Analyse des causes de la mauvaise opération de la protection du transformateur de terre
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 des transformateurs principaux du réseau est généralement connecté en configuration delta, ce qui ne fournit pas de point neutre pour connecter des résistances de mise à la terre. Lorsqu'une panne de court-circuit monophasée se produit dans un système avec un point neutre non raccordé, le triangle de tension entre phases reste symétrique, causant une perturbation minimale aux opérations des utilisateurs. De plus, lorsque le courant capacitif est relativement faible (inférieur à 10 A), certaines pannes de court-circuit 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.
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 élevés (dépassant 10 A). Dans ces conditions, l'arc de court-circuit ne peut pas être éteint de manière fiable, entraînant les conséquences suivantes :
L'extinction intermittente et la reprise de l'arc de court-circuit monophasé peuvent générer des surtensions d'arc-terre avec des amplitudes atteignant jusqu'à 4U (où U est la tension de crête phase) ou même plus, durant de longues périodes. Cela pose des menaces graves pour l'isolation des équipements électriques, pouvant provoquer des ruptures aux points d'isolation faibles et entraîner des pertes importantes.
L'arc persistant ionise l'air environnant, dégradant ses propriétés isolantes et augmentant la probabilité de courts-circuits interphasiques.
Des surtensions ferro-résonnantes peuvent se produire, endommageant facilement les transformateurs de tension et les parafoudres, potentiellement même provoquant des explosions de parafoudres. Ces conséquences mettent gravement en danger l'intégrité de l'isolation des équipements du réseau et menacent le fonctionnement sûr de l'ensemble du système électrique.
Pour prévenir de tels incidents et fournir un courant et une tension de séquence nulle suffisants pour assurer le fonctionnement fiable de la protection contre les pannes de court-circuit, un point neutre artificiel doit être créé afin de pouvoir y connecter une résistance de mise à la terre. Ce besoin a conduit au développement des transformateurs de mise à la terre (généralement appelés "transformateurs de mise à la terre" ou "unités de mise à la terre"). Un transformateur de mise à la terre crée artificiellement un point neutre avec une résistance de mise à la terre, généralement caractérisée par une résistance très faible (généralement inférieure à 5 ohms).
De plus, en raison de ses caractéristiques électromagnétiques, le transformateur de mise à la terre présente une forte impédance aux courants de séquence positive et négative, permettant uniquement un petit courant d'excitation de circuler dans ses enroulements. Sur chaque branche du noyau, deux sections d'enroulement sont bobinées dans des directions opposées. Lorsque des courants de séquence nulle égaux circulent dans ces enroulements, ils présentent une faible impédance, résultant en une chute de tension minimale à travers les enroulements sous des conditions de séquence nulle.
Spécifiquement, lors d'une panne de court-circuit, l'enroulement transporte des courants de séquence positive, négative et nulle. Il présente une forte impédance aux courants de séquence positive et négative mais une faible impédance au courant de séquence nulle. Ceci est dû au fait que, dans la même phase, les deux enroulements sont connectés en série avec des polarités opposées ; leurs forces électromotrices induites sont égales en magnitude mais opposées en direction, s'annulant mutuellement, présentant ainsi une faible impédance au courant de séquence nulle.
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 secondaire. 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 à vide. Cependant, pendant une panne, il transporte le courant de panne seulement pendant une courte durée. Dans un système mis à la terre à basse résistance, lorsque se produit une panne de court-circuit monophasée sur le côté 10 kV, une protection de séquence nulle hautement sensible identifie rapidement et isole temporairement le circuit défectueux.
Le transformateur de mise à la terre est actif uniquement pendant l'intervalle bref entre la survenue de la panne et l'action de la protection de séquence nulle du circuit. Pendant ce temps, le courant de séquence nulle circule à travers la résistance de mise à la terre du point neutre et le transformateur de mise à la terre, selon la formule : I_R = U / (R₁ + R₂), 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 court-circuit.
Selon l'analyse ci-dessus, les caractéristiques de fonctionnement d'un transformateur de mise à la terre sont : un fonctionnement à long terme sans charge et un surcharge à court terme pendant les pannes.
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 court-circuit, il présente une forte impédance aux courants de séquence positive et négative mais une faible impédance au courant de séquence nulle, assurant ainsi le fonctionnement fiable de la protection contre les pannes de court-circuit.
