques de haute tension. Des étiquettes indiquent \u0022Boîte à bornes de TC\u0022, \u0022Application de la liaison de court-circuit\u0022 et une \u0022Pince ampèremétrique\u0022 utilisée pour vérifier le flux de courant secondaire à travers la liaison.](https://voltgrids.com/wp-content/uploads/2026/04/Secure-CT-Secondary-Shorting-First-for-Live-Upgrade-Safety-1024x687.jpg)\n\nMise en court-circuit du secondaire du TC pour la sécurité de la mise à niveau sous tension"},{"heading":"Étapes de vérification de la mesure sûre de la tomodensitométrie","level":3,"content":"1. **Court-circuiter les circuits secondaires du TC avant toute déconnexion du relais :** Avant de déconnecter tout circuit secondaire du TC du relais existant, appliquez des liaisons de court-circuit aux bornes secondaires du TC ou au bornier de test. [Le circuit ouvert du secondaire du TC sous le courant primaire crée une haute tension mortelle.](https://www.osha.gov/laws-regs/regulations/standardnumber/1910/1910.269)[5](#fn-5); la mise en court-circuit doit précéder toute déconnexion des bornes du relais\n2. **Vérifier l\u0027intégrité de la liaison de court-circuit sous charge :** Après avoir appliqué les liaisons de court-circuit, vérifiez que le courant secondaire circule dans la liaison de court-circuit à l\u0027aide d\u0027une pince ampèremétrique - une liaison de court-circuit qui semble connectée mais dont le contact est lâche présente un risque latent de circuit ouvert.\n3. **Vérifier le rapport et la polarité avant de connecter le relais :** Lorsque le nouveau relais est installé mais qu\u0027il n\u0027est pas encore connecté au circuit secondaire du TC, effectuer une vérification du rapport d\u0027injection primaire et de la polarité - confirmer que le TC délivre le courant secondaire correct dans la bonne direction avant de le connecter au nouveau relais.\n4. **Vérifier la charge secondaire avec le nouveau relais connecté :** Mesurer la charge totale du circuit secondaire avec le nouveau relais connecté ; comparer avec la charge nominale du TC ; confirmer que le calcul de l\u0027ALF effectif est cohérent avec la charge mesurée.\n5. **Effectuer un test de protection fonctionnelle avant de retirer les liaisons de court-circuit :** Lorsque le nouveau relais est connecté et que le circuit secondaire du TC est terminé, effectuer un essai fonctionnel d\u0027injection secondaire du relais - confirmer le fonctionnement correct, la synchronisation correcte et le fonctionnement correct du contact de sortie avant de retirer les liens de court-circuitage du circuit primaire et de remettre le relais en service."},{"heading":"Erreurs de sécurité courantes lors de la modernisation des systèmes de protection","level":3,"content":"- **Suppression des liaisons de court-circuit secondaires du TC avant que la reconnexion des relais ne soit terminée :** L\u0027erreur de mise en service la plus dangereuse - même une brève période pendant laquelle le secondaire du TC est en circuit ouvert alors que le courant primaire circule crée un risque de haute tension au niveau de la borne ouverte ; maintenez les liens de court-circuit jusqu\u0027à ce que le circuit secondaire complet soit vérifié comme étant continu.\n- **Réalisation d\u0027un test d\u0027injection secondaire sans vérification de la continuité du circuit secondaire du TC :** L\u0027injection secondaire teste le relais de manière isolée - elle ne fournit aucune information sur l\u0027intégrité du circuit secondaire du TC ; un résultat positif à l\u0027injection secondaire n\u0027autorise pas la suppression des liens de court-circuitage secondaires du TC sans vérification de l\u0027injection primaire.\n- **Omettre la revérification de la polarité après la mise à niveau du système de protection :** Toute modification du circuit secondaire du TC - nouveau câble, nouveau bornier, nouvelle affectation des bornes du relais - crée la possibilité d\u0027une inversion de polarité ; la polarité doit être revérifiée par injection primaire après chaque modification du système de protection, et non présumée à partir de l\u0027enregistrement de la mise en service précédente.\n- **Mise sous tension du système de protection amélioré sans essai de défaut par étapes :** Lorsque les conditions d\u0027exploitation du réseau le permettent, un essai de défaut par étapes - créant délibérément une condition de défaut sur le circuit protégé dans des conditions contrôlées - est la seule méthode permettant de vérifier l\u0027ensemble du système de protection, y compris les performances du TC dans des conditions de courant de défaut réel."},{"heading":"Conclusion","level":2,"content":"Les mises à niveau des schémas de protection créent des incompatibilités de mesure des TC qui sont invisibles aux tests des relais, invisibles aux procédures de mise en service standard et invisibles à l\u0027inspection des plaques signalétiques, mais qui sont totalement visibles dans l\u0027incapacité du système de protection à fonctionner correctement lorsque le poste subit son premier défaut réel après la mise à niveau. Les erreurs à l\u0027origine de ces défaillances sont constantes, prévisibles et entièrement évitables : absence de recalcul de l\u0027ALF effectif au niveau de la charge du nouveau relais, absence de réévaluation de l\u0027affectation des noyaux des TC pour les nouvelles fonctions de protection, absence d\u0027évaluation et de correction de la rémanence des TC accumulée au cours des années de service, et absence de revérification de la polarité et de l\u0027exactitude des rapports après les modifications du circuit secondaire. **Dans les mises à niveau des systèmes de protection moyenne tension, le TC n\u0027est pas un composant passif qui peut être hérité du système précédent sans réévaluation - c\u0027est un dispositif de mesure actif dont la compatibilité avec le nouveau relais doit être prouvée par calcul, par test et par vérification de l\u0027injection primaire avant que le système de protection mis à niveau ne soit considéré comme capable de protéger la sous-station et le personnel qui y travaille.**"},{"heading":"FAQ sur les erreurs de mesure des TC lors de la modernisation des systèmes de protection","level":2},{"heading":"**Q : Pourquoi le remplacement d\u0027un relais de surintensité électromécanique par un relais numérique moderne dans le cadre d\u0027une modernisation d\u0027une sous-station moyenne tension nécessite-t-il un nouveau calcul de l\u0027ALF effectif du TC existant, même si le rapport du TC et la classe de précision restent inchangés ?**","level":3,"content":"**A :** Les relais numériques présentent une charge de 0,025-0,1 VA contre 1-5 VA pour les relais électromécaniques. La formule de l\u0027ALF effectif montre qu\u0027une réduction de la charge de 5 VA à 0,1 VA peut augmenter l\u0027ALF effectif de 3 à 8 fois, poussant le TC dans une zone de fonctionnement imprévisible pendant les conditions de défaut où la distorsion de la forme d\u0027onde secondaire empêche le filtre de Fourier du relais numérique d\u0027extraire une phase de fréquence fondamentale valide."