système de mise à la terre du neutre pour transformateur immergé dans l’huile de 110 kV

Atransformateur de puissance immergé dans l’huile de 110 kV joue un rôle essentiel dans la conversion de tension et la transmission massive d’énergie. Toutefois, le transformateur ne peut pas être considéré isolément de l’arrangement de mise à la terre du réseau électrique.

Le système de mise à la terre du neutre du transformateur influence :

• Le courant de défaut à la terre
• Les surtensions temporaires et transitoires
• La sensibilité et la sélectivité des dispositifs de protection
• Les exigences en matière d’isolation du transformateur
• Stabilité du Système
• La sécurité du personnel et des équipements

Pour cette raison, la mise à la terre du neutre n’est pas simplement un choix d’accessoire. Elle doit être coordonnée avec le couplage des enroulements du transformateur, la philosophie de mise à la terre du système, le niveau d’isolement, le schéma de protection et la grille de mise à la terre de la sous-station.

Cet article explique les fonctions principales, les composants et les considérations techniques d’un système de mise à la terre du neutre pour un transformateur immergé dans l’huile de 110 kV.

Important : La méthode appropriée de mise à la terre du neutre doit être déterminée par l’exploitant du réseau et des ingénieurs qualifiés en systèmes électriques. Elle ne doit pas être choisie uniquement en fonction de la tension nominale du transformateur.

Quel est le point neutre d’un transformateur de 110 kV ?

Lorsqu’un enroulement de transformateur triphasé est connecté en étoile, les trois extrémités des enroulements sont réunies en un point commun. Cette connexion est appelée point neutre et est généralement identifiée par la lettre N.

Le neutre fournit un point de référence pour les tensions phase-terre. Toutefois, il ne faut pas supposer que son potentiel est toujours nul.

En régime normal équilibré, sa tension par rapport à la terre peut être proche de zéro. En cas de défaut à la terre, d’une manœuvre de commutation, d’une ferro-résonance ou d’une autre condition déséquilibrée, la tension du neutre peut subir un décalage important.

La borne neutre et son isolation doivent donc être conçues conformément à :

• La connexion des enroulements
• La méthode de mise à la terre retenue
• La conception de l’isolation du transformateur
• Les surtensions temporaires prévues
• Les surtensions dues à la foudre et aux manœuvres
• Le temps de fonctionnement de la protection
• L’étude de coordination de l’isolement du système

La norme IEC 60076-3 spécifie les exigences relatives à l’isolation des transformateurs, les essais diélectriques et les distances d’isolement externes pour chaque enroulement et chaque borne.

Qu'est-ce que Transformateur Mise à la terre du neutre ?

La mise à la terre du neutre du transformateur est la connexion intentionnelle du neutre d’un enroulement couplé en étoile à la terre.

Selon la conception du réseau, le neutre peut être :

• Systèmes en étoile avec mise à la terre solide
• Mis à la terre par une résistance
• Mis à la terre par une bobine
• Mis à la terre par une autre impédance
• Connecté par un transformateur de mise à la terre
• Fonctionner sans mise à la terre dans des conditions spécifiées
• Commuté entre les états mis à la terre et non mis à la terre selon un schéma de fonctionnement approuvé

La méthode de mise à la terre détermine l’amplitude et le comportement du courant homopolaire lors d’un défaut phase-terre. Elle influe également sur les surtensions temporaires, le fonctionnement des relais et les contraintes d’isolement subies par le transformateur et les équipements raccordés.

La norme IEEE C62.92 décrit les principes fondamentaux utilisés pour choisir les paramètres de mise à la terre du neutre afin de maîtriser le courant de défaut à la terre et les surtensions dans les réseaux publics. Ses recommandations relatives aux réseaux de transport abordent également la mise à la terre du neutre des transformateurs et la spécification des équipements de mise à la terre.

Pourquoi un transformateur de 110 kV nécessite-t-il un dispositif de mise à la terre du neutre adapté ?

1. Maîtrise du courant de défaut à la terre

Lorsqu’un défaut phase-terre se produit, le dispositif de mise à la terre détermine le chemin de retour et l’amplitude du courant de défaut homopolaire.