Actuellement, les transformateurs de mise à la terre installés dans les postes de transformation servent deux objectifs principaux :
Fournir de l'électricité alternative en basse tension pour l'usage auxiliaire du poste de transformation ;
Créer un point neutre artificiel sur le côté 10 kV, qui, combiné avec un bobinage d'extinction d'arc (bobinage de Petersen), compense le courant de panne de court-circuit capacitif pendant les pannes de court-circuit monophasées de 10 kV, éteignant ainsi l'arc au point de la panne. Le principe est le suivant :
Le long de toute la longueur des conducteurs dans un réseau triphasé, il existe une capacité à la fois 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 à la terre de la phase défaillante devient nulle lors d'une panne de court-circuit monophasée, tandis que les tensions des deux autres phases augmentent à √3 fois la tension de phase normale. Bien que cette augmentation de tension reste dans les limites de conception de l'isolation, elle augmente leur capacité à la terre. Le courant de panne de court-circuit capacitif pendant une panne monophasée est approximativement trois fois le courant capacitif par phase normal. Lorsque ce courant devient important, il maintient facilement des arcs intermittents, excitant des oscillations résonnantes dans le circuit inductif-capacitif du réseau et générant des surtensions allant jusqu'à 2,5-3 fois la tension de phase. Plus la tension du réseau est élevée, plus le risque lié à de telles surtensions est grand. Par conséquent, seuls les systèmes inférieurs à 60 kV peuvent fonctionner avec un point neutre non raccordé, car leurs courants de panne de court-circuit capacitif monophasé restent faibles. Pour les systèmes de tension supérieure, un transformateur de mise à la terre doit être utilisé pour connecter le point neutre via une impédance.
Lorsqu'un côté du transformateur principal d'une sous-station (par exemple, le côté 10 kV) est connecté en triangle ou en étoile sans neutre sortant, et que le courant de terre capacitif monophasé est important, il n'y a pas de point neutre disponible pour la mise à la terre. Dans ces cas, un transformateur de mise à la terre est utilisé pour créer un point neutre artificiel, permettant la connexion à une bobine d'extinction d'arc. Ce point neutre artificiel permet au système de compenser le courant capacitif et d'éteindre les arcs de terre - c'est le rôle fondamental du transformateur de mise à la terre.
En fonctionnement normal, le transformateur de mise à la terre subit des tensions triphasées équilibrées et ne transporte qu'un faible courant d'excitation, fonctionnant essentiellement sans charge. La différence de potentiel entre le neutre et la terre est nulle (en négligeant la petite tension de déplacement du neutre due à la bobine d'extinction d'arc), et aucun courant ne circule dans la bobine. Si, par exemple, la phase C subit une panne de terre, la tension séquentielle zéro (dérivée de l'asymétrie) circule à travers la bobine d'extinction d'arc vers la terre. La bobine génère un courant inductif qui compense le courant de panne de terre capacitif, éliminant ainsi l'arc - fonctionnellement identique à une bobine d'extinction d'arc autonome.
Ces dernières années, de nombreuses mauvaises opérations de protection des transformateurs de mise à la terre se sont produites dans des sous-stations de 110 kV dans une certaine région, affectant gravement la stabilité du réseau. Des analyses ont été menées, des mesures correctives mises en œuvre et des leçons partagées pour prévenir la récurrence et guider d'autres régions.
Avec l'utilisation croissante de câbles alimentaires dans les réseaux 10 kV des sous-stations de 110 kV, les courants de terre capacitifs monophasés ont considérablement augmenté. Pour supprimer l'amplitude des surtensions lors des pannes de terre, de nombreuses sous-stations de 110 kV installent maintenant des transformateurs de mise à la terre pour mettre en œuvre une mise à la terre à basse résistance, établissant un chemin de courant séquentiel zéro. Cela permet une protection séquentielle zéro sélective pour isoler les pannes de terre en fonction de leur localisation, empêchant la reprise des arcs et assurant un approvisionnement électrique sûr.
Depuis 2008, une certaine région a rénové ses systèmes 10 kV des sous-stations de 110 kV pour une mise à la terre à basse résistance en installant des transformateurs de mise à la terre et des dispositifs de protection associés. Cela permet une isolation rapide de toute panne de terre sur un alimentateur 10 kV, minimisant l'impact sur le réseau. Cependant, récemment, cinq sous-stations de 110 kV dans la région ont connu des mauvaises opérations répétées de la protection des transformateurs de mise à la terre, causant des coupures et menaçant la stabilité du réseau. Ainsi, identifier les causes et mettre en œuvre des solutions est essentiel.
