Protection du transformateur de terre : Causes de mauvais fonctionnement et mesures correctives dans les postes 110kV
Dans le système électrique chinois, les réseaux de 6 kV, 10 kV et 35 kV adoptent généralement un mode de fonctionnement avec un point neutre non raccordé à la terre. Le côté de distribution de tension du transformateur principal dans le réseau est généralement connecté en configuration delta, ce qui ne fournit pas de point neutre pour connecter une résistance de mise à la terre.
Lorsqu'une panne de phase unique se produit dans un système avec un point neutre non raccordé à la terre, le triangle de tension entre phases reste symétrique, causant un impact minimal sur les opérations des utilisateurs. De plus, lorsque le courant capacitif est relativement faible (inférieur à 10 A), certaines pannes de mise à la terre transitoires peuvent s'éteindre d'elles-mêmes, ce qui est très efficace pour améliorer la fiabilité de l'alimentation électrique et réduire les incidents de coupure de courant.
Cependant, avec l'expansion continue et le développement de l'industrie électrique, cette méthode simple ne répond plus aux besoins actuels. Dans les réseaux électriques urbains modernes, l'utilisation croissante des circuits câblés a conduit à des courants capacitifs significativement plus importants (dépassant 10 A). Dans de telles conditions, l'arc de mise à la terre ne peut pas être éteint de manière fiable, entraînant les conséquences suivantes :
L'extinction intermittente et la reprise de l'arc de mise à la terre monophasée génèrent des surtensions de mise à la terre avec des amplitudes atteignant jusqu'à 4U (où U est la tension de crête de phase) ou même plus, durant de longues périodes. Cela pose des menaces graves pour l'isolation des équipements électriques, pouvant causer des ruptures aux points d'isolation faibles et conduire à de grandes pertes.
L'arc persistant cause l'ionisation de l'air, dégradant l'isolation de l'air environnant et rendant plus probables les courts-circuits entre phases.
Des surtensions de ferro-résonance peuvent se produire, endommageant facilement les transformateurs de tension (PTs) et les parafoudres, et dans des cas graves, provoquant même l'explosion des parafoudres. Ces conséquences mettent sérieusement en danger l'isolation des équipements du réseau et menacent la sécurité du fonctionnement du système électrique.
Pour prévenir ces accidents et fournir un courant et une tension de séquence nulle suffisants pour le bon fonctionnement de la protection contre les pannes de mise à la terre, il est nécessaire de créer un point neutre artificiel afin de pouvoir y connecter une résistance de mise à la terre. Pour répondre à ce besoin, des transformateurs de mise à la terre (généralement appelés "unités de mise à la terre") ont été développés. Un transformateur de mise à la terre crée artificiellement un point neutre avec une résistance de mise à la terre, généralement de très faible valeur (généralement inférieure à 5 ohms).
De plus, en raison de ses caractéristiques électromagnétiques, le transformateur de mise à la terre présente une impédance élevée pour les courants de séquence positive et négative, permettant uniquement un faible courant d'excitation de circuler dans ses enroulements. Sur chaque branche de noyau, deux sections d'enroulement sont bobinées dans des directions opposées. Lorsque des courants de séquence nulle égaux traversent ces enroulements sur la même branche de noyau, ils présentent une faible impédance, résultant en une chute de tension minimale sur les enroulements sous des conditions de séquence nulle.
Lors d'une panne de mise à la terre, des courants de séquence positive, négative et nulle traversent les enroulements. Les enroulements présentent une impédance élevée pour les courants de séquence positive et négative, mais pour le courant de séquence nulle, les deux enroulements sur la même phase sont connectés en série avec des polarités opposées. Leurs forces électromotrices induites sont égales en amplitude mais opposées en direction, s'annulant mutuellement, présentant ainsi une faible impédance.
Dans de nombreuses applications, les transformateurs de mise à la terre sont utilisés uniquement pour fournir un point neutre avec une petite résistance de mise à la terre et ne fournissent aucune charge ; par conséquent, de nombreux transformateurs de mise à la terre sont conçus sans enroulement secondaire. Pendant le fonctionnement normal du réseau, le transformateur de mise à la terre fonctionne essentiellement en condition de charge nulle. Cependant, lors d'une panne, il transporte le courant de panne pendant une courte durée.
Dans un système avec un point neutre de basse résistance mis à la terre, lorsqu'une panne de phase unique se produit, une protection de séquence nulle très sensible identifie rapidement et isole temporairement le conducteur défectueux. Le transformateur de mise à la terre est actif uniquement pendant l'intervalle court entre la survenue de la panne de mise à la terre et l'action de la protection de séquence nulle pour éliminer la panne. Pendant ce temps, un courant de séquence nulle traverse la résistance de mise à la terre du point neutre et le transformateur de mise à la terre, donné par
où U est la tension de phase du système, R1 est la résistance de mise à la terre du point neutre, et R2 est la résistance supplémentaire dans la boucle de panne de mise à la terre.