Un neutre directement mis à la terre permet un courant de défaut à la terre élevé, ce qui permet aux dispositifs de protection de détecter et d’éliminer rapidement le défaut. Une mise à la terre par impédance limite le courant à une valeur calculée tout en fournissant toutefois un signal mesurable pour la protection.

La méthode appropriée dépend du niveau de défaut du réseau, de la conception des dispositifs de protection et des exigences opérationnelles.

2. Limitation des surtensions temporaires

Dans un système non mis à la terre ou insuffisamment mis à la terre, un défaut monophasé à la terre peut provoquer une élévation des tensions phase-terre des phases saines. Cela peut soumettre les bornes du transformateur, les câbles, les appareillages de coupure et autres équipements à une contrainte accrue sur leur isolation.

Un dispositif de mise à la terre correctement conçu contribue à maîtriser le déplacement du neutre et les surtensions temporaires.

3. Protection de l’isolation du neutre du transformateur

Certains transformateurs utilisent une isolation graduelle, ce qui signifie que le niveau d’isolation à proximité de l’extrémité neutre d’un enroulement est inférieur à celui au niveau de la borne de ligne. Un tel neutre ne doit pas être soumis à une contrainte de tension dépassant son niveau d’isolation assigné.

La présence ou non d’une isolation graduelle doit être confirmée à partir de la conception et de la plaque signalétique du transformateur, et non déduite uniquement de sa tension nominale.

La protection de l’isolation du neutre peut nécessiter une coordination entre :

• L’interrupteur de mise à la terre
• Parafoudre
• L’écart protecteur
• Le transformateur de courant neutre
• Protection différentielle de transformateur
• La protection contre les défauts à la terre restreints
• La protection contre les surintensités homopolaires
• La protection contre les surtensions neutres

4. Prise en charge de la protection sélective

Un chemin connu pour le courant homopolaire permet aux relais de protection de distinguer les défauts à la terre du courant de charge normal et des autres conditions du réseau.

Selon la philosophie de protection, le courant neutre peut être mesuré afin de :

• Assurer la protection contre les surintensités dues aux défauts à la terre
• La protection contre les défauts à la terre restreints
• Protection différentielle de transformateur
• Surveiller le déséquilibre au neutre
• Détecter le courant traversant l’écart protecteur

Les réglages de protection doivent reposer sur une étude de court-circuit et de coordination des protections.

5. Amélioration de la stabilité du réseau et de la gestion des défauts

L’isolement rapide et sélectif des défauts réduit les contraintes thermiques et mécaniques subies par le transformateur et limite le risque qu’un défaut local évolue vers une perturbation plus étendue du réseau.

La mise à la terre n’élimine pas les défauts. Elle vise à maîtriser leurs effets électriques et à permettre au système de protection de réagir conformément à sa conception.

Composants principaux d’un système de mise à la terre du neutre d’un transformateur

Une disposition de mise à la terre du neutre d’un transformateur de 110 kV peut comprendre plusieurs composants. La configuration exacte varie selon le projet.

1. Interrupteur de mise à la terre du neutre

L’interrupteur de mise à la terre du neutre assure une connexion métallique contrôlée entre le neutre du transformateur et le système de mise à la terre de la sous-station.

Il peut être actionné manuellement ou électriquement et peut comporter des indicateurs de position, des dispositifs d’interverrouillage et des interfaces de commande à distance.

Ses caractéristiques nominales requises peuvent inclure :

• Tension système maximale
• Courant continu, le cas échéant
• Courant de support en court-circuit
• Courant de tenue de crête
• Niveau d'isolation
• Endurance mécanique
• Mécanisme d'actionnement
• Protection de l'environnement
• Exigences relatives aux contacts auxiliaires

La position de l’interrupteur doit être régie par une procédure d’exploitation approuvée. Les opérateurs ne doivent pas présumer que le neutre doit toujours être mis à la terre ou toujours déconnecté.

La manœuvre du neutre d’un transformateur modifie l’impédance homopolaire du réseau et peut influencer :

• Courant de défaut à la terre
• Sensibilité du relais
• Surintensité temporaire
• Fonctionnement en parallèle des transformateurs
• Coordination de protection

Il doit donc être considéré comme une opération système, et non comme une action mécanique isolée.