1. Analyse des causes des mauvaises opérations de protection des transformateurs de mise à la terre
Lorsqu'un alimentateur 10 kV subit une panne de terre, la protection séquentielle zéro de l'alimentateur à la sous-station de 110 kV devrait fonctionner en premier pour isoler la panne. Si elle échoue, la protection séquentielle zéro de secours du transformateur de mise à la terre déclenche les disjoncteurs de liaison de barres et de transformateur principal pour contenir la panne. Par conséquent, le bon fonctionnement de la protection et des disjoncteurs de l'alimentateur 10 kV est crucial. L'analyse statistique des mauvaises opérations dans cinq sous-stations montre que l'échec de la protection de l'alimentateur est la cause principale.
La protection séquentielle zéro de l'alimentateur 10 kV fonctionne comme suit : échantillonnage par CT séquentiel zéro → initiation de la protection → déclenchement du disjoncteur. Les composants clés sont le CT séquentiel zéro, le relais de protection et le disjoncteur. L'analyse se concentre sur ceux-ci :
1.1 Erreurs de CT séquentiel zéro causant des mauvaises opérations
Lors d'une panne de terre, le CT séquentiel zéro de l'alimentateur défectueux détecte le courant de panne, déclenchant sa protection. Simultanément, le CT séquentiel zéro du transformateur de mise à la terre perçoit également le courant. Pour assurer la sélectivité, les paramètres de protection de l'alimentateur (par exemple, 60 A, 1,0 s) sont inférieurs aux paramètres du transformateur de mise à la terre (par exemple, 75 A, 1,5 s pour déclencher la liaison de barres, 2,5 s pour déclencher le transformateur principal). Cependant, les erreurs de CT (par exemple, -10% pour le CT du transformateur de mise à la terre, +10% pour le CT de l'alimentateur) peuvent rendre les courants de déclenchement effectifs presque égaux (67,5 A vs 66 A), ne comptant que sur le délai. Cela augmente le risque de dépassement du transformateur de mise à la terre.
1.2 Mise à la terre incorrecte du blindage du câble causant des mauvaises opérations
Les alimentateurs 10 kV utilisent des câbles blindés avec des blindages mis à la terre aux deux extrémités - une pratique courante pour atténuer les EMI. Les CT séquentiels zéro sont généralement toriques, installés autour du câble à la sortie du tableau de distribution. Lors d'une panne de terre, le courant non équilibré induit un signal dans le CT. Cependant, si le blindage est mis à la terre aux deux extrémités, les courants circulants du blindage passent également à travers le CT, distordant la mesure. Sans une installation correcte (par exemple, le fil de mise à la terre du blindage passant correctement à travers le CT), la protection de l'alimentateur peut échouer, entraînant un dépassement du transformateur de mise à la terre.
1.3 Échec de la protection de l'alimentateur causant des mauvaises opérations
Bien que les relais à microprocesseur offrent des performances élevées, la qualité des produits varie. Les pannes courantes concernent les modules d'alimentation, d'échantillonnage, de CPU ou de sortie de déclenchement. Si non détectées, elles peuvent causer un refus de protection, conduisant à une mauvaise opération du transformateur de mise à la terre.
1.4 Échec du disjoncteur de l'alimentateur causant des mauvaises opérations
Le vieillissement, les opérations fréquentes ou les disjoncteurs de mauvaise qualité (en particulier les anciens types GG-1A dans les zones rurales) augmentent les taux de défaillance. Les pannes de circuit de commande - en particulier les bobines de déclenchement brûlées - empêchent le fonctionnement du disjoncteur même lorsque la protection commande un déclenchement, obligeant la protection de secours du transformateur de mise à la terre à agir.
1.5 Pannes de terre à haute impédance sur un ou deux alimentateurs causant des mauvaises opérations
Si deux alimentateurs subissent simultanément des pannes de terre à haute impédance sur la même phase, les courants séquentiels zéro individuels (par exemple, 40 A et 50 A) peuvent rester en dessous du seuil de déclenchement de l'alimentateur (60 A), mais leur somme (90 A) dépasse le paramètre du transformateur de mise à la terre (75 A), causant un dépassement. Même une seule panne de terre à haute impédance sévère (par exemple, 58 A) combinée au courant capacitif normal (par exemple, 12-15 A) peut approcher 75 A. Les perturbations du système peuvent alors déclencher une mauvaise opération.
2. Mesures correctives pour prévenir les mauvaises opérations
2.1 Résoudre les erreurs de CT
Utiliser des CT séquentiels zéro de haute qualité ; rejeter les unités avec une erreur > 5% lors de la mise en service ; définir les seuils de protection en fonction des valeurs primaires ; vérifier les paramètres par tests d'injection primaire.
