Optimisation de la configuration de sélection et de protection des méthodes de mise à la terre du point neutre des transformateurs de 110 kV

Introduction

Dans les réseaux électriques à haute tension, la méthode de mise à la terre du point neutre du transformateur est un facteur critique qui influence la sécurité, la fiabilité et la stabilité du système. Pour les réseaux de 110 kV, le choix de cette méthode a une incidence directe sur le niveau d'isolation des équipements, la protection contre les surtensions, la configuration de la protection par relais et la fiabilité de l'alimentation électrique. En Chine, les réseaux de 110 kV utilisent généralement une méthode de mise à la terre du point neutre. méthode de mise à la terre partiellement efficace, où certains points neutres du transformateur sont directement mis à la terre tandis que d'autres restent non mis à la terre, dans le but de limiter les courants de court-circuit monophasés tout en prévenant les risques de surtension .

Cet article analyse les caractéristiques, les avantages et les limites des différentes méthodes de mise à la terre du point neutre des transformateurs de 110 kV, explore les stratégies de configuration de protection optimales et présente les tendances de développement futures.

1. Méthodes clés de mise à la terre du point neutre pour les transformateurs de 110 kV

1.1 Mise à la terre directe

Mise à la terre directeIl s'agit de la connexion directe du point neutre du transformateur à la terre. Cette méthode permet de fixer efficacement le potentiel du point neutre, garantissant ainsi que lors d'un défaut à la terre monophasé, la surtension de la phase non défectueuse ne dépasse pas 1,4 fois la tension de phase. Ceci contribue à réduire les exigences d'isolation des équipements et les coûts.

Cependant, un inconvénient majeur réside dans le courant de défaut à la terre monophasé très élevé(jusqu'à plusieurs milliers d'ampères), ce qui peut affecter le pouvoir de coupure du disjoncteur et la stabilité du réseau. C'est pourquoi la mise à la terre directe est généralement utilisée dans les réseaux de 110 kV et plus où une élimination rapide des défauts est nécessaire.

1.2 Neutre non mis à la terre

Dans un système non mis à la terreLe point neutre du transformateur est isolé de la terre. En cas de défaut à la terre monophasé, le courant de défaut est très faible (principalement le courant capacitif du système), ce qui permet au système de continuer à fonctionner pendant une courte période (généralement jusqu'à 2 heures). Cela améliore considérablement… fiabilité de l'alimentation électrique.

Cependant, dans les systèmes non mis à la terre, les défauts à la terre monophasés peuvent entraîner une élévation de la tension de la phase non défectueuse jusqu'au niveau de la tension de ligne. Si l'isolation est faible, cela peut provoquer un claquage, pouvant dégénérer en un défaut entre phases. De plus, des arcs électriques intermittents à la terre peuvent générer surtensions d'arc, atteignant 3 à 3,5 fois la tension de phase, ce qui constitue une menace pour l’isolation du transformateur.

1.3 Mise à la terre par faible impédance

Pour équilibrer les avantages et les inconvénients des systèmes de mise à la terre directe et des systèmes sans mise à la terre, méthode de mise à la terre par impédanceest souvent utilisé. Cela inclut la mise à la terre par l'intermédiaire d'une faible résistance ou d'une faible réactance.

• Mise à la terre à faible résistanceCe dispositif limite le courant de défaut à quelques centaines d'ampères, réduisant ainsi l'impact sur le réseau tout en assurant une protection rapide. Il supprime efficacement les surtensions et convient aux réseaux de distribution à forte intensité câblée présentant des courants capacitifs importants.
• Mise à la terre à faible réactanceCe procédé permet de compenser le courant capacitif du système par un courant inductif, réduisant ainsi le risque de réamorçage d'arc. Il est souvent considéré comme une méthode de mise à la terre compensée.

La mise à la terre par impédance faible combine les avantages des systèmes directs et non mis à la terre, offrant une protection contre les surtensions et une fiabilité d'alimentation relativement élevée. Elle est largement utilisée dans les systèmes 110 kV, notamment ceux présentant des courants capacitifs importants ou exigeant une haute qualité d'alimentation.

