Analyse de cas sur le dysfonctionnement du relais de protection de surintensité du transformateur de terre

Le mode de mise à la terre neutre fait référence à la connexion entre le point neutre du système électrique et le sol. Dans les systèmes de 35 kV et moins en Chine, les méthodes courantes comprennent la mise à la terre non connectée, la mise à la terre par bobine d'extinction d'arc et la mise à la terre par résistance faible. Le mode non connecté est largement utilisé car il permet un fonctionnement temporaire en cas de défaut de phase unique, tandis que la mise à la terre par résistance faible est devenue prédominante pour son élimination rapide des défauts et sa limitation des surtensions. De nombreuses sous-stations installent des transformateurs de mise à la terre pour rétrofiter la mise à la terre neutre, mais les caractéristiques de défaut modifiées affectent la protection par relais, risquant une opération incorrecte ou un refus.

Cet article introduit les principes et caractéristiques des transformateurs de mise à la terre, expose la configuration/paramétrage actuelle de la protection par courant dans les systèmes à résistance faible, analyse les causes d'opérations incorrectes et prend un cas de défaut de phase unique pour disséquer les actions de protection et les racines de l'échec. Il fournit des références pour le traitement/prévention des défauts, approfondit la compréhension du personnel de maintenance, améliore l'efficacité de la résolution des problèmes et élimine les dangers potentiels.

Principe de fonctionnement du transformateur de mise à la terre

Lors de la transformation d'une sous-station avec un système delta-connecté, neutre non mis à la terre, en un système de mise à la terre à résistance faible, afin d'introduire un point neutre, la pratique la plus courante est d'ajouter un transformateur de mise à la terre au bus. Actuellement, on choisit généralement un transformateur de mise à la terre de type Z pour introduire le point de mise à la terre. Ensuite, le principe de fonctionnement du transformateur de mise à la terre de type Z sera analysé.

Le transformateur de mise à la terre de type Z est structuralement similaire à un transformateur électrique ordinaire. Cependant, l'enroulement sur chaque noyau de phase est divisé en deux parties avec un nombre égal de spires, supérieure et inférieure, qui sont connectées en forme de zigzag. Sa méthode de connexion est montrée à la Figure 1.

Lorsqu'un court-circuit à la terre se produit, un courant de séquence zéro circule via le point neutre. La connexion en zigzag du transformateur de mise à la terre de type Z fait que les courants de séquence zéro des enroulements supérieur et inférieur s'opposent, annulant les flux magnétiques et minimisant l'impédance de séquence zéro pour éviter une surtension excessive de mise à la terre par arc. Pour les courants de séquence positive/négative, ses propriétés électromagnétiques similaires à celles d'un transformateur conventionnel créent une impédance élevée, limitant leur circulation.

En fonctionnement normal, le transformateur de mise à la terre fonctionne presque sans charge (sans charge secondaire). Lors d'un défaut à la terre, les courants de défaut de séquence positive, négative et zéro passent à travers lui. En raison de "l'impédance élevée de séquence positive/négative, faible impédance de séquence zéro", le dispositif de protection mesure principalement le courant de séquence zéro du réseau.

2 Configuration et analyse de la protection par courant pour les transformateurs de mise à la terre

La protection par courant des transformateurs de mise à la terre utilise généralement la protection par courant phase-à-phase et la protection par courant de séquence zéro. Voici le détail :

2.1 Paramétrage de la protection par courant phase-à-phase
2.1.1 Principes de paramétrage

Cette protection comprend la protection par déclenchement instantané et la protection par surintensité :

• Déclenchement instantané : Coordonner avec la protection par surintensité de secours du transformateur d'alimentation du même côté. Assurer la sensibilité lors de courts-circuits biphasés (mode de fonctionnement minimal) et éviter les courants d'entrée (7-10 fois le courant nominal du transformateur de mise à la terre) et les courants de défaut côté basse tension.

• Protection par surintensité : Réglée pour éviter le courant nominal du transformateur de mise à la terre et le courant de phase maximal de défaut externe en cas de mise à la terre de phase unique, assurant ainsi la fiabilité.

• Logique de fonctionnement : Le déclenchement instantané agit immédiatement (sans délai) ; la protection par surintensité (secours pour les courts-circuits phase-à-phase) a un court délai et des réglages inférieurs pour une coordination graduée.

2.1.2 Modes de déclenchement

Selon la connexion du transformateur de mise à la terre au transformateur d'alimentation :

• Connecté au bus basse tension : Le déclenchement instantané/la protection par surintensité déclenche le disjoncteur du même côté pour isoler rapidement les défauts.

• Connecté au conducteur basse tension : La protection déclenche tous les disjoncteurs des côtés pour couper le chemin de défaut et empêcher l'escalade.

2.2 Paramétrage de la protection par courant de séquence zéro pour les transformateurs de mise à la terre
2.2.1 Principes de paramétrage

• La valeur de réglage du courant doit assurer une sensibilité suffisante en cas de défaut de phase unique à la terre.

