Calculs de conception pour les schémas de mise à la terre neutre et la dimensionnement des transformateurs de terre dans les centrales solaires photovoltaïques de grande puissance

1 Classification des méthodes de mise à la terre neutre pour les centrales photovoltaïques

Influencées par les différences de niveaux de tension et de structures de réseau entre les régions, les méthodes de mise à la terre neutre des systèmes électriques sont principalement classées en mise à la terre non efficace et mise à la terre efficace. La mise à la terre non efficace comprend la mise à la terre neutre via des bobines d'extinction d'arc et les systèmes non mis à la terre, tandis que la mise à la terre efficace comprend la mise à la terre solide du neutre et la mise à la terre neutre via des résistances. Le choix d'une méthode de mise à la terre neutre est une question globale, impliquant des considérations sur la sensibilité de la protection relais, les niveaux d'isolement des équipements, les coûts d'investissement, la continuité de l'alimentation, la difficulté de l'exploitation et de la maintenance, l'étendue des pannes et leur impact sur la stabilité du système.

1.1 Mise à la terre non efficace
1.1.1 Mise à la terre neutre via des bobines d'extinction d'arc

Une bobine d'extinction d'arc est installée au point neutre du système. En cas de panne, le courant inductif compense le courant capacitif du système, et le courant de défaut au point de mise à la terre est le courant inductif résiduel après compensation. Lorsqu'une panne monophasée se produit, la bobine compense le courant capacitif pour éteindre rapidement l'arc de défaut, réduisant les arcs intermittents et les surtensions. Le système peut continuer à fonctionner pendant un certain temps après la panne, convenant aux scénarios d'alimentation hautement fiables.

Caractéristiques clés :

• Protection & Exploitation : Un faible courant de défaut rend la protection séquentielle zéro ordinaire peu sensible, nécessitant une protection complexe contre les défauts monophasés. La bobine doit fonctionner en mode de surcompensation ; les opérateurs doivent ajuster les paramètres en temps opportun avec les changements du réseau, ce qui complique la maintenance.

• Configuration : Évitez l'installation concentrée de plusieurs bobines ou d'une seule bobine pour éviter un échec de compensation.

• Applicabilité & Limites : Convient aux systèmes avec de forts courants capacitifs de défaut monophasé, réduisant les effets thermiques sur les équipements et permettant une alimentation continue à court terme. Cependant, la protection relais ne peut pas couper rapidement les défauts dans les grandes centrales PV. Ainsi, elle est moins utilisée dans les centrales PV de niveau MW et au-dessus, ainsi que sur les barres de 10 kV/35 kV, avec des systèmes de bobines d'extinction d'arc anciens étant rénovés.

1.1.2 Neutre non mis à la terre

Les systèmes non mis à la terre (mise à la terre non efficace) présentent des courants de défaut provenant du couplage capacitif des lignes/équipements lors de défauts monophasés, sans boucle de court-circuit. Cela permet un fonctionnement défectueux de 1-2 heures en raison de faibles courants et de tensions interphases maintenues, mais comporte un risque de surtension due à la reprise d'arc nécessitant une isolation élevée. Convenable pour de faibles courants capacitifs (par exemple, côtés AC des onduleurs PV, transformateurs basse tension non 引出 neutral).

1.2 Mise à la terre efficace
1.2.1 Mise à la terre solide du neutre

Offre un fort courant de défaut, une protection sensible, une faible surtension et une isolation plus souple, mais comporte un risque de fiabilité réduite en raison de courants de mise à la terre excessifs et d'une interférence de communication sévère. Courante dans les transformateurs haute tension ≥110 kV des centrales PV ≥50 MW, avec des interrupteurs isolants de neutre et des parafoudres pour une mise à la terre flexible.

1.2.2 Mise à la terre neutre via résistance

Injecte un courant actif > courant capacitif via des résistances de neutre, permettant une protection séquentielle zéro à haute sensibilité pour une isolation rapide des défauts. Avantages :

• Paramètres stables : Aucun ajustement nécessaire lors de l'exploitation initiale.