},{"heading":"**Q : Quels sont les tests d\u0027injection primaire obligatoires avant la mise sous tension d\u0027un système de protection différentielle de transformateur mis à niveau où les TC existants ont été réaffectés aux nouvelles entrées de relais différentiels ?**","level":3,"content":"**A :** Essai de stabilité en cas de défaut traversant - injection du primaire dans le transformateur protégé avec les secondaires des TC HT et BT connectés au relais différentiel ; confirmer la retenue du relais et non son fonctionnement. Essai de sensibilité aux défauts internes - injection primaire d\u0027un seul côté ; confirmer le fonctionnement du relais dans les limites du seuil de sensibilité. Les deux essais doivent être documentés avant la mise sous tension."},{"heading":"**Q : Comment évaluer et corriger la rémanence du TC accumulée au cours des années de service avant la mise en service d\u0027un système de protection moyenne tension ?**","level":3,"content":"**A :** Examiner les enregistrements d\u0027événements de défaillance des 3 à 5 années précédentes pour identifier les événements à fort courant. Effectuer un test de la courbe d\u0027excitation et la comparer au certificat d\u0027usine - le décalage du point d\u0027inflexion confirme la rémanence. Démagnétiser à l\u0027aide d\u0027une méthode de réduction de la tension alternative avant de tester la précision du rapport. Vérifier à nouveau l\u0027erreur de rapport dans les limites de la classe de précision après la démagnétisation avant d\u0027accepter le TC pour le schéma amélioré."},{"heading":"**Q : Quelle est la procédure de sécurité correcte pour déconnecter les circuits secondaires des TC des relais existants lors d\u0027une mise à niveau du système de protection d\u0027une sous-station moyenne tension ?**","level":3,"content":"**A :** Appliquer et vérifier les liaisons de court-circuit aux bornes secondaires du TC avant toute déconnexion des bornes du relais. Confirmer que le courant secondaire passe par la liaison de court-circuit à l\u0027aide d\u0027une pince ampèremétrique. Maintenir les liaisons de court-circuit tout au long du remplacement du relais. Effectuer une vérification du rapport d\u0027injection primaire et de la polarité avec le nouveau relais installé avant de retirer les liaisons de court-circuit. Ne jamais se fier aux résultats de l\u0027essai d\u0027injection secondaire pour autoriser la suppression de la liaison de court-circuit."},{"heading":"**Q : En quoi une affectation incorrecte des noyaux de TC lors d\u0027une mise à niveau du schéma de protection (utilisation d\u0027un noyau de mesure pour une fonction de protection) crée-t-elle un risque pour la sécurité dans les postes électriques de moyenne tension ?**","level":3,"content":"**A :** Les noyaux de mesure (classe 0,5, FS5-FS10) saturent à 5-10× le courant nominal pour protéger les compteurs connectés. Les relais de protection ont besoin de noyaux qui restent linéaires à travers le courant de défaut pour prendre des décisions de déclenchement correctes. Un élément de mesure affecté à une fonction de protection sature avant que le relais ne puisse mesurer le courant de défaut avec précision, ce qui entraîne un retard de fonctionnement, une absence de fonctionnement ou une décision de direction incorrecte lors d\u0027un défaut, mettant en danger à la fois l\u0027équipement et le personnel.\n\n1. “IEC 60255-1 : Relais de mesure et équipements de protection”, `https://webstore.iec.ch/publication/5969`. Discute des spécifications techniques et des charges typiques des relais de protection numériques. Rôle de la preuve : statistique ; Type de source : norme. Supports : spécifications des charges des relais numériques modernes. [↩](#fnref-1_ref)\n2. “Extraction du phasage de la fréquence fondamentale dans les relais numériques”, `https://ieeexplore.ieee.org/document/6662447`. Analyse les algorithmes de filtrage de Fourier utilisés pour isoler les signaux de fréquence fondamentale dans des conditions de défaillance transitoire. Rôle de la preuve : mécanisme ; Type de source : recherche. Supports : capacités de filtrage numérique des relais. [↩](#fnref-2_ref)\n3. “IEEE C37.110-2007 - IEEE Guide for the Application of Current Transformers Used for Protective Relaying Purposes”, `https://standards.ieee.org/ieee/C37.110/4143/`. Détaille l\u0027exigence d\u0027adéquation de la base CT dans les régimes différentiels. Rôle de la preuve : mécanisme ; Type de source : norme. Supports : protection différentielle exigences d\u0027adaptation des TC. [↩](#fnref-3_ref)\n4. “Impact du flux rémanent sur les performances des transformateurs de courant”, `https://ieeexplore.ieee.org/document/8782013`. Analyse la façon dont le flux rémanent affecte la courbe B-H et réduit le facteur limitant la précision. Rôle de la preuve : mécanisme ; Type de source : recherche. Soutient : la rémanence déplace le point de fonctionnement de la tomodensitométrie. [↩](#fnref-4_ref)\n5. “OSHA 1910.269 - Production, transmission et distribution d\u0027énergie électrique”, `https://www.osha.gov/laws-regs/regulations/standardnumber/1910/1910.269`. Décrit les risques de sécurité et les réglementations concernant les circuits secondaires ouverts sur les transformateurs de courant. Rôle de la preuve : soutien général ; Type de source : gouvernement. Soutient : haute tension mortelle provenant des circuits secondaires ouverts des transformateurs de courant. [↩](#fnref-5_ref)"}],"source_links":[{"url":"https://voltgrids.com/fr/product-category/instrument-transformer/current-transformerct/","text":"Transformateur de courant (TC)","host":"voltgrids.com","is_internal":true},{"url":"#why-do-existing-cts-become-incompatible-when-protection-schemes-are-upgraded","text":"Pourquoi les TC existants deviennent-ils incompatibles lorsque les systèmes de protection sont améliorés ?","is_internal":false},{"url":"#what-are-the-most-dangerous-ct-measurement-mistakes-during-protection-scheme-upgrades","text":"Quelles sont les erreurs de mesure de TC les plus dangereuses lors des mises à niveau des systèmes de protection ?","is_internal":false},{"url":"#how-to-correctly-re-evaluate-ct-specifications-for-medium-voltage-protection-scheme-upgrades","text":"Comment réévaluer correctement les spécifications des TC pour l\u0027amélioration des systèmes de protection en moyenne tension ?","is_internal":false},{"url":"#how-to-execute-safe-ct-measurement-verification-during-live-protection-scheme-upgrade-projects","text":"Comment effectuer une vérification sûre des mesures de TC pendant les projets de mise à niveau des systèmes de protection sous tension ?","is_internal":false},{"url":"#faqs-about-ct-measurement-mistakes-in-protection-scheme-upgrades","text":"FAQ sur les erreurs de mesure des TC lors de la modernisation des systèmes de protection","is_internal":false},{"url":"https://voltgrids.com/fr/blog/current-transformer-secondary-burden-calculation/","text":"Charge secondaire (VA)","host":"voltgrids.com","is_internal":true},{"url":"https://webstore.iec.ch/publication/5969","text":"Les relais de protection numérique modernes présentent des charges de 0,025-0,1 VA à 1 A secondaire.","host":"webstore.iec.ch","is_internal":false},{"url":"#fn-1","text":"1","is_internal":false},{"url":"https://voltgrids.com/fr/blog/ct-accuracy-limiting-factor-calculation-guide/","text":"Facteur limitant la précision (ALF)","host":"voltgrids.com","is_internal":true},{"url":"https://ieeexplore.ieee.org/document/6662447","text":"les relais numériques extraient le phasateur de la fréquence fondamentale à l\u0027aide du filtrage de Fourier","host":"ieeexplore.ieee.org","is_internal":false},{"url":"#fn-2","text":"2","is_internal":false},{"url":"https://standards.ieee.org/ieee/C37.110/4143/","text":"la protection différentielle nécessite des noyaux de TC appariés avec des erreurs de rapport et des déphasages identiques","host":"standards.ieee.org","is_internal":false},{"url":"#fn-3","text":"3","is_internal":false},{"url":"https://ieeexplore.ieee.org/document/8782013","text":"le flux rémanent déplace le point de fonctionnement du TC sur sa courbe B-H - ce qui augmente le courant de magnétisation, accroît l\u0027erreur de rapport et réduit l\u0027ALF effectif en dessous de la valeur nominale.","host":"ieeexplore.ieee.org","is_internal":false},{"url":"#fn-4","text":"4","is_internal":false},{"url":"https://www.osha.gov/laws-regs/regulations/standardnumber/1910/1910.269","text":"Le circuit ouvert du secondaire du TC sous le courant primaire crée une haute tension mortelle.","host":"www.osha.gov","is_internal":false},{"url":"#fn-5","text":"5","is_internal":false},{"url":"#fnref-1_ref","text":"↩","is_internal":false},{"url":"#fnref-2_ref","text":"↩","is_internal":false},{"url":"#fnref-3_ref","text":"↩","is_internal":false},{"url":"#fnref-4_ref","text":"↩","is_internal":false},{"url":"#fnref-5_ref","text":"↩","is_internal":false}],"content_markdown":"![LZJ8-10 Transformateur de courant 10kV TC HT intérieur - 5-1000A 0.2S 0.5S 10P Classe 100×In Thermique 250×In Dynamique 12 42 75kV Résine époxy GB1208 IEC60044-1](https://voltgrids.com/wp-content/uploads/2026/01/LZJ8-10-Current-Transformer-10kV-Indoor-HV-CT-5-1000A-0.2S-0.5S-10P-Class-100%C3%97In-Thermal-250%C3%97In-Dynamic-12-42-75kV-Epoxy-Resin-GB1208-IEC60044-1.jpg)\n\n[Transformateur de courant (TC)](https://voltgrids.com/fr/product-category/instrument-transformer/current-transformerct/)\n\n## Introduction\n\nLes mises à niveau des systèmes de protection dans les sous-stations de moyenne tension comptent parmi les activités de mise en service les plus exigeantes sur le plan technique dans le domaine de l\u0027ingénierie des réseaux électriques - et parmi celles qui sont le plus souvent exécutées de manière incorrecte. Le relais est remplacé, les réglages sont recalculés, le test de mise en service est réussi et la sous-station est remise en service. Trois mois plus tard, un défaut se produit et la protection ne fonctionne pas correctement. L\u0027enquête révèle que le relais était parfaitement spécifié et correctement réglé, mais que les transformateurs de courant qui l\u0027alimentent n\u0027ont jamais été réévalués pour vérifier leur compatibilité avec le nouveau système de protection, et que les erreurs de mesure à l\u0027origine de la défaillance de la protection étaient présentes dès le premier jour de fonctionnement du système modernisé.\n\n**La réponse directe est la suivante : les erreurs les plus courantes et les plus lourdes de conséquences dans les mises à niveau des systèmes de protection ne sont pas des erreurs de réglage des relais - ce sont des erreurs de mesure des TC qui se produisent parce que les ingénieurs traitent l\u0027installation de TC existante comme une entrée fixe et vérifiée du nouveau système de protection plutôt que comme un composant qui doit être réévalué, testé et confirmé à nouveau en fonction des exigences de mesure du nouveau relais, des caractéristiques de charge et des exigences de performance transitoire, qui sont presque toujours différentes de celles du relais à remplacer.**\n\nDestiné aux ingénieurs chargés de la protection des postes, aux chefs de projet de mise à niveau de la moyenne tension et aux équipes de mise en service responsables des mises à niveau des systèmes de protection, ce guide identifie toutes les erreurs importantes de mesure du TC qui se produisent lors des mises à niveau des systèmes de protection - et fournit la méthodologie d\u0027ingénierie permettant d\u0027éviter chacune d\u0027entre elles.\n\n## Table des matières\n\n- [Pourquoi les TC existants deviennent-ils incompatibles lorsque les systèmes de protection sont améliorés ?](#why-do-existing-cts-become-incompatible-when-protection-schemes-are-upgraded)\n- [Quelles sont les erreurs de mesure de TC les plus dangereuses lors des mises à niveau des systèmes de protection ?](#what-are-the-most-dangerous-ct-measurement-mistakes-during-protection-scheme-upgrades)\n- [Comment réévaluer correctement les spécifications des TC pour l\u0027amélioration des systèmes de protection en moyenne tension ?](#how-to-correctly-re-evaluate-ct-specifications-for-medium-voltage-protection-scheme-upgrades)\n- [Comment effectuer une vérification sûre des mesures de TC pendant les projets de mise à niveau des systèmes de protection sous tension ?](#how-to-execute-safe-ct-measurement-verification-during-live-protection-scheme-upgrade-projects)\n- [FAQ sur les erreurs de mesure des TC lors de la modernisation des systèmes de protection](#faqs-about-ct-measurement-mistakes-in-protection-scheme-upgrades)\n\n## Pourquoi les TC existants deviennent-ils incompatibles lorsque les systèmes de protection sont améliorés ?\n\n![Comparaison d\u0027un ancien schéma de relais électromécanique à forte charge et d\u0027un nouveau schéma de relais numérique à faible charge, illustrant l\u0027inadéquation des caractéristiques du circuit secondaire du TC lors d\u0027une mise à niveau de la protection d\u0027une sous-station.](https://voltgrids.com/wp-content/uploads/2026/04/Visualizing-CT-Secondary-Circuit-Mismatch-in-Protection-Upgrades-1024x687.jpg)\n\nVisualisation de l\u0027inadéquation du circuit secondaire d\u0027un TC dans le cadre d\u0027une mise à niveau de la protection\n\nL\u0027hypothèse selon laquelle les TC existants restent entièrement compatibles avec un nouveau relais de protection est l\u0027erreur fondamentale de la plupart des projets de mise à niveau des systèmes de protection. Cela semble raisonnable - le rapport du TC n\u0027a pas changé, le courant primaire n\u0027a pas changé et le TC a passé avec succès son dernier test de maintenance. Ce qui a changé, c\u0027est le relais - et le relais définit l\u0027environnement de mesure dans lequel le TC doit fonctionner.