2 Configuration de protection pour les points neutres des transformateurs 110 kV

2.1 Menaces de surtension

Le niveau d'isolation du point neutre d'un transformateur de 110 kV est généralement semi-isolé, avec une tension de tenue seulement égale au tiers de celle de l'extrémité de ligne. Cela rend le point neutre vulnérable aux surtensions. Les principaux types de surtensions sont les suivants :

• Surtension à fréquence industrielle: Provenant de la commutation de lignes, de courts-circuits asymétriques ou d'une perte de charge soudaine.
• Surtension de résonance: Provoquées par des oscillations dues aux interactions entre les éléments inductifs et capacitifs pendant le fonctionnement ou les défauts du système.
• Surtension de commutationRésultant de la conversion d'énergie magnétique et électrostatique lors de l'ouverture ou de la fermeture des disjoncteurs.
• Surtension due à la foudreProvoqué par la foudre, caractérisé par une forte amplitude et une courte durée.

2.2 Dispositifs de protection courants

Pour protéger le point neutre du transformateur, les dispositifs de protection suivants sont couramment utilisés :

• ParafoudresCes dispositifs limitent les surtensions dues à la foudre et certaines surtensions de manœuvre. Cependant, les parafoudres standard sont souvent inadaptés au faible niveau d'isolation des points neutres des transformateurs 110 kV, ce qui rend leur sélection complexe.
• Lacunes d'isolementCes dispositifs protègent contre les surtensions dues à la fréquence du réseau et à la résonance. En cas de surtension, l'éclateur s'ouvre, mettant à la terre le point neutre afin de limiter la montée en tension. Un inconvénient réside dans la difficulté à régler précisément l'écartement, ce qui peut entraîner un mauvais fonctionnement de la protection.
• Connexion parallèle du parafoudre et de l'entreferIl s'agit d'une méthode de protection largement utilisée. Le parafoudre gère les surtensions dues à la foudre, tandis que l'éclateur protège contre les surtensions de fréquence industrielle et de résonance. L'éclateur protège également le parafoudre contre les surtensions de fréquence industrielle excessives qui pourraient entraîner sa défaillance. Cette approche offre des avantages complémentaires.

2.3 Configuration de la protection par relais

La protection par relais du point neutre d'un transformateur de 110 kV comprend principalement les aspects suivants :

• Protection contre les courants homopolairesPour les transformateurs directement mis à la terre, la protection contre les courants homopolaires est configurée pour éliminer rapidement les défauts à la terre. Cette protection est généralement divisée en sections, avec des temporisations courtes pour la localisation du défaut et des temporisations plus longues pour le déclenchement simultané de tous les côtés du transformateur.
• Protection contre les tensions homopolaires et les courants d'entreferPour les transformateurs non mis à la terre, une protection contre les surtensions homopolaires et une protection contre les courants d'éclatement sont prévues. Lorsqu'un défaut à la terre provoque la perte de la mise à la terre du système, entraînant une surtension au point neutre et le claquage de l'éclateur. La protection contre les courants d'éclatement ou la protection contre les surtensions homopolaires intervient avec un délai (0,3 à 0,5 s) pour déclencher le transformateur sur toutes ses bornes.
• Coordination de la protection de sauvegardePour garantir la sélectivité, les temporisations de protection homopolaire doivent être coordonnées. Par exemple, la temporisation d'une protection de secours sur un transformateur doit être supérieure à celle de la protection de ligne qu'elle soutient.

3. Recommandations d'optimisation et analyse de cas

3.1 Limites des méthodes traditionnelles

Bien que l'utilisation de parafoudres parallèles aux espacesBien que courante, cette approche présente plusieurs inconvénients :

• Difficulté à choisir un parafoudreIl est difficile de trouver des parafoudres standard qui répondent aux exigences d'une tension de fonctionnement continue élevée et d'une faible tension résiduelle d'impulsion de foudre pour les points neutres des transformateurs de 110 kV.
• Défis liés à la définition des écartsLa tension de claquage de l'entrefer est sujette à dispersion, ce qui rend difficile la coordination précise du fonctionnement de l'entrefer en cas de défaut « perte de terre » et de défaut « avec terre ».
• Complexité de la protection par relais: La protection contre la « perte de masse » (telle que la protection contre les surtensions homopolaires et les surintensités d'éclateur) peut mal fonctionner, ce qui nécessite des critères de blocage supplémentaires, augmentant ainsi la complexité et réduisant la fiabilité.