2. Conducteur de mise à la terre du neutre

Le conducteur de mise à la terre relie la borne neutre, l’interrupteur de mise à la terre et la grille de mise à la terre de la sous-station.

Il doit être dimensionné pour le courant de défaut calculé et le temps d’élimination du défaut. Sa conception doit également tenir compte de :

• Résistance thermique
• Efforts électrodynamiques
• Protection mécanique
• Corrosion
• Fiabilité des raccords
• Acheminement et dégagements
• Accès pour l’inspection et la maintenance

Lorsque des conducteurs de mise à la terre redondants sont requis, ils doivent être raccordés à des points convenablement séparés du réseau de mise à la terre, conformément à la conception approuvée de la sous-station.

Le nombre, le matériau et la section transversale des conducteurs doivent respecter les spécifications du projet et les normes locales.

3. Réseau de mise à la terre de la sous-station

Le réseau de mise à la terre dissipe le courant de défaut dans le sol et crée une référence d’équipotentialité pour la sous-station.

Sa conception doit tenir compte de plus qu’une simple valeur de résistance de terre. Les facteurs importants comprennent :

• Courant maximal de défaut à la terre
• Durée de défaut
• Résistivité du sol
• Géométrie du réseau
• Classe thermique des conducteurs
• Tension de pas
• Tension de contact
• Potentiel transféré
• Caractéristiques de la couche superficielle
• Résistance à la corrosion
• Raccordements aux structures d’équipements et aux clôtures

Une exigence universelle telle que « la résistance de mise à la terre doit toujours être inférieure à 4 Ω » ne doit pas s’appliquer à chaque sous-station de 110 kV. La conception acceptable doit être établie par l’étude de mise à la terre et par les exigences nationales ou propres à l’exploitant applicables.

4. Parafoudre neutre

Un parafoudre à oxyde métallique peut être installé entre le neutre du transformateur et la terre afin de limiter les surtensions transitoires spécifiées.

En fonctionnement normal, le parafoudre présente une impédance élevée. Lorsqu’une surtension dépasse sa caractéristique de protection, il conduit le courant de foudre et limite la tension appliquée à l’isolation du neutre.

La sélection du parafoudre exige la coordination de :

• Tension de fonctionnement continue
• Tension nominale
• Capacité de tenue aux surtensions temporaires
• Courant de décharge nominal
• Capacité énergétique
• Tension résiduelle
• Niveau d’isolement du neutre du transformateur
• Condition de mise à la terre du système

La norme IEC 60099-4 s’applique aux parafoudres à oxyde métallique sans éclateur utilisés pour limiter les surtensions dans les systèmes CA supérieurs à 1 kV. IEC 60099-4

Le choix d’un parafoudre ne doit pas reposer uniquement sur la tension nominale du système du transformateur. Le neutre peut subir une contrainte en tension différente de celle des bornes de ligne.

5. Écart protecteur au neutre

Un écart protecteur à air peut être connecté entre le neutre du transformateur et la terre. En conditions normales, il reste non conducteur. Si la tension au neutre atteint le seuil d’amorçage de l’écart, celui-ci se claque et fournit un chemin de décharge.

Une prise de courant peut être installée dans le circuit de l’écart afin que le courant traversant l’écart déclenche un signal d’alarme ou de déclenchement.

L’écart exige une coordination soigneuse, car son comportement est influencé par :

• Forme de l’électrode
• Espacement de l’entrefer
• Densité de l'air
• Altitude
• Humidité et contamination
• Géométrie d’installation
• Tension à fréquence industrielle
• Tension impulsionnelle
• Niveau d’isolement du neutre

Les entrefer de protection peuvent présenter une dispersion de l’étincelage supérieure à celle des parafoudres à oxyde métallique. Leur fonctionnement peut également générer des impulsions tronquées et un courant de suivi à fréquence industrielle.

Le réglage de l’entrefer doit donc être déterminé par les études de coordination de l’isolement et de protection, et non en copiant une distance physique standard issue d’un autre projet.

6. Transformateur de courant au neutre

Un transformateur de courant placé dans la liaison au neutre peut fournir des signaux de mesure pour la protection du transformateur et la protection contre les défauts à la terre.