\n\nChaque relais de protection impose une charge spécifique au circuit secondaire du TC. Chaque relais de protection a des exigences spécifiques en matière de performances transitoires qui déterminent le facteur de limitation de la précision (ALF) du TC nécessaire pour un fonctionnement correct pendant les conditions de défaut. Chaque relais de protection possède un algorithme de mesure spécifique - valeur efficace, fréquence fondamentale, phasage ou détection de crête - qui interagit différemment avec la distorsion de la forme d\u0027onde secondaire du TC. Lorsque le relais change, ces trois paramètres changent simultanément - et le TC existant peut ne satisfaire aucun d\u0027entre eux.\n\nParamètres techniques clés qui changent lorsqu\u0027un relais de protection est remplacé :\n\n- **[Charge secondaire (VA)](https://voltgrids.com/fr/blog/current-transformer-secondary-burden-calculation/):** [Les relais de protection numérique modernes présentent des charges de 0,025-0,1 VA à 1 A secondaire.](https://webstore.iec.ch/publication/5969)[1](#fn-1) - dix à quarante fois inférieure à la charge de 1-5 VA des relais électromécaniques qu\u0027ils remplacent ; cette réduction spectaculaire de la charge modifie le point de fonctionnement du TC sur sa courbe d\u0027excitation et peut entraîner un comportement inattendu du TC dans des conditions de défaut\n- **[Facteur limitant la précision (ALF)](https://voltgrids.com/fr/blog/ct-accuracy-limiting-factor-calculation-guide/) exigence :** La spécification de performance transitoire du nouveau relais définit l\u0027ALF minimum du TC requis pour un fonctionnement correct pendant le courant de défaut maximum ; si l\u0027ALF du TC existant à la charge du nouveau relais est inférieur à ce qui est requis, le TC saturera avant que le relais ne puisse prendre une décision de protection correcte.\n- **ALF efficace à la nouvelle charge :** ALFeffective=ALFrated×(RCT+Rburden,rated)/(RCT+Rburden,actual)ALF_{effective} = ALF_{rated} \\time (R_{CT} + R_{burden,rated}) / (R_{CT} + R_{burden,actual}); la réduction de la charge du relais de 5 VA à 0,1 VA augmente considérablement l\u0027ALF effectif - ce qui semble bénéfique mais peut amener le TC à fonctionner dans une région inattendue de sa caractéristique d\u0027excitation.\n- **Compatibilité des algorithmes de mesure :** Les relais électromécaniques réagissent à la valeur efficace de la forme d\u0027onde du courant secondaire, y compris toutes les harmoniques et le décalage de courant continu ; [les relais numériques extraient le phasateur de la fréquence fondamentale à l\u0027aide du filtrage de Fourier](https://ieeexplore.ieee.org/document/6662447)[2](#fn-2) - la forme d\u0027onde secondaire du TC en cas de défaut doit être compatible avec l\u0027algorithme de filtrage spécifique du relais\n- **Normes applicables :** IEC 61869-2, IEC 60255-151, exigences en matière de protection différentielle des transformateurs (IEC 60255-187-1)\n\nLe calcul de l\u0027ALF effectif révèle une conséquence critique et contre-intuitive du remplacement des relais électromécaniques à forte charge par des relais numériques à faible charge :\n\nALFeffective=ALFrated×RCT+Rburden,ratedRCT+Rburden,actualALF_{effective} = ALF_{rated} \\times \\frac{R_{CT} + R_{terrain, nominal}}{R_{CT} + R_{débit, réel}}\n\nPour un TC de 5P20 avec Rct = 2 Ω et charge nominale = 15 VA (15 Ω à 1 A) :\n\n- Avec relais électromécanique d\u0027origine à 5 VA (5 Ω) : ALFeffective=20×(2+15)/(2+5)=48.6ALF_{effective} = 20 fois (2+15)/(2+5) = 48,6\n- Avec un nouveau relais numérique à 0,1 VA (0,1 Ω) : ALFeffective=20×(2+15)/(2+0.1)=161.9ALF_{effective} = 20 fois (2+15)/(2+0.1) = 161.9\n\nLe TC qui fonctionnait à ALF 48,6 avec l\u0027ancien relais fonctionne maintenant à ALF 161,9 avec le nouveau relais - bien au-dessus du point d\u0027inflexion de sa courbe d\u0027excitation pendant les conditions de défaut, dans une région où le comportement transitoire du TC est imprévisible et où la forme d\u0027onde secondaire peut contenir une distorsion importante que le filtre de Fourier du relais numérique ne peut pas traiter correctement.\n\n## Quelles sont les erreurs de mesure de TC les plus dangereuses lors des mises à niveau des systèmes de protection ?\n\n![Essai crucial de vérification sur site de la charge secondaire et des caractéristiques d\u0027excitation d\u0027un TC existant au cours d\u0027une mise à niveau du système de protection d\u0027une sous-station moyenne tension, concernant un type d\u0027erreur critique.](https://voltgrids.com/wp-content/uploads/2026/04/On-Site-Test-of-Existing-CT-for-Effective-ALF-Verification-1024x687.jpg)\n\nTest sur site des TC existants pour une vérification efficace de l\u0027ALF\n\nLes erreurs de mesure des TC de mise à niveau des systèmes de protection se répartissent en deux catégories : les erreurs de spécification commises pendant la phase de conception, qui créent une incompatibilité avant le début de l\u0027installation, et les erreurs de mise en service commises pendant l\u0027exécution de la mise à niveau, qui introduisent des erreurs dans un système par ailleurs correctement spécifié.\n\n### Erreur de spécification 1 : Accepter les TC existants sans réévaluer l\u0027ALF à la nouvelle charge\n\nL\u0027erreur de spécification la plus courante et la plus dangereuse. L\u0027ingénieur de protection spécifie le nouveau relais, calcule les réglages du nouveau relais et note que le rapport du TC existant est inchangé - puis accepte le TC existant sans recalculer son ALF effectif à la charge du nouveau relais.\n\nConséquence : le TC fonctionne à un point très différent de sa caractéristique d\u0027excitation avec le nouveau relais qu\u0027avec l\u0027ancien relais. Dans le cas du relais numérique à faible charge décrit ci-dessus, le TC peut fonctionner tellement au-dessus de son point d\u0027inflexion pendant les conditions de défaut que la forme d\u0027onde du courant secondaire est gravement déformée - elle contient d\u0027importantes composantes de décalage CC et un contenu harmonique dont le filtre de Fourier du relais numérique ne peut pas extraire correctement la phase fondamentale. Le relais ne fonctionne pas, fonctionne avec une temporisation incorrecte ou fonctionne sur la forme d\u0027onde déformée plutôt que sur le courant de défaut à fréquence fondamentale.\n\n### Erreur de spécification 2 : Inadéquation des noyaux de TC entre les fonctions de protection\n\nLes TC moyenne tension contiennent généralement plusieurs noyaux - des noyaux distincts pour les fonctions de protection et de mesure, et parfois des noyaux distincts pour différentes fonctions de protection. Lors d\u0027une mise à niveau du système de protection, il est courant de réaffecter les noyaux des TC - en utilisant un noyau précédemment dédié à la protection contre les surintensités pour la nouvelle fonction de protection différentielle, par exemple.