• Coopérer avec la valeur de réglage de la protection à retard long pour la sensibilité complète de la ligne de la protection par courant de séquence zéro inférieure.

• Pour la première limite de temps du courant de séquence zéro, il faut prendre en compte l'évitement de l'occurrence successive de défauts de phase unique à la terre sur deux lignes.

• Le temps de fonctionnement doit être plus long que le temps de fonctionnement maximum de la section II du courant de séquence zéro de chaque composant connecté au bus.

Comme la protection par courant de séquence zéro du transformateur de mise à la terre ne sert pas de protection principale, il y a trois limites de temps, qui sont présentées comme suit :

Dans la formule : t0¹, t0², t0³ sont respectivement les 1ère, 2ème et 3ème limites de temps de la protection par courant de séquence zéro du transformateur de mise à la terre ; t_0I' est la valeur de réglage de la section I du courant de séquence zéro de la ligne sortante ; t_0II' est la valeur de réglage de temps la plus longue de la section II de la protection par courant de séquence zéro de tous les équipements sur le busbar, sauf le transformateur de mise à la terre ; Δt est fixé à 0,2-0,5 s.

2.2.2 Modes de déclenchement

• Lorsque le transformateur de mise à la terre est connecté au bus correspondant de la sous-station, la protection par courant de séquence zéro fonctionne : la 1ère limite de temps déclenche le disjoncteur de liaison de bus ou le disjoncteur de section et bloque le dispositif d'entrée automatique de l'alimentation de secours (abrégé en "entrée automatique de secours") ; la 2ème limite de temps déclenche les disjoncteurs du même côté du transformateur de mise à la terre et du transformateur d'alimentation.

• Lorsque le transformateur de mise à la terre est connecté au conducteur correspondant du transformateur d'alimentation, la protection par courant de séquence zéro fonctionne : la 1ère limite de temps déclenche le disjoncteur de liaison de bus ou le disjoncteur de section et bloque l'entrée automatique de secours ; la 2ème limite de temps déclenche le disjoncteur du même côté du transformateur d'alimentation ; la 3ème limite de temps déclenche les disjoncteurs de tous les côtés du transformateur d'alimentation.

2.3 Analyse du fonctionnement de la protection par courant pour les transformateurs de mise à la terre

L'analyse de la configuration de protection du transformateur de mise à la terre montre des différences significatives dans les modes de déclenchement entre la protection par courant phase-à-phase et la protection par courant de séquence zéro : la protection par courant de séquence zéro bloque l'entrée automatique de secours pendant son fonctionnement, tandis que la protection par courant phase-à-phase ne le fait pas.

Si le courant de séquence zéro mesuré par le dispositif de protection atteint la valeur de fonctionnement et qu'un défaut à la terre se produit (avec le transformateur de mise à la terre comme seul chemin de courant de séquence zéro dans un système de mise à la terre à résistance faible), le dispositif détecte le défaut mais ne peut pas le localiser. Si le défaut est sur la ligne sortante, après que la protection ait déclenché le transformateur de mise à la terre, l'entrée automatique de secours bascule vers le bus de secours. Si le bus de secours se recouple sur la ligne défectueuse, le transformateur de mise à la terre dessus détecte encore un courant de séquence zéro, déclenchant un autre déclenchement. Comme l'entrée automatique de secours n'a pas fini de charger, la zone de coupure peut s'élargir. Ainsi, la protection par courant de séquence zéro doit bloquer l'entrée automatique de secours.

Lorsque la protection par courant phase-à-phase agit (mais pas la protection par courant de séquence zéro), le dispositif juge qu'il y a un court-circuit phase-à-phase dans le transformateur de mise à la terre lui-même. Il déclenche le transformateur de mise à la terre, déclenche en parallèle le disjoncteur du même côté du transformateur d'alimentation, et l'entrée automatique de secours bascule vers le bus de secours. Comme le défaut est sur le transformateur de mise à la terre déclenché, le bus de secours se reconnecte à la ligne normale, restaurant l'alimentation.

En résumé, la protection par courant phase-à-phase et la protection par courant de séquence zéro des transformateurs de mise à la terre diffèrent grandement dans le jugement de la cause et de la localisation des défauts, nécessitant des paramètres et configurations distincts. Cependant, lors d'un court-circuit à la terre, la protection par courant phase-à-phase peut mal fonctionner en raison des composantes de séquence zéro mesurées. Étant donné leurs logiques d'entrée automatique de secours différentes, une opération incorrecte peut élargir la zone de défaut ou même provoquer une panne totale de la sous-station.

3 Analyse de cas
3.1 Processus de défaut

Le diagramme de câblage principal d'une sous-station de 110 kV est montré à la Figure 2. Avant le défaut, le disjoncteur 018 côté basse tension du transformateur 1 était fermé, le disjoncteur 032 côté basse tension du transformateur 2 était fermé, et le disjoncteur 034 était en position de test.

