Protection des Générateurs – Types de Défauts et Dispositifs de Protection

Pannes courantes des générateurs et systèmes de protection
Classification des pannes des générateurs

Les pannes des générateurs sont principalement classées en types internes et externes :

• Pannes internes : Proviennent de problèmes au sein des composants du générateur.

• Pannes externes : Découlent de conditions de fonctionnement anormales ou de problèmes du réseau externe.

Les pannes des moteurs principaux (par exemple, les moteurs diesel, les turbines) sont de nature mécanique et définies lors de la conception de l'équipement, bien qu'elles doivent s'intégrer aux protections du générateur pour des raisons de déclenchement.

Types de pannes internes
1. Pannes du stator

• Surchauffe des enroulements : Caused by permanent overloads or insulation breakdown.

• Défaut phase à phase : Se produit en raison d'une défaillance de l'isolation entre les phases.

• Défaut phase à terre : Fuite de courant des enroulements de phase vers le cadre du stator.

• Défaut intertour : Court-circuit entre deux spires adjacentes dans le même enroulement.

2. Pannes du rotor

• Défaut à la terre : Fuite de courant des enroulements du rotor vers l'arbre du rotor.

• Court-circuit des enroulements : Réduit la tension d'excitation et augmente le courant dans les rotors bobinés.

• Surchauffe : Provocquée par des courants déséquilibrés du stator (par exemple, coupure monopolaire, séquence négative).

3. Perte de champ/excitation

• Le flux de puissance réactive vers le générateur le fait fonctionner comme un générateur à induction et perdre sa synchronisation.

4. Fonctionnement hors pas

• Contraintes mécaniques sur l'arbre et variations de tension dues à la perte de synchronisation avec le réseau.

5. Fonctionnement moteur

• Le générateur tire de l'énergie du réseau lorsque l'alimentation du moteur principal échoue (par exemple, perte de vapeur/eau), risquant une surchauffe ou une cavitation dans les turbines.

6. Pannes mécaniques

• Surchauffe des paliers, perte de pression d'huile de lubrification et vibrations excessives.

Mécanisme de surchauffe du rotor

Les courants déséquilibrés du stator (par exemple, séquence négative) induisent des courants de Foucault dans le rotor à deux fois la fréquence du système (100/120 Hz), provoquant une surchauffe localisée. Cela affaiblit les cale-pieds et les bagues du rotor.

Types de pannes externes
Anomalies du système électrique

• Courts-circuits externes : Défauts sur le réseau affectant le fonctionnement du générateur.

• Connexion non synchronisée : Dommages dus à un parallélisme incorrect du générateur.

• Surcharges/survitesses : Caused by sudden load shedding or prime mover control failure.

• Déséquilibre de phase/séquence négative : Induit des courants de Foucault dans le rotor et une surchauffe.

• Déviations de fréquence/tension : Fréquence ou tension sous ou supérieure, stressant les composants du générateur.

Dispositifs de protection des générateurs
Schémas de protection clés
1. Protection contre les pannes du stator

• Relais différentiel : Détecte les défauts phase à phase et phase à terre en comparant les courants d'entrée et de sortie.

• Protection contre les défauts à la terre : Utilise des relais de surintensité (pour le branchement résistif) ou des relais de tension (pour le branchement transformateur) pour détecter les défauts à la terre du stator.

2. Protection contre les pannes du rotor

• Les relais de défaut à la terre surveillent la rupture d'isolation entre les enroulements du rotor et l'arbre.

3. Protection contre les charges déséquilibrées

• Surveille les courants de séquence négative et la perte d'excitation, qui causent des problèmes de flux de puissance réactive.

4. Protection contre la surchauffe

• Les relais thermiques ou les capteurs de température détectent la surchauffe des enroulements du stator et des paliers ; les relais de séquence négative gèrent la chauffe du rotor.

5. Protection mécanique

• Les relais de survitesse, les capteurs de vibration et les interrupteurs de basse pression/vide protègent contre les pannes du moteur principal et des turbines.

6. Protection de secours et supplémentaire

• Les relais de puissance inverse empêchent le fonctionnement moteur, tandis que les relais différentiels pour les défauts à la terre du stator fournissent la détection primaire des défauts (voir la Figure 1 pour les connexions typiques).

• Differential Relays: Compare currents at both ends of stator windings to detect internal faults.

Principes de protection

• Détection de la tension zéro-séquence : Identifie les défauts intertour en surveillant les déséquilibres de tension via les transformateurs de tension (VT).

• Adaptation du système de mise à la terre: Les schémas de protection varient en fonction des méthodes de mise à la terre du stator (résistance ou transformateur), utilisant des TC ou des VT pour détecter les courants/f tensions de défaut.

Mécanismes de protection des défauts des enroulements du rotor

Les courts-circuits des enroulements du rotor bobiné sont protégés par des relais de surintensité, qui déclenchent le générateur en détectant des pics anormaux de courant. Les défauts à la terre représentent un autre risque pour les enroulements du rotor, bien que leur protection nécessite des approches spécialisées.

Dans les grands générateurs thermiques, les enroulements du rotor ou du champ sont généralement non mis à la terre, ce qui signifie qu'un défaut unique à la terre ne produit pas de courant de défaut. Cependant, un tel défaut élève le potentiel de l'ensemble du système de champ et d'excitation. Les tensions supplémentaires induites par l'ouverture du circuit de champ ou du disjoncteur principal du générateur, en particulier pendant les conditions de défaut, peuvent stresser l'isolation des enroulements de champ, potentiellement causant un second défaut à la terre. Un second défaut peut entraîner un chauffage localisé du fer, une distorsion du rotor et un déséquilibre mécanique dangereux.