3.2 Avantages de la mise à la terre par faible réactance

La recherche et la pratique indiquent que mise à la terre du point neutre via une petite réactanceoffre des avantages significatifs par rapport aux méthodes de mise à la terre partielle traditionnelles :

• Exigences réduites en matière de niveau d'isolationAprès l'adoption d'une mise à la terre à faible réactance, le niveau d'isolation du point neutre du transformateur peut être abaissé de 35 kV à 20 kV, ce qui évite le recours à des parafoudres et à des éclateurs et simplifie la configuration de protection.
• Mode de mise à la terre unifiéCette méthode élimine le risque de système isolé non mis à la terre, permettant ainsi de simplifier ou de supprimer les protections associées, et d'améliorer de ce fait la fiabilité.
• Maintien des avantagesIl conserve les avantages de la mise à la terre partielle, tels qu'une protection homopolaire simple et fiable, tout en limitant les courants de court-circuit monophasés.

3.3 Analyse d'étude de cas

Un exemple est la transformation d'un poste terminal de 110 kV. La conception originale utilisait un parafoudre parallèle à un espacePour la protection du point neutre, l'adoption d'une mise à la terre à faible réactance a permis de réduire les exigences en matière d'isolation du point neutre du transformateur, de simplifier les dispositifs de protection et d'améliorer la fiabilité de fonctionnement. Les calculs ont démontré que la résistance de mise à la terre pouvait limiter le courant de défaut à quelques centaines d'ampères et que la protection homopolaire pouvait être facilement coordonnée.

Un autre cas concernait un défaut dans un poste de transformation de 110 kV où un défaut transitoire monophasé à la terre sur la ligne d'arrivée a entraîné une rupture de l'éclateur du point neutre et le déclenchement du transformateur. L'analyse a révélé que, bien que le défaut sur la ligne ait été transitoire, le retour d'information d'un grand nombre de moteurs asynchronesDu côté de la charge, l'énergie fournie a alimenté l'arc, entretenant ainsi le défaut. Ceci souligne que, pour les transformateurs alimentant des moteurs à forte charge (sources équivalentes), une protection complète du point neutre, incluant la protection contre les surintensités homopolaires, les courants d'entrefer et les tensions homopolaires, est essentielle dès la phase de conception.

4. Conclusion et perspectives

Le choix de la méthode de mise à la terre du point neutre d'un transformateur de 110 kV et de sa configuration de protection est une tâche complexe qui nécessite la prise en compte de la structure du système, des caractéristiques de la charge et des exigences de fiabilité. Bien que la méthode traditionnelle de mise à la terre partielle, associée à des parafoudres et des éclateurs, soit courante, elle présente des difficultés en matière de choix des dispositifs et de coordination de leur installation. méthode de mise à la terre à faible réactanceoffre une alternative prometteuse, permettant potentiellement de réduire les exigences en matière d'isolation, de simplifier la protection et d'améliorer la fiabilité.

Les orientations futures en matière de développement se concentreront sur les domaines suivants :

• Application des nouveaux dispositifs: Par exemple, des éclateurs composites ou des éclateurs contrôlables utilisés en parallèle avec des parafoudres, améliorant ainsi la fiabilité et la précision de la protection.
• Technologie de protection numérique: Utilisation d'une protection basée sur un micro-ordinateur avec des algorithmes avancés (par exemple, identification de la forme d'onde, analyse harmonique) pour améliorer la sensibilité et la fiabilité de la protection contre les défauts à la terre.
• Standardisation et modularisation: Développement d'équipements de protection du point neutre standardisés et modulaires afin de simplifier la conception et la maintenance.

En résumé, l'optimisation de la méthode de mise à la terre du point neutre et de la configuration de protection du transformateur 110 kV est essentielle pour améliorer la sécurité, la fiabilité et l'exploitation économique du réseau électrique. Grâce aux progrès technologiques, des solutions plus intelligentes et efficaces devraient voir le jour et se généraliser.