Sur la base de l'analyse ci-dessus, les caractéristiques de fonctionnement des transformateurs de mise à la terre sont : un fonctionnement à long terme sans charge avec une capacité de surcharge à court terme.
En résumé, un transformateur de mise à la terre crée artificiellement un point neutre pour connecter une résistance de mise à la terre. Lors d'une panne de mise à la terre, il présente une haute impédance pour les courants de séquence positive et négative, mais une faible impédance pour le courant de séquence nulle, permettant un fonctionnement fiable de la protection contre les pannes de mise à la terre.
Actuellement, les transformateurs de mise à la terre installés dans les postes de transformation servent deux objectifs :
Fournir de l'électricité AC de basse tension pour l'usage auxiliaire du poste de transformation ;
Créer un point neutre artificiel sur le côté 10 kV, qui, combiné avec une bobine d'extinction d'arc, compense le courant de panne de mise à la terre capacitive lors de pannes de phase unique de 10 kV, éteignant ainsi l'arc au point de la panne. Le principe est le suivant :
Le long de toute la longueur des lignes de transmission dans un réseau triphasé, des capacités existent entre les phases et entre chaque phase et la terre. Lorsque le point neutre du réseau n'est pas solidement mis à la terre, la capacité phase-terre de la phase en panne devient nulle lors d'une panne de phase unique, tandis que les tensions phase-terre des deux autres phases augmentent à √3 fois la tension de phase normale. Bien que cette augmentation de tension ne dépasse pas la résistance d'isolation conçue pour la sécurité, elle augmente leur capacité phase-terre.
Le courant de défaut à la terre capacitif lors d'un défaut monophasé est approximativement trois fois le courant capacitif normal par phase. Lorsque ce courant est important, il provoque facilement des arcs intermittents, conduisant à des surtensions dans le circuit résonnant LC formé par l'inductance du réseau et la capacité, avec des amplitudes atteignant 2,5 à 3 fois la tension de phase. Plus la tension du réseau est élevée, plus le risque de telles surtensions est grand. Par conséquent, seuls les systèmes en dessous de 60 kV peuvent fonctionner avec un neutre non mis à la terre, car leurs courants de défaut à la terre capacitifs monophasés sont relativement faibles. Pour des tensions plus élevées, un transformateur de mise à la terre doit être utilisé pour connecter le point neutre par une impédance à la terre.
Lorsque le côté 10 kV d'un transformateur principal de sous-station est connecté en triangle ou en étoile sans point neutre, et que le courant de défaut à la terre capacitif monophasé est important, un transformateur de mise à la terre est nécessaire pour créer un point neutre artificiel, permettant la connexion à une bobine d'extinction d'arc. Cela forme un système de mise à la terre neutre artificielle—la fonction principale du transformateur de mise à la terre. Pendant le fonctionnement normal, le transformateur de mise à la terre supporte une tension de réseau équilibrée et ne transporte qu'un petit courant d'excitation (condition à vide).
La différence de potentiel entre le neutre et la terre est nulle (en ignorant la légère tension de déplacement du neutre due à la bobine d'extinction d'arc), et aucun courant ne circule à travers la bobine d'extinction d'arc. En supposant qu'une panne de phase C vers la terre se produit, la tension zéro-séquence résultant de l'asymétrie triphasée circule à travers la bobine d'extinction d'arc vers la terre. Comme la bobine d'extinction d'arc elle-même, le courant inductif induit compense le courant de défaut à la terre capacitif, éliminant l'arc au point de panne.
Ces dernières années, de nombreuses mauvaises opérations de protection des transformateurs de mise à la terre ont eu lieu dans des sous-stations de 110 kV dans une certaine région, affectant gravement la stabilité du réseau. Pour identifier les causes profondes, des analyses ont été menées sur les raisons de ces mauvaises opérations, et des mesures correspondantes ont été mises en œuvre pour prévenir leur récurrence et fournir des références pour d'autres régions.
Actuellement, les alimentations en 10 kV des sous-stations de 110 kV utilisent de plus en plus des lignes de câbles sortantes, augmentant considérablement le courant de défaut à la terre capacitif monophasé dans le système 10 kV. Pour réduire l'amplitude des surtensions lors des pannes de terre monophasées, les sous-stations de 110 kV ont commencé à installer des transformateurs de mise à la terre pour mettre en œuvre un schéma de mise à la terre à basse résistance, établissant un chemin de courant zéro-séquence. Cela permet une protection zéro-séquence sélective d'isoler les pannes de terre en fonction de l'emplacement de la panne, empêchant la réinitiation de l'arc et les surtensions, assurant ainsi une alimentation électrique sûre aux équipements du réseau.