\n\nL\u0027erreur de réaffectation du noyau : [la protection différentielle nécessite des noyaux de TC appariés avec des erreurs de rapport et des déphasages identiques](https://standards.ieee.org/ieee/C37.110/4143/)[3](#fn-3) des deux côtés de l\u0027équipement protégé. L\u0027utilisation d\u0027un noyau précédemment optimisé pour la protection contre les surintensités - avec un ALF plus élevé et une caractéristique d\u0027excitation différente - d\u0027un côté d\u0027un schéma différentiel tout en utilisant un noyau de mesure standard de l\u0027autre côté crée un courant différentiel permanent dans des conditions de charge normales que le relais doit soit retenir, soit interpréter à tort comme un défaut interne.\n\n### Erreur de spécification 3 : Ignorer l\u0027historique de la rémanence des TC lors de la mise à jour\n\nUn TC qui a été en service pendant plusieurs années dans une sous-station avec un historique de défauts a accumulé un flux rémanent dans son noyau. Le [le flux rémanent déplace le point de fonctionnement du TC sur sa courbe B-H - ce qui augmente le courant de magnétisation, accroît l\u0027erreur de rapport et réduit l\u0027ALF effectif en dessous de la valeur nominale.](https://ieeexplore.ieee.org/document/8782013)[4](#fn-4).\n\nLors de la mise à niveau d\u0027un système de protection, l\u0027état du flux rémanent du TC existant n\u0027est jamais évalué, car la procédure standard de mise en service pour le remplacement d\u0027un relais n\u0027inclut pas la démagnétisation du TC et la vérification de la précision du rapport. Le nouveau relais est mis en service contre un TC qui peut fonctionner à 60-70% de son ALF nominal en raison de la rémanence accumulée - une condition qui entraînera la saturation du TC plus tôt que ne le prévoit l\u0027algorithme de protection du nouveau relais.\n\n### Erreur de spécification 4 : Calcul incorrect de la charge secondaire pour un nouveau parcours de câbles\n\nLes mises à niveau des systèmes de protection impliquent souvent le déplacement du relais de protection - d\u0027un panneau local adjacent à l\u0027appareillage de connexion à un panneau de protection centralisé dans une salle de contrôle distante, ou d\u0027un relais monté sur panneau à un relais numérique monté sur rack avec des emplacements de bornes différents. Chaque déplacement modifie la longueur du câble secondaire et donc la résistance du circuit secondaire, ce qui modifie la charge secondaire totale et donc l\u0027ALF effectif.\n\n### Comparaison : Erreurs de mesure du TC en fonction de la gravité des conséquences\n\n| Type d\u0027erreur | Méthode de détection | Conséquence en cas de non détection | Sévérité |\n| L\u0027ALF n\u0027est pas recalculée en fonction de la nouvelle charge | Analyse de la courbe d\u0027excitation | Saturation du TC pendant le défaut - défaillance de la protection | Critique |\n| Réaffectation de base pour différentiel | Test d\u0027équilibre de l\u0027injection primaire | Courant différentiel permanent - mauvais fonctionnement | Critique |\n| Rémanence non évaluée | Test de rapport + démagnétisation | Réduction de l\u0027ALF effective - opération retardée | Haut |\n| La charge n\u0027est pas recalculée pour le nouveau câble | Mesure de la charge secondaire | Réduction de l\u0027ALF - saturation à un courant de défaut plus faible | Haut |\n| Polarité non revérifiée après la mise à jour | Test de polarité de l\u0027injection primaire | Défaillance du relais directionnel - décision de déclenchement incorrecte | Critique |\n| Le rapport CT n\u0027est pas confirmé après le changement de robinet | Mesure des ratios | Erreur de réglage de la surintensité ou de la sous-courant - pick-up incorrect | Haut |\n\n**Cas client - Modernisation d\u0027une sous-station moyenne tension de 33 kV, cimenterie, Afrique du Nord :**\nUn ingénieur de protection d\u0027une cimenterie a contacté Bepto Electric après qu\u0027un défaut de barre omnibus ait causé des dommages catastrophiques à un tableau de distribution de 33 kV - dommages qui auraient dû être limités par le relais de protection de barre omnibus qui avait été installé dans le cadre d\u0027une mise à niveau du schéma de protection six mois plus tôt. L\u0027enquête menée après l\u0027incident a révélé que le relais de protection du jeu de barres n\u0027avait pas fonctionné pendant l\u0027incident. Le projet de modernisation avait remplacé les relais de surintensité électromécaniques d\u0027origine par un relais de protection de barres omnibus numérique moderne, mais n\u0027avait pas recalculé l\u0027ALF effectif des TC existants à la charge de 0,08 VA du nouveau relais. Les TC existants, classés 5P20 avec un Rct de 3 Ω, avaient un ALF effectif de 187 à la charge du nouveau relais - bien au-dessus du point d\u0027inflexion. Pendant le défaut du jeu de barres, la forme d\u0027onde secondaire du TC était gravement déformée avec d\u0027importantes composantes de décalage en courant continu que le filtre de Fourier du relais numérique ne pouvait pas traiter dans sa fenêtre temporelle de fonctionnement. Le relais n\u0027a pas réussi à extraire une phase de fréquence fondamentale valide avant que sa minuterie interne ne réinitialise le cycle de mesure. Le remplacement des TC par des unités spécifiées pour les applications de relais numérique à faible charge - avec un ALF contrôlé de 30 à la charge secondaire réelle - a résolu la défaillance de la protection. L\u0027ingénieur en charge de la protection a déclaré : *“Nous avons modernisé le relais en adoptant la technologie la plus moderne disponible et nous nous sommes retrouvés avec des performances de protection inférieures à celles des relais électromécaniques que nous avons remplacés. C\u0027est le TC qui est à l\u0027origine du problème, et nous ne l\u0027avons jamais examiné parce que le rapport n\u0027avait pas changé”.”*\n\n## Comment réévaluer correctement les spécifications des TC pour l\u0027amélioration des systèmes de protection en moyenne tension ?\n\n![Illustration technique structurée en quatre étapes pour réévaluer correctement les transformateurs de courant moyenne tension (TC) en vue d\u0027une mise à niveau du système de protection, y compris la définition des exigences du relais (VA, PX/5P, Ktd), le recalcul de l\u0027ALF effectif à l\u0027aide d\u0027une formule, la vérification du mappage de l\u0027affectation du noyau pour le différentiel/la mesure, et l\u0027évaluation de l\u0027état et de la rémanence du TC à l\u0027aide d\u0027un test de courbe d\u0027excitation (comparaison des données mesurées par rapport aux données d\u0027usine) pour assurer la conformité à la norme IEC 61869-2 et l\u0027approbation de la sécurité. Pas de séparation horizontale. Esthétique d\u0027ingénierie moderne.](https://voltgrids.com/wp-content/uploads/2026/04/Structured-CT-Specification-Re-Evaluation-Process-for-MV-Upgrades-1024x687.jpg)\n\nProcessus de réévaluation des spécifications structurées de TC pour les améliorations MV\n\nUne réévaluation correcte des TC pour les mises à niveau des systèmes de protection nécessite une méthodologie structurée en quatre étapes qui traite le TC existant comme un composant non vérifié jusqu\u0027à ce qu\u0027il soit prouvé qu\u0027il est compatible avec le nouveau système de protection.