Les applications possibles comprennent :

• Protection contre les surintensités neutres
• La protection contre les défauts à la terre restreints
• Protection différentielle de transformateur
• Détecter le courant traversant l’écart protecteur
• Enregistrement d'événements

Son rapport, sa classe, sa tension de genou, sa charge et son courant nominal de courte durée doivent correspondre au schéma de relais et à l’effort de défaut calculé.

7. Compteur de surtensions et moniteur de courant de fuite

Un compteur de surtensions enregistre les événements de décharge à travers l’éclateur. Certains appareils indiquent également le courant de fuite.

Une augmentation du nombre d’opérations du compteur ne prouve pas automatiquement un défaut de l’éclateur. Elle signale que des événements de décharge se sont produits et doit être évaluée conjointement avec :

• Les enregistrements de perturbations du réseau
• L’activité orageuse
• Les manœuvres de commutation
• Les tendances du courant de fuite
• La température de l’éclateur
• État physique
• Critères d’inspection du fabricant

La connexion du compteur doit rester courte, directe et correctement mise à la terre, car une longueur excessive de câblage peut réduire les performances de protection.

Comment le parafoudre et l’écart protecteur fonctionnent-ils ensemble ?

Lorsqu’ils sont tous deux installés, le parafoudre au neutre et l’écart protecteur assurent généralement une protection complémentaire.

Parafoudre

Le parafoudre est principalement choisi pour limiter les surtensions transitoires tout en maintenant un niveau de protection prévisible.

L’écart protecteur

L’écart peut assurer une protection de secours ou réagir dans des conditions spécifiées de surtension temporaire ou à fréquence industrielle, selon le schéma retenu.

Leur coordination doit garantir que :

• Le parafoudre protège le transformateur dans sa capacité énergétique.
• L’écart ne se déclenche pas inutilement lors de transitoires ordinaires.
• L’écart se déclenche avant que l’isolement au neutre ne soit soumis à une contrainte excessive dans les conditions pour lesquelles il a été conçu.
• La protection par relais élimine tout courant de suivi à fréquence industrielle.
• L’éclateur n’est pas soumis à une surtension temporaire inacceptable.

Il est inexact d’affirmer que l’éclateur et l’entrefer agiront toujours dans un ordre fixe. Leur réponse dépend de la forme d’onde de la tension, de sa durée, de leurs caractéristiques de protection et de la configuration du réseau.

La coordination de l’isolement doit suivre les principes de la norme IEC 60071-1, qui traite du choix des tensions assignées tenables pour l’isolement phase-terre, phase-phase et longitudinal dans les réseaux alternatifs supérieurs à 1 kV. IEC 60071-1

Méthodes courantes de mise à la terre du neutre

Mise à la terre solide

Le neutre est relié à la terre par un chemin d’impédance très faible.

Caractéristiques typiques :

• Courant de défaut à la terre élevé
• Référence homopolaire claire
• Détection rapide des pannes
• Surtension temporaire réduite
• Exigences plus élevées en matière de capacité de coupure des défauts

Mise à la terre par résistance

Une résistance de mise à la terre du neutre limite le courant de défaut à la terre à un niveau calculé.

Caractéristiques typiques :

• Moins de dégâts matériels lors des défauts à la terre
• Courant de protection contrôlé
• Charge thermique définie pour la résistance
• Nécessité de surveiller la température et la continuité de la résistance

Mise à la terre par réactance

Une réactance de mise à la terre limite le courant par impédance inductive.

Caractéristiques typiques :

• Courant de défaut à la terre réduit
• Comportement spécifique au système du courant homopolaire
• Nécessité d’études détaillées des régimes transitoires et de la protection

Mise à la terre résonnante

Une bobine est réglée pour compenser la capacité réseau au défaut de terre.

Cette disposition est plus couramment associée à certains réseaux moyenne tension et ne doit pas être supposée s’appliquer à un enroulement 110 kV sans étude systémique spécifique.

Mise à la terre sélective du neutre

Dans les postes comportant des transformateurs fonctionnant en parallèle, l’exploitant du système peut mettre à la terre les neutres de certains transformateurs afin de contrôler le courant homopolaire et les performances de la protection.