À partir de 2008, un certain réseau régional a rénové ses systèmes 10 kV de sous-stations de 110 kV en mise à la terre à basse résistance en installant des transformateurs de mise à la terre et des dispositifs de protection associés. Cela a permis une isolation rapide de toute panne de terre sur les alimentations en 10 kV, minimisant l'impact sur le réseau. Cependant, récemment, cinq sous-stations de 110 kV de la région ont subi des mauvaises opérations répétées de protection des transformateurs de mise à la terre, causant des interruptions de sous-station et perturbant gravement la stabilité du réseau. Par conséquent, l'identification des causes et la mise en œuvre de mesures correctives sont essentielles pour maintenir la sécurité du réseau régional.
1.Analyse des causes des mauvaises opérations de protection des transformateurs de mise à la terre
Lorsqu'une alimentation en 10 kV subit une panne de court-circuit à la terre, la protection zéro-séquence sur l'alimentation défectueuse de la sous-station de 110 kV devrait agir en premier pour isoler la panne. Si elle ne le fait pas correctement, la protection zéro-séquence du transformateur de mise à la terre agira comme sauvegarde, déclenchant le disjoncteur de liaison de barres et les deux côtés du transformateur principal pour isoler la panne. Ainsi, le bon fonctionnement de la protection et des disjoncteurs des alimentations en 10 kV est crucial pour la sécurité du réseau. L'analyse statistique des mauvaises opérations dans cinq sous-stations de 110 kV montre que la cause principale est l'échec des alimentations en 10 kV à éliminer correctement les pannes de terre.
Principe de la protection zéro-séquence des alimentations en 10 kV :
Échantillonnage du CT zéro-séquence → Activation de la protection de l'alimentation → Déclenchement du disjoncteur.
À partir de ce principe, le CT zéro-séquence, le relais de protection de l'alimentation et le disjoncteur sont les composants clés pour un fonctionnement correct. L'analyse suivante examine les causes des mauvaises opérations à partir de ces aspects :
1.1 Erreur du CT zéro-séquence causant une mauvaise opération de la protection du transformateur de mise à la terre.
Lors d'une panne de terre sur une alimentation en 10 kV, le CT zéro-séquence de l'alimentation défectueuse détecte le courant de panne, déclenchant sa protection pour isoler la panne. Simultanément, le CT zéro-séquence du transformateur de mise à la terre détecte également le courant de panne et initie la protection. Pour assurer la sélectivité, la protection zéro-séquence de l'alimentation en 10 kV est réglée avec un courant et un temps de déclenchement inférieurs à ceux de la protection du transformateur de mise à la terre. Réglages de courant : transformateur de mise à la terre—75 A primaire, 1,5 s pour déclencher le disjoncteur de liaison de barres, 1,8 s pour bloquer le transfert automatique de 10 kV, 2,0 s pour déclencher le côté basse tension du transformateur, 2,5 s pour déclencher les deux côtés ; alimentation en 10 kV—60 A primaire, 1,0 s pour déclencher le disjoncteur.
Cependant, les erreurs de CT sont inévitables. Si le CT du transformateur de mise à la terre a une erreur de -10 % et que le CT de l'alimentation a une erreur de +10 %, les courants de fonctionnement réels deviennent 67,5 A et 66 A—presque égaux. En comptant uniquement sur la gradation temporelle, une panne de terre sur une alimentation en 10 kV pourrait facilement causer un déclenchement prématuré de la protection zéro-séquence de surintensité du transformateur de mise à la terre.
1.2 Mise à la terre incorrecte du blindage du câble causant une mauvaise opération.
Les alimentations en 10 kV des sous-stations de 110 kV utilisent des câbles blindés avec des blindages mis à la terre aux deux extrémités—une pratique courante pour atténuer les interférences électromagnétiques. Les CT zéro-séquence sont de type torique installés autour des câbles aux bornes de sortie des tableaux de distribution. Lors des pannes de terre, les courants non équilibrés induisent des signaux dans le CT pour activer la protection. Cependant, avec la mise à la terre des deux extrémités, les courants induits dans le blindage passent également à travers le CT zéro-séquence, créant de faux signaux. Sans une atténuation appropriée, cela altère la précision de la protection zéro-séquence de l'alimentation, entraînant un déclenchement de sauvegarde du transformateur de mise à la terre.
1.3 Échec de la protection des alimentations en 10 kV causant une mauvaise opération.