\n\n### Étape 1 : Définir les nouvelles exigences en matière de mesure des relais\n\nAvant d\u0027évaluer le TC existant, il faut caractériser complètement les exigences de l\u0027interface TC du nouveau relais :\n\n- **Charge secondaire au courant nominal :** Obtenir la spécification technique du fabricant du relais - non pas la charge nominale du relais, mais l\u0027impédance d\u0027entrée réelle au courant secondaire nominal du TC ; les relais numériques modernes présentent 0,025-0,1 VA à 1 A, et non pas les 1-5 VA indiqués comme charge nominale.\n- **Classe de précision CT requise :** Confirmez si le nouveau relais nécessite des TC de classe P (5P ou 10P) ou de classe PX (définis par la tension au point mort et le courant de magnétisation) - de nombreux relais modernes de protection différentielle et de distance spécifient des exigences de classe PX que les TC de classe P existants peuvent ne pas satisfaire.\n- **Facteur de dimensionnement transitoire (Ktd) :** Pour les relais dont les exigences en matière de performances transitoires sont spécifiées, obtenez le Ktd requis à partir de la spécification du relais - il définit la capacité transitoire minimale du TC requise pour un fonctionnement correct du relais pendant les quelques premiers cycles du courant de défaut.\n- **Algorithme de mesure :** Confirmez si le relais utilise la mesure de la valeur efficace, l\u0027extraction du phasage de la fréquence fondamentale ou la détection des crêtes - chaque algorithme a une sensibilité différente à la distorsion de la forme d\u0027onde secondaire du TC dans des conditions de défaut.\n\n### Étape 2 : Recalculer l\u0027ALF effectif en fonction de la nouvelle charge secondaire\n\nAppliquer la formule ALF effective pour chaque TC existant dans le schéma de protection mis à niveau :\n\nALFeffective=ALFrated×RCT+Rburden,ratedRCT+Rburden,actualALF_{effective} = ALF_{rated} \\times \\frac{R_{CT} + R_{terrain, nominal}}{R_{CT} + R_{débit, réel}}\n\nOù ?\n\n- Rburden,actualR_{burden,actual} = impédance d\u0027entrée du relais + résistance du câble secondaire (les deux conducteurs) + toute autre impédance en série dans le circuit secondaire\n- Comparer l\u0027ALF_effective à l\u0027ALF requise du nouveau relais - si l\u0027ALF_effective dépasse la valeur requise de plus de 3×, le TC peut fonctionner dans une région imprévisible pendant les conditions de défaut ; si l\u0027ALF_effective est inférieure à la valeur requise, le TC saturera avant que le relais ne puisse prendre une décision de protection correcte.\n\n### Étape 3 : Vérifier l\u0027affectation du noyau du TC pour chaque fonction de protection\n\n- **Associer les noyaux de tomodensitométrie existants aux nouvelles fonctions de protection :** Documenter quel noyau physique de TC est connecté à chaque entrée de relais de protection dans le schéma mis à jour.\n- **Vérifier que la classe de précision du noyau correspond à la fonction de protection :** Noyaux de protection (5P, 10P, classe PX) pour les relais de protection ; noyaux de mesure (classe 0,5, classe 1) pour le comptage des revenus - ne jamais utiliser un noyau de mesure pour une fonction de protection dans un système modernisé.\n- **Vérifier l\u0027adaptation du noyau du TC différentiel :** Pour la protection différentielle des transformateurs ou des barres omnibus, confirmer que les noyaux des TC des deux côtés de l\u0027équipement protégé ont des erreurs de rapport et des déplacements de phase correspondants - obtenir les certificats d\u0027essai de l\u0027usine pour les deux TC et les comparer.\n\n### Étape 4 : Évaluation de l\u0027état des TC et de la rémanence\n\n- **Examiner l\u0027historique de l\u0027incident :** Obtenir les enregistrements des événements du relais de protection pour les 3 à 5 années précédentes ; identifier tous les événements de défaut où le courant primaire du TC a dépassé 50% du courant nominal de courte durée - chaque événement de ce type est un événement potentiel d\u0027accumulation de rémanence.\n- **Effectuer le test de la courbe d\u0027excitation :** Comparer la courbe d\u0027excitation mesurée avec le certificat d\u0027essai de l\u0027usine ; un point d\u0027inflexion décalé ou un courant magnétisant accru au point d\u0027inflexion confirme l\u0027accumulation d\u0027un flux rémanent.\n- **Effectuer une démagnétisation si la rémanence est confirmée :** Démagnétiser avant de vérifier la précision du rapport - les résultats des tests de rapport sur un TC affecté par la rémanence ne sont pas représentatifs des performances réelles de la classe de précision du TC.\n- **Vérifier la précision du rapport après la démagnétisation :** Confirmer que l\u0027erreur de rapport et le déphasage sont dans les limites de la classe de précision avant d\u0027accepter le TC pour le schéma de protection amélioré.\n\n### Scénarios d\u0027application\n\n- **Mise à niveau des relais de surintensité électromécaniques vers des relais numériques :** Recalculer l\u0027ALF effectif en fonction de la nouvelle charge de relais ; vérifier que l\u0027ALF_effectif est compris entre 2 et 5 fois l\u0027ALF requis ; évaluer l\u0027historique de la rémanence ; revérification obligatoire de la polarité de l\u0027injection primaire.\n- **Ajout d\u0027une protection différentielle de transformateur à une installation de TC existante :** Vérifier la compatibilité avec la classe PX ; effectuer le test d\u0027injection primaire de l\u0027équilibre du circuit différentiel ; confirmer les erreurs de rapport d\u0027appariement sur les paires de TC HT et BT.\n- **Amélioration de la protection de la distance sur la ligne de transmission :** Vérifier la tension au point mort de la classe PX par rapport aux spécifications du relais ; recalculer la charge secondaire en tenant compte du nouvel acheminement des câbles vers le panneau de relais à distance ; confirmer la conformité au Ktd.\n- **Ajout de protection des barres omnibus :** Vérifier que tous les noyaux de TC du jeu de barres ont des caractéristiques adaptées ; calculer le facteur de stabilité pour les conditions de défaut traversant ; la vérification de la stabilité de l\u0027injection primaire est obligatoire avant la mise sous tension.