À 06:14 le 30 juillet 2023, la protection par surintensité de la section I du transformateur de mise à la terre n°2 a été activée, déclenchant le disjoncteur 022 du transformateur de mise à la terre n°2. En même temps, elle a interverrouillé le disjoncteur 032 côté basse tension du transformateur 2, entraînant la perte de puissance des barres de section II et III de 10 kV. Le dispositif d'entrée automatique de secours (auto-standby) a fonctionné pour fermer le disjoncteur de liaison de barres 020 entre les sections I/II de 10 kV.

À 06:36, la protection par surintensité de la section I du transformateur de mise à la terre n°1 a été activée, déclenchant le disjoncteur 015 du transformateur de mise à la terre n°1 et interverrouillant le disjoncteur 018 côté basse tension du transformateur 1, entraînant la perte de puissance de toutes les barres de section I, II et III de 10 kV. Le dispositif d'entrée automatique de secours a ensuite fermé le disjoncteur 032 côté basse tension du transformateur 2 et le disjoncteur 022 du transformateur de mise à la terre n°2. Cependant, le défaut persistait, déclenchant à nouveau la protection par surintensité de la section I du transformateur de mise à la terre n°2. Le disjoncteur 022 a déclenché et interverrouillé le disjoncteur 032, provoquant finalement une panne totale du système de 10 kV de la sous-station.

3.2 Résultats de l'inspection des équipements sur site
Résultats de l'inspection des équipements primaires :

• Corps du transformateur de mise à la terre : Aucune anomalie n'a été trouvée sur les transformateurs de mise à la terre n°1 et n°2, sans traces évidentes de défaut dans les enroulements ou les noyaux.

• Intervalle PT de la barre de section III de 10 kV (commutateur 040) :

• Des taches d'eau évidentes sur le couvercle supérieur du coffret de commutation, indiquant une infiltration d'eau de pluie.

• Une ablation sévère à la position de la phase C du volet de la chambre de chariot, avec deux trous percés sur le volet supérieur.

• La boîte de contact supérieur de la phase C et le contact statique étaient brûlés et endommagés, avec de l'eau liquide accumulée à l'intérieur de la boîte.

• Des marques de brûlure d'arc sur les contacts mobiles supérieur et inférieur de la phase C du chariot de parafoudre, des ressorts recuites et des cylindres d'isolation des bras de contact endommagés.

• La gaine d'isolation extérieure de la phase C de la barre de bus dans la chambre de bus était brûlée et fendue. Des infiltrations d'eau ont été observées dans la zone de la phase C de la plaque arrière de la chambre de bus, et des gouttes d'eau étaient condensées sur le capteur d'affichage de tension.

• Une petite quantité d'eau s'était accumulée au fond de la chambre du transformateur de tension, tandis que les trois PT triphasés n'avaient montré aucune anomalie externe évidente.

L'infiltration d'eau de pluie provenant du support en acier au-dessus de la chambre PT de la barre de section III de 10 kV a pénétré dans le coffret de commutation, dégradant l'isolation et provoquant un dégagement de phase C qui s'est transformé en un défaut de mise à la terre métallique. Dans le système de mise à la terre à résistance faible, le transformateur de mise à la terre n°2 a détecté des courants de séquence zéro d'environ 4,3 A/phase (dépassant le réglage de la section I de la surintensité de 2,5 A), déclenchant le disjoncteur. La protection par surintensité ne bloque pas l'entrée automatique de secours de 10 kV, conduisant à des opérations répétées. Le dernier déclenchement a laissé l'entrée automatique de secours non chargée, provoquant une panne totale de 10 kV.

Facteur contributif clé : Le mot-clé de contrôle "annulation de la séquence zéro du courant de phase" était désactivé (réglé à "0"), empêchant le filtrage logiciel des composantes de séquence zéro dans les courants de phase. Avec un courant de séquence zéro de 13 A, la protection par surintensité a mal fonctionné. Correctement activé, ce contrôle aurait empêché le défaut. Au lieu de cela, la protection par surintensité de la section I du courant de séquence zéro (réglée à 1,4 A) a fonctionné : la 1ère limite de temps a déclenché la liaison de bus et a bloqué l'entrée automatique de secours ; la 2ème limite de temps a déclenché les disjoncteurs du transformateur de mise à la terre et du transformateur principal, isolant les sections II/III tandis que la section I restait alimentée.

Cause racine : Le mot-clé de contrôle de l'annulation de la séquence zéro désactivé a permis une mauvaise interprétation des courants de phase.

4 Conclusion

Cet article présente les paramètres de protection des transformateurs de mise à la terre, analyse les risques de dysfonctionnement en présence de forts courants de séquence zéro et présente une étude de cas. Pour prévenir la récurrence :

• Activer les fonctions de logiciel d'annulation de la séquence zéro (par exemple, le mot-clé de contrôle "annulation de la séquence zéro du courant de phase") dans les systèmes de mise à la terre à résistance faible.

• Si ces fonctions ne sont pas disponibles, optimiser la coordination entre les paramètres de protection par surintensité et par courant de séquence zéro.

Point clé : La configuration proactive du logiciel de protection est cruciale pour prévenir les dysfonctionnements en cas de défauts à la terre.