Les relais modernes à microprocesseur offrent des performances améliorées, mais la qualité variable des fabricants et une mauvaise dissipation thermique restent des problèmes. Les statistiques de pannes montrent que les modules d'alimentation, les cartes d'échantillonnage, les cartes CPU et les modules de sortie de déclenchement dans les protections des alimentations en 10 kV sont les plus susceptibles de tomber en panne. Des pannes non détectées peuvent causer un refus de protection, déclenchant une mauvaise opération du transformateur de mise à la terre.
1.4 Défaillance du disjoncteur de dérivation 10 kV causant une mauvaise opération.
En raison du vieillissement, des opérations fréquentes ou des problèmes de qualité inhérents, les pannes d'armoires de commutation 10 kV, en particulier dans les circuits de commande, sont en augmentation. Dans les zones montagneuses moins développées, les anciennes armoires GG-1A restent en service avec un taux plus élevé de défauts à la terre. Même si la protection par séquence nulle fonctionne correctement, une défaillance du disjoncteur (par exemple, un bobinage de déclenchement brûlé empêchant l'opération) entraîne une mauvaise opération du transformateur de terre.
1.5 Défauts de terre à haute impédance sur deux dérivations 10 kV (ou un seul défaut de haute impédance grave) causant une mauvaise opération.
Lorsque deux dérivations subissent des défauts de terre à haute impédance de même phase, les courants de séquence nulle individuels peuvent rester en dessous du seuil de déclenchement de 60 A (par exemple, 40 A et 50 A), donc les protections de dérivation ne font que signaler. Cependant, le courant total (90 A) dépasse le réglage de 75 A du transformateur de terre, provoquant un déclenchement prématuré. Avec des dérivations 10 kV entièrement câblées, les courants capacitifs normaux peuvent atteindre 12-15 A. Même un seul défaut de haute impédance grave (par exemple, 58 A) ajouté au courant capacitif normal s'approche de 75 A. Les oscillations du système pourraient alors facilement déclencher une mauvaise opération du transformateur de terre.
2.Mesures pour prévenir la mauvaise opération de la protection du transformateur de terre
Sur la base de l'analyse ci-dessus, les mesures suivantes sont recommandées :
2.1 Pour prévenir la mauvaise opération due à une erreur de CT
Utiliser des CT de séquence nulle de haute qualité ; tester rigoureusement les caractéristiques des CT avant l'installation et rejeter ceux ayant une erreur supérieure à 5 % ; définir les valeurs de déclenchement de protection en fonction du courant primaire ; vérifier les paramètres par tests d'injection primaire.
2.2 Pour prévenir un mauvais raccordement de la gaine du câble
Les conducteurs de mise à la terre de la gaine du câble doivent passer vers le bas à travers le CT de séquence nulle et être isolés des chemins de câbles. Il ne doit y avoir aucun contact de mise à la terre avant de passer à travers le CT. Exposer les extrémités métalliques pour les tests d'injection primaire ; isoler le reste de manière fiable.
Si le point de mise à la terre de la gaine est en dessous du CT, le conducteur ne doit pas passer à travers le CT. Éviter de faire passer le conducteur de mise à la terre de la gaine au milieu du CT.
Renforcer la formation technique afin que les équipes de protection par relais et de câbles comprennent pleinement les méthodes d'installation des CT et de mise à la terre de la gaine.
Renforcer les procédures d'acceptation avec des inspections conjointes par les équipes de relais, d'exploitation et de câbles.
2.3 Pour prévenir la défaillance de la protection de dérivation
Sélectionner des dispositifs de protection éprouvés et fiables ; remplacer les unités vieillissantes ou souvent défectueuses ; améliorer la maintenance ; installer la climatisation et la ventilation pour éviter le fonctionnement à haute température.
2.4 Pour prévenir la défaillance du disjoncteur de dérivation
Utiliser des armoires de commutation fiables et matures ; éliminer les anciens tableaux GG-1A au profit de types scellés, à ressort ou à chargeur électrique ; entretenir les circuits de commande ; utiliser des bobinages de déclenchement de haute qualité.
2.5 Pour prévenir la mauvaise opération due à un défaut de haute impédance
Patrouiller et réparer immédiatement les dérivations en cas d'alarme de séquence nulle ; réduire la longueur des dérivations ; équilibrer les charges de phase pour minimiser les courants capacitifs normaux.
3. Conclusion
Alors que de plus en plus de réseaux régionaux installent des transformateurs de terre et des protections associées pour améliorer la structure et la stabilité, les incidents récurrents de mauvaise opération soulignent la nécessité de traiter les effets néfastes. Ce document analyse les causes principales de la mauvaise opération de la protection du transformateur de terre et propose des contre-mesures, fournissant des orientations pour les régions qui ont installé ou prévoient d'installer de tels systèmes.