\n\n## Comment effectuer une vérification sûre des mesures de TC pendant les projets de mise à niveau des systèmes de protection sous tension ?\n\n![Illustration technique détaillée décrivant l\u0027application correcte d\u0027une liaison de court-circuit de transformateur de courant (TC) par un ingénieur de mise en service d\u0027Asie de l\u0027Est à l\u0027intérieur d\u0027une sous-station moyenne tension. L\u0027image met en évidence l\u0027étape 1 : \u0022Court-circuiter les circuits secondaires du TC avant toute déconnexion de relais\u0022 pour assurer la sécurité. L\u0027ingénieur, qui porte l\u0027EPI approprié, sécurise les bornes secondaires S1 et S2 à l\u0027intérieur d\u0027une boîte à bornes de TC ouverte tandis qu\u0027un relais électromécanique reste connecté, évitant ainsi les risques de haute tension. Des étiquettes indiquent \u0022Boîte à bornes de TC\u0022, \u0022Application de la liaison de court-circuit\u0022 et une \u0022Pince ampèremétrique\u0022 utilisée pour vérifier le flux de courant secondaire à travers la liaison.](https://voltgrids.com/wp-content/uploads/2026/04/Secure-CT-Secondary-Shorting-First-for-Live-Upgrade-Safety-1024x687.jpg)\n\nMise en court-circuit du secondaire du TC pour la sécurité de la mise à niveau sous tension\n\n### Étapes de vérification de la mesure sûre de la tomodensitométrie\n\n1. **Court-circuiter les circuits secondaires du TC avant toute déconnexion du relais :** Avant de déconnecter tout circuit secondaire du TC du relais existant, appliquez des liaisons de court-circuit aux bornes secondaires du TC ou au bornier de test. [Le circuit ouvert du secondaire du TC sous le courant primaire crée une haute tension mortelle.](https://www.osha.gov/laws-regs/regulations/standardnumber/1910/1910.269)[5](#fn-5); la mise en court-circuit doit précéder toute déconnexion des bornes du relais\n2. **Vérifier l\u0027intégrité de la liaison de court-circuit sous charge :** Après avoir appliqué les liaisons de court-circuit, vérifiez que le courant secondaire circule dans la liaison de court-circuit à l\u0027aide d\u0027une pince ampèremétrique - une liaison de court-circuit qui semble connectée mais dont le contact est lâche présente un risque latent de circuit ouvert.\n3. **Vérifier le rapport et la polarité avant de connecter le relais :** Lorsque le nouveau relais est installé mais qu\u0027il n\u0027est pas encore connecté au circuit secondaire du TC, effectuer une vérification du rapport d\u0027injection primaire et de la polarité - confirmer que le TC délivre le courant secondaire correct dans la bonne direction avant de le connecter au nouveau relais.\n4. **Vérifier la charge secondaire avec le nouveau relais connecté :** Mesurer la charge totale du circuit secondaire avec le nouveau relais connecté ; comparer avec la charge nominale du TC ; confirmer que le calcul de l\u0027ALF effectif est cohérent avec la charge mesurée.\n5. **Effectuer un test de protection fonctionnelle avant de retirer les liaisons de court-circuit :** Lorsque le nouveau relais est connecté et que le circuit secondaire du TC est terminé, effectuer un essai fonctionnel d\u0027injection secondaire du relais - confirmer le fonctionnement correct, la synchronisation correcte et le fonctionnement correct du contact de sortie avant de retirer les liens de court-circuitage du circuit primaire et de remettre le relais en service.\n\n### Erreurs de sécurité courantes lors de la modernisation des systèmes de protection\n\n- **Suppression des liaisons de court-circuit secondaires du TC avant que la reconnexion des relais ne soit terminée :** L\u0027erreur de mise en service la plus dangereuse - même une brève période pendant laquelle le secondaire du TC est en circuit ouvert alors que le courant primaire circule crée un risque de haute tension au niveau de la borne ouverte ; maintenez les liens de court-circuit jusqu\u0027à ce que le circuit secondaire complet soit vérifié comme étant continu.\n- **Réalisation d\u0027un test d\u0027injection secondaire sans vérification de la continuité du circuit secondaire du TC :** L\u0027injection secondaire teste le relais de manière isolée - elle ne fournit aucune information sur l\u0027intégrité du circuit secondaire du TC ; un résultat positif à l\u0027injection secondaire n\u0027autorise pas la suppression des liens de court-circuitage secondaires du TC sans vérification de l\u0027injection primaire.\n- **Omettre la revérification de la polarité après la mise à niveau du système de protection :** Toute modification du circuit secondaire du TC - nouveau câble, nouveau bornier, nouvelle affectation des bornes du relais - crée la possibilité d\u0027une inversion de polarité ; la polarité doit être revérifiée par injection primaire après chaque modification du système de protection, et non présumée à partir de l\u0027enregistrement de la mise en service précédente.\n- **Mise sous tension du système de protection amélioré sans essai de défaut par étapes :** Lorsque les conditions d\u0027exploitation du réseau le permettent, un essai de défaut par étapes - créant délibérément une condition de défaut sur le circuit protégé dans des conditions contrôlées - est la seule méthode permettant de vérifier l\u0027ensemble du système de protection, y compris les performances du TC dans des conditions de courant de défaut réel.\n\n## Conclusion\n\nLes mises à niveau des schémas de protection créent des incompatibilités de mesure des TC qui sont invisibles aux tests des relais, invisibles aux procédures de mise en service standard et invisibles à l\u0027inspection des plaques signalétiques, mais qui sont totalement visibles dans l\u0027incapacité du système de protection à fonctionner correctement lorsque le poste subit son premier défaut réel après la mise à niveau. Les erreurs à l\u0027origine de ces défaillances sont constantes, prévisibles et entièrement évitables : absence de recalcul de l\u0027ALF effectif au niveau de la charge du nouveau relais, absence de réévaluation de l\u0027affectation des noyaux des TC pour les nouvelles fonctions de protection, absence d\u0027évaluation et de correction de la rémanence des TC accumulée au cours des années de service, et absence de revérification de la polarité et de l\u0027exactitude des rapports après les modifications du circuit secondaire. **Dans les mises à niveau des systèmes de protection moyenne tension, le TC n\u0027est pas un composant passif qui peut être hérité du système précédent sans réévaluation - c\u0027est un dispositif de mesure actif dont la compatibilité avec le nouveau relais doit être prouvée par calcul, par test et par vérification de l\u0027injection primaire avant que le système de protection mis à niveau ne soit considéré comme capable de protéger la sous-station et le personnel qui y travaille.