La protection contre les défauts à la terre du rotor utilise souvent un relais qui surveille l'isolation en appliquant une tension alternative auxiliaire au rotor. Alternativement, un relais de tension est utilisé en série avec un réseau de haute résistance (généralement une combinaison de résistances linéaires et non linéaires) à travers le circuit du rotor. Le point central de ce réseau est connecté à la terre via une bobine de relais sensible (code ANSI/IEEE/IEC 64). Les schémas de protection modernes favorisent de plus en plus des combinaisons de résistances linéaires et non linéaires pour améliorer la détection des défauts et la surveillance de l'isolation.

Mécanismes de protection contre la perte de champ et la sur-excitation

La protection contre la perte de champ utilise un relais pour détecter les changements de flux de puissance réactive. Un schéma typique utilise un relais Mho décalé (impédance) - un dispositif monophasé alimenté par des transformateurs de courant (TC) et des transformateurs de tension (VT) - pour mesurer l'impédance de charge. Le relais se déclenche lorsque l'impédance tombe dans sa caractéristique de fonctionnement. Un relais de temporisation initie le déclenchement du générateur si la puissance réactive menante persiste pendant 1 seconde (temporisation standard).

Protection contre la sur-excitation

Pour prévenir la saturation du noyau lors du démarrage et de l'arrêt, la protection contre la sur-excitation (code ANSI/IEEE/IEC 59) est mise en œuvre, basée sur la relation :B = V/f
où :

• B = densité de flux magnétique (tesla, T)

• V = tension appliquée (volts, V)

• f = fréquence (hertz, Hz)

La densité de flux du noyau doit rester en dessous du point de saturation, ce qui signifie que la tension ne peut augmenter que proportionnellement à la fréquence (vitesse). Une excitation rapide augmente le risque de sur-excitation, détecté par des relais Volts par Hertz. Ces relais présentent des caractéristiques linéaires et se déclenchent lorsque V/f dépasse les seuils définis.

Protection contre la surchauffe du stator et du rotor

• Enroulements du stator et paliers : Surveillance de la température via des détecteurs de température à résistance (RTD) et des thermistances.

• Déséquilibre de phase du stator : Relais de surintensité à temps inverse réglés sur la tolérance maximale de chaleur du rotor.

• Protection de séquence négative : Protège la machine de la surchauffe du rotor causée par des courants déséquilibrés du stator, qui induisent des courants de Foucault nuisibles dans le rotor.

Des systèmes de protection fiables sont essentiels pour minimiser les dommages et le temps de réparation, car les générateurs sont parmi les composants les plus coûteux des systèmes électriques.

Cette protection utilise un relais qui compare les courants dans deux phases via des transformateurs de courant (TC), comme illustré dans la Figure 2. Les paramètres de protection sont déterminés par le temps maximal que le rotor peut endurer la surchauffe, défini par l'équation K = I²t (dérivée de la loi de Joule), où I est le courant de séquence négative et t est la durée.

Les courbes typiques de temps-courant spécifiées par le fabricant pour cette condition varient en fonction du type de moteur principal, comme indiqué dans le diagramme référencé.

Systèmes de protection contre la puissance inverse, hors pas et fréquence/tension
Protection contre la puissance inverse (code ANSI/IEEE/IEC 32)

Cette protection utilise un relais directionnel de puissance pour surveiller la charge du générateur, alimenté par des TC et des VT (voir Figure 3). Le relais se déclenche en détectant un flux de puissance négatif - indiquant que le générateur tire de l'énergie du réseau (fonctionnement moteur) - et déclenche le déclenchement pour éviter les dommages à la turbine.

Protection hors pas

Conçue pour détecter les perturbations du système électrique (et non les pannes du générateur), cette protection identifie le glissement de pôle lorsque le générateur perd sa synchronisation. Elle déclenche les disjoncteurs du générateur tout en maintenant la turbine en marche, permettant une resynchronisation après la disparition de la perturbation.

• Principe de fonctionnement : Trois relais d'impédance mesurent l'impédance de charge. Le déclenchement se produit si les relais s'activent dans un ordre spécifique pendant les oscillations de puissance, distinguant cela de la perte d'excitation (qui se produit à champ nul) et du fonctionnement avec le générateur à champ plein.

Protection de fréquence et de tension
Protection contre les sous-fréquences et sur-fréquences (code ANSI/IEEE/IEC 81)

• Surfréquence : Caused by sudden load shedding, risking overvoltage if not managed. Generator controls must adjust output to match demand.

• Sous-fréquence : Résulte d'une génération insuffisante pour les charges connectées, entraînant des baisses de tension, une excitation accrue et une surchauffe du rotor et du stator. L'élimination de charge est cruciale pour prévenir l'effondrement du système.

Relais de sous-tension et de surtension (codes 27/59)

Surveillent et contrôlent les écarts de tension pour protéger l'équipement du stress ou des dommages.

Protection de démarrage supplémentaire de phase

Empêche le démarrage du générateur en présence d'un défaut ou d'une charge. Des relais de surintensité à réglage bas s'activent uniquement lorsque la fréquence est inférieure à 52 Hz (pour les systèmes 60 Hz) ou 42 Hz (pour les systèmes 50 Hz), assurant la protection pendant les transitoires de démarrage.

Protection contre les courts-circuits externes

Les relais de surintensité (50, 50N, 51, 51N) détectent et éliminent les défauts sur le réseau externe, protégeant le générateur des courants de défaut excessifs.

Ces schémas de protection abordent collectivement les anomalies opérationnelles - des inversions de flux de puissance aux perturbations systémiques - assurant l'intégrité du générateur et la stabilité du réseau.