2.2 Corriger la mise à la terre du blindage du câble
Faites passer les fils de terre du bouclier vers le bas à travers le CT de séquence nulle et isolez-les des chemins de câbles ; évitez tout contact avant le CT.
Laissez les extrémités des conducteurs exposées pour les tests ; isolez le reste.
Si le point de mise à la terre du bouclier est en dessous du CT, ne le faites pas passer à travers le CT. Évitez de placer le point de mise à la terre à l'intérieur de la fenêtre du CT.
Formez le personnel de protection et de câblage sur l'installation correcte.
Assurez des inspections conjointes d'acceptation par les équipes de relais, d'exploitation et de câbles.
2.3 Prévenir le refus de protection
Utilisez des relais éprouvés et fiables ; remplacez les unités vieillissantes ou défectueuses ; améliorez la maintenance ; installez un système de refroidissement/ventilation pour prévenir la surchauffe.
2.4 Prévenir le refus du disjoncteur
Utilisez des disjoncteurs fiables et modernes (par exemple, à ressort ou à moteur, étanches) ; éliminez les anciennes armoires GG-1A ; maintenez les circuits de commande ; utilisez des bobines de déclenchement de haute qualité.
2.5 Atténuer les risques de défauts à haute impédance
Investiguer et nettoyer rapidement les alimentations lorsqu'un alarme de terre se produit ; réduire les longueurs des alimentations ; équilibrer les charges de phase pour minimiser le courant capacitif normal.
3. Conclusion
Bien que les transformateurs de terre améliorent la structure et la stabilité du réseau, les mauvais fonctionnements récurrents mettent en évidence des risques cachés. Cet article analyse les causes clés et propose des solutions pratiques pour guider les régions qui ont installé ou prévoient d'installer des transformateurs de terre.
Transformateurs de terre en zigzag (type Z)
Dans les réseaux de distribution de 35 kV et 66 kV, les enroulements des transformateurs sont généralement connectés en étoile avec un point neutre disponible, ce qui élimine la nécessité de transformateurs de terre. Cependant, dans les réseaux de 6 kV et 10 kV, les transformateurs connectés en triangle n'ont pas de point neutre, nécessitant un transformateur de terre pour en fournir un - principalement pour connecter des bobines d'extinction d'arc.
Les transformateurs de terre utilisent des connexions d'enroulement en zigzag (type Z) : chaque enroulement de phase est divisé sur deux jambages de noyau. Les flux magnétiques de séquence nulle des deux enroulements s'annulent mutuellement, résultant en une impédance de séquence nulle très faible (généralement <10 Ω), des pertes à vide basses et une utilisation de plus de 90 % de la capacité nominale. En revanche, les transformateurs conventionnels ont une impédance de séquence nulle beaucoup plus élevée, limitant la capacité des bobines d'extinction d'arc à ≤20 % de la capacité nominale du transformateur. Ainsi, les transformateurs de type Z sont optimaux pour les applications de mise à la terre.
Lorsque la tension de déséquilibre du système est importante, des enroulements de type Z équilibrés suffisent pour la mesure. Dans les systèmes à faible déséquilibre (par exemple, des réseaux entièrement câblés), le neutre est conçu pour produire une tension de déséquilibre de 30 à 70 V pour répondre aux besoins de mesure.
Les transformateurs de terre peuvent également alimenter des charges secondaires, servant ainsi de transformateurs de service de station. Dans de tels cas, la puissance primaire est égale à la somme de la capacité de la bobine d'extinction d'arc et de la capacité de charge secondaire.
La fonction principale d'un transformateur de terre est de fournir un courant de compensation de défaut de terre.
La figure 1 et la figure 2 montrent deux connexions courantes de transformateurs de terre de type Z : ZNyn11 et ZNyn1. Le principe derrière l'impédance de séquence nulle faible est le suivant : chaque jambage de noyau contient deux enroulements identiques connectés à des tensions de phase différentes. Sous une tension de séquence positive ou négative, la force magnéto-motrice (FMM) sur chaque jambage est la somme vectorielle de deux FMM de phase. Les trois FMM de jambage sont équilibrées et espacées de 120°, formant un circuit magnétique fermé avec une faible réluctance, un fort flux, une forte tension induite et donc une forte impédance de magnétisation.
Sous une tension de séquence nulle, les deux enroulements sur chaque jambage produisent des FMM égales mais opposées, entraînant une FMM nette nulle par jambage. Aucun flux de séquence nulle ne circule dans le noyau ; au lieu de cela, il circule à travers la cuve et le milieu environnant, rencontrant une forte réluctance. Par conséquent, le flux et l'impédance de séquence nulle sont très faibles.
