Brève discussion sur le choix des transformateurs de terre dans les postes d'augmentation
Les transformateurs de terre, communément appelés "transformateurs de terre" ou simplement "unités de terre", fonctionnent en charge nulle pendant le fonctionnement normal du réseau et subissent une surcharge en cas de court-circuit. Selon le milieu de remplissage, ils sont généralement classés en types à isolation liquide (huile) et à isolation sèche ; selon le nombre de phases, ils peuvent être soit des transformateurs de terre triphasés, soit monophasés.
Un transformateur de terre crée artificiellement un point neutre pour connecter une résistance de terre. Lorsqu'une faute de terre se produit dans le système, il présente une forte impédance aux courants de séquence positive et négative, mais une faible impédance au courant de séquence zéro, assurant ainsi le fonctionnement fiable de la protection contre les fautes de terre. Le choix approprié et rationnel des transformateurs de terre est d'une grande importance pour l'extinction des arcs lors des courts-circuits, l'élimination des surtensions dues à la résonance électromagnétique et pour assurer le fonctionnement sûr et stable du réseau électrique.
Le choix des transformateurs de terre doit être évalué de manière globale en fonction des critères techniques suivants : type, puissance nominale, fréquence, tensions et courants nominaux, niveau d'isolation, coefficient de montée en température, et capacité de surcharge. Les conditions environnementales doivent également être prises en compte avec soin, y compris la température ambiante, l'altitude, la variation de température, la gravité de la pollution, l'intensité sismique, la vitesse du vent et l'humidité.
Lorsque le point neutre du système peut être accédé directement, un transformateur de terre monophasé est préféré ; sinon, un transformateur de terre triphasé doit être utilisé.
Sélection de la puissance du transformateur de terre
La sélection de la puissance d'un transformateur de terre dépend principalement de son type, des caractéristiques de l'équipement connecté au point neutre et de la présence d'une charge secondaire. Généralement, une marge suffisante a déjà été intégrée dans le calcul de la puissance de l'équipement connecté au point neutre (par exemple, la bobine d'extinction d'arc), donc aucune déclassement ou facteur de sécurité supplémentaire n'est nécessaire lors de la sélection.
Dans les centrales photovoltaïques, le côté secondaire du transformateur de terre alimente généralement des charges auxiliaires. Par conséquent, l'auteur explique brièvement comment déterminer la puissance du transformateur de terre en présence d'une charge secondaire.
Dans ce cas, la puissance du transformateur de terre est principalement déterminée en fonction de la puissance de la bobine d'extinction d'arc connectée au point neutre et de la puissance de la charge secondaire. Le calcul est effectué en utilisant une durée nominale de 2 heures équivalente à la puissance de la bobine d'extinction d'arc. Pour les charges critiques, la puissance peut également être déterminée en fonction du temps de fonctionnement continu. La bobine d'extinction d'arc est traitée comme une puissance réactive (Qₓ), tandis que la charge secondaire est calculée en séparant la puissance active (Pf) et la puissance réactive (Qf). La formule de calcul est la suivante :
Lors de l'utilisation de la protection contre les fautes de terre basée sur la composante active inverse du courant de séquence zéro, une résistance de terre de valeur appropriée est ajoutée au primaire ou au secondaire de la bobine d'extinction d'arc pour améliorer la sensibilité et la précision de la sélection de la protection de terre. Bien que cette résistance consomme de la puissance active pendant son utilisation, sa durée d'utilisation est courte et l'augmentation de courant qui en résulte est faible ; par conséquent, aucune augmentation de puissance supplémentaire pour le transformateur de terre n'est requise.