• Économie d'isolation : Faibles exigences d'isolation grâce à une élimination rapide des défauts.

• Application : Systèmes à long câble, transformateurs/moteurs de grande capacité, et centrales PV avec de forts courants capacitifs.

• Hiérarchie de tension :

• ≥220 kV : mise à la terre solide

• 66-110 kV : majoritairement solide, minoritairement non solide

• 6-35 kV : majoritairement non solide, minoritairement solide

2 Calcul de la capacité du transformateur de mise à la terre

Pour les barres de 10/35 kV des centrales PV de niveau MW (mise à la terre via résistance), des transformateurs de mise à la terre dédiés sont nécessaires si les neutres ne sont pas 引出. Étapes de calcul :

• Tension primaire : Correspond à la tension de la barre du système.

• Courant capacitif : Somme des courants des câbles/lignes aériennes plus les effets des équipements de la sous-station.

• Valeur de la résistance : Assure l'activation rapide de la protection séquentielle zéro.

• Capacité du transformateur : Tient compte de la puissance de la résistance de mise à la terre ; inclut les charges secondaires si utilisé comme source de puissance de la station.

3 Exemple de calcul de la capacité du transformateur de mise à la terre
3.1 Vue d'ensemble du projet
Une centrale PV centralisée de 50 MW avec des supports fixes à 1340 m d'altitude (moyenne annuelle 3°C) n'exige pas de déclassement pour l'altitude ou l'humidité. Composée de 50x1 MW de sous-tableaux, le courant continu est converti et élevé localement à 35 kV. Dix sous-tableaux forment une ligne collectrice alimentant un système de barre unique 35 kV, puis élevé à 110 kV (neutre solidement mis à la terre). La station d'élévation 35 kV comprend un transformateur principal basse tension, 5 lignes collectrices PV, un transformateur de mise à la terre, un transformateur de service de la station, une compensation réactive et des circuits PT, avec une mise à la terre via résistance pour le neutre.

3.2 Calcul de la capacité du transformateur de mise à la terre
3.2.1 Méthode de mise à la terre

La tension nominale primaire du transformateur de mise à la terre correspond à la tension du système 35 kV. Les lignes collectrices 35 kV sont principalement des câbles enterrés (34 km au total), avec 2 km de lignes aériennes.

• Courant capacitif de défaut monophasé pour les lignes collectrices 35 kV aériennes : Ic1=3.3×U_L×L×10−3=0.231A

• Courant capacitif de défaut monophasé pour les lignes collectrices 35 kV câblées : Ic2=0.1×U_L×L=119A

( U_L) : tension phase-phases du réseau (kV) ; L : longueur de la ligne (km))

Avec une augmentation de 13% du courant capacitif de la sous-station 35 kV, le courant capacitif de défaut monophasé calculé de la centrale PV dépasse 10 A. Par conséquent, le point neutre de la barre 35 kV utilise une mise à la terre via résistance.

3.2.2 Capacité du transformateur de mise à la terre

Pour la résistance de mise à la terre, la tension primaire U_R≥21.21kV. En cas de défaut monophasé, le courant de défaut à la terre est fixé à 150-500 A, donc I_R=400A, et avec R=50.5Ω，P_R≥U_R×I_R.Dans les systèmes de mise à la terre à faible résistance, la capacité du transformateur de mise à la terre est 1/10 de la capacité correspondant au courant de défaut. Étant donné qu'il existe un transformateur de service de la station distinct, les charges secondaires sont ignorées. En tenant compte des facteurs techniques-économiques, des conditions météorologiques et de l'altitude, la capacité est fixée à 1000 kVA.

4.Conclusion

Le développement des énergies renouvelables telles que la photovoltaïque est conforme aux politiques de développement industriel des pays du monde entier. La méthode de mise à la terre neutre a un impact sur des aspects tels que la conception et l'exploitation du système électrique. Lors du choix de la méthode de mise à la terre neutre pour le système, il convient de prendre en compte de manière globale les impacts sur la fiabilité de l'alimentation du système, le niveau d'isolation des équipements, ainsi que la difficulté de mise en œuvre de la protection relais.