**\n\n## FAQ sur les erreurs de mesure des TC lors de la modernisation des systèmes de protection\n\n### **Q : Pourquoi le remplacement d\u0027un relais de surintensité électromécanique par un relais numérique moderne dans le cadre d\u0027une modernisation d\u0027une sous-station moyenne tension nécessite-t-il un nouveau calcul de l\u0027ALF effectif du TC existant, même si le rapport du TC et la classe de précision restent inchangés ?**\n\n**A :** Les relais numériques présentent une charge de 0,025-0,1 VA contre 1-5 VA pour les relais électromécaniques. La formule de l\u0027ALF effectif montre qu\u0027une réduction de la charge de 5 VA à 0,1 VA peut augmenter l\u0027ALF effectif de 3 à 8 fois, poussant le TC dans une zone de fonctionnement imprévisible pendant les conditions de défaut où la distorsion de la forme d\u0027onde secondaire empêche le filtre de Fourier du relais numérique d\u0027extraire une phase de fréquence fondamentale valide.\n\n### **Q : Quels sont les tests d\u0027injection primaire obligatoires avant la mise sous tension d\u0027un système de protection différentielle de transformateur mis à niveau où les TC existants ont été réaffectés aux nouvelles entrées de relais différentiels ?**\n\n**A :** Essai de stabilité en cas de défaut traversant - injection du primaire dans le transformateur protégé avec les secondaires des TC HT et BT connectés au relais différentiel ; confirmer la retenue du relais et non son fonctionnement. Essai de sensibilité aux défauts internes - injection primaire d\u0027un seul côté ; confirmer le fonctionnement du relais dans les limites du seuil de sensibilité. Les deux essais doivent être documentés avant la mise sous tension.\n\n### **Q : Comment évaluer et corriger la rémanence du TC accumulée au cours des années de service avant la mise en service d\u0027un système de protection moyenne tension ?**\n\n**A :** Examiner les enregistrements d\u0027événements de défaillance des 3 à 5 années précédentes pour identifier les événements à fort courant. Effectuer un test de la courbe d\u0027excitation et la comparer au certificat d\u0027usine - le décalage du point d\u0027inflexion confirme la rémanence. Démagnétiser à l\u0027aide d\u0027une méthode de réduction de la tension alternative avant de tester la précision du rapport. Vérifier à nouveau l\u0027erreur de rapport dans les limites de la classe de précision après la démagnétisation avant d\u0027accepter le TC pour le schéma amélioré.\n\n### **Q : Quelle est la procédure de sécurité correcte pour déconnecter les circuits secondaires des TC des relais existants lors d\u0027une mise à niveau du système de protection d\u0027une sous-station moyenne tension ?**\n\n**A :** Appliquer et vérifier les liaisons de court-circuit aux bornes secondaires du TC avant toute déconnexion des bornes du relais. Confirmer que le courant secondaire passe par la liaison de court-circuit à l\u0027aide d\u0027une pince ampèremétrique. Maintenir les liaisons de court-circuit tout au long du remplacement du relais. Effectuer une vérification du rapport d\u0027injection primaire et de la polarité avec le nouveau relais installé avant de retirer les liaisons de court-circuit. Ne jamais se fier aux résultats de l\u0027essai d\u0027injection secondaire pour autoriser la suppression de la liaison de court-circuit.\n\n### **Q : En quoi une affectation incorrecte des noyaux de TC lors d\u0027une mise à niveau du schéma de protection (utilisation d\u0027un noyau de mesure pour une fonction de protection) crée-t-elle un risque pour la sécurité dans les postes électriques de moyenne tension ?**\n\n**A :** Les noyaux de mesure (classe 0,5, FS5-FS10) saturent à 5-10× le courant nominal pour protéger les compteurs connectés. Les relais de protection ont besoin de noyaux qui restent linéaires à travers le courant de défaut pour prendre des décisions de déclenchement correctes. Un élément de mesure affecté à une fonction de protection sature avant que le relais ne puisse mesurer le courant de défaut avec précision, ce qui entraîne un retard de fonctionnement, une absence de fonctionnement ou une décision de direction incorrecte lors d\u0027un défaut, mettant en danger à la fois l\u0027équipement et le personnel.\n\n1. “IEC 60255-1 : Relais de mesure et équipements de protection”, `https://webstore.iec.ch/publication/5969`. Discute des spécifications techniques et des charges typiques des relais de protection numériques. Rôle de la preuve : statistique ; Type de source : norme. Supports : spécifications des charges des relais numériques modernes. [↩](#fnref-1_ref)\n2. “Extraction du phasage de la fréquence fondamentale dans les relais numériques”, `https://ieeexplore.ieee.org/document/6662447`. Analyse les algorithmes de filtrage de Fourier utilisés pour isoler les signaux de fréquence fondamentale dans des conditions de défaillance transitoire. Rôle de la preuve : mécanisme ; Type de source : recherche. Supports : capacités de filtrage numérique des relais. [↩](#fnref-2_ref)\n3. “IEEE C37.110-2007 - IEEE Guide for the Application of Current Transformers Used for Protective Relaying Purposes”, `https://standards.ieee.org/ieee/C37.110/4143/`. Détaille l\u0027exigence d\u0027adéquation de la base CT dans les régimes différentiels. Rôle de la preuve : mécanisme ; Type de source : norme. Supports : protection différentielle exigences d\u0027adaptation des TC. [↩](#fnref-3_ref)\n4. “Impact du flux rémanent sur les performances des transformateurs de courant”, `https://ieeexplore.ieee.org/document/8782013`. Analyse la façon dont le flux rémanent affecte la courbe B-H et réduit le facteur limitant la précision. Rôle de la preuve : mécanisme ; Type de source : recherche. Soutient : la rémanence déplace le point de fonctionnement de la tomodensitométrie. [↩](#fnref-4_ref)\n5. “OSHA 1910.269 - Production, transmission et distribution d\u0027énergie électrique”, `https://www.osha.gov/laws-regs/regulations/standardnumber/1910/1910.269`. Décrit les risques de sécurité et les réglementations concernant les circuits secondaires ouverts sur les transformateurs de courant. Rôle de la preuve : soutien général ; Type de source : gouvernement. Soutient : haute tension mortelle provenant des circuits secondaires ouverts des transformateurs de courant. [↩](#fnref-5_ref)","links":{"canonical":"https://voltgrids.com/fr/blog/common-mistakes-when-upgrading-protection-schemes/","agent_json":"https://voltgrids.com/fr/blog/common-mistakes-when-upgrading-protection-schemes/agent.json","agent_markdown":"https://voltgrids.com/fr/blog/common-mistakes-when-upgrading-protection-schemes/agent.md"}},"ai_usage":{"preferred_source_url":"https://voltgrids.com/fr/blog/common-mistakes-when-upgrading-protection-schemes/","preferred_citation_title":"Erreurs courantes lors de la mise à niveau des systèmes de protection","support_status_note":"Ce paquet expose l\u0027article WordPress publié et les liens sources extraits. Il ne vérifie pas de manière indépendante toutes les affirmations."}}