L’ouverture ou la fermeture d’un seul interrupteur neutre modifie l’état de mise à la terre de l’ensemble du réseau connecté. Des dispositifs d’interverrouillage et des procédures d’exploitation sont donc indispensables.

Pourquoi la mise à la terre du neutre est-elle importante lors de la mise sous tension et de la mise hors tension ?

La manœuvre des transformateurs peut générer des surtensions transitoires et temporaires. L’état du neutre lors de la mise sous tension ou de la mise hors tension peut influencer la contrainte de tension appliquée à un enroulement à isolation graduelle.

Certaines procédures d’exploitation exigent que l’interrupteur de mise à la terre du neutre soit fermé avant la mise sous tension ou la coupure d’un transformateur. Toutefois, cela ne doit pas être présenté comme une règle universelle.

La séquence correcte de commutation dépend de :

• Conception de l’isolation du transformateur
• Disposition des disjoncteurs
• Nombre de transformateurs en parallèle
• Configuration de la mise à la terre du réseau
• Réglages de protection
• Caractéristiques des parafoudres
• Règles d’exploitation de l’exploitant
• Résultats des études de commutation et d’isolement

Les opérateurs doivent suivre les instructions de commutation approuvées pour la sous-station concernée.

Liste de contrôle pour l’inspection et la maintenance

L’entretien doit être effectué par du personnel autorisé, conformément aux procédures de sécurité électrique du site.

Interrupteur de mise à neutre

Vérifier :

• Indication des positions ouverte et fermée
• Alignement mécanique
• État de contact
• Mécanisme d'actionnement
• Circuits moteur et de commande
• Contacts auxiliaires
• À emboîtement
• Propreté et intégrité des isolateurs
• Signes de surchauffe ou de décharge

Conducteurs de mise à la terre

Vérifiez les éléments suivants :

• Connexions lâches ou endommagées
• Brins cassés ou conducteurs fissurés
• Corrosion
• Chauffage anormal
• Distances d’isolement insuffisantes
• Dommages mécaniques
• Modifications non autorisées

Parafoudre

Vérifier :

• État du boîtier en porcelaine ou en polymère
• Traces de contamination et de décharge
• Serrage des bornes
• Acheminement de la liaison à la terre
• Lectures du compteur de surtension
• Indication du courant de fuite, le cas échéant
• Résultats diagnostiques prescrits par le fabricant

L’écart protecteur

Vérifiez :

• État des électrodes
• Espacement correct de l’entrefer
• Alignement
• Contamination de surface
• Présence d’indices de décharge antérieure
• Raccordements des transformateurs de courant
• Distances par rapport aux équipements adjacents

Maillage de mise à la terre

Effectuer les inspections et les essais conformément au plan de maintenance de la sous-station, y compris :

• Continuité des raccordements
• Mesures de la résistance ou de l’impédance de terre
• Évaluation de l’état du sol
• Examen des tensions de pas et de contact après des modifications importantes
• Évaluation de la corrosion
• Vérification des équipements nouvellement raccordés

Problèmes courants et leurs conséquences

Position incorrecte de l’interrupteur de mise à la terre

Une position incorrecte de l’interrupteur peut modifier le courant de défaut à la terre et compromettre la coordination des relais.

Connexion du neutre défectueuse

Une connexion à haute résistance ou intermittente peut provoquer un échauffement, des arcs électriques et une tension du neutre imprévisible.

Conducteur de mise à la terre de section insuffisante

Un conducteur dont la capacité thermique ou mécanique est insuffisante risque de céder lors d’un défaut à la terre à fort courant.

Classe de parafoudre incorrecte

Un parafoudre dont la tenue en surtension temporaire est insuffisante risque de surchauffer ou de tomber en panne. Un niveau de protection excessif peut laisser le neutre du transformateur insuffisamment protégé.

Écart protecteur contaminé ou mal réglé

La pollution, l’altitude ou un espacement incorrect peuvent modifier la tension d’amorçage et provoquer un déclenchement prématuré ou une absence de déclenchement.

Paramètres de protection non coordonnés

Même un système de mise à la terre correctement installé ne peut assurer une protection efficace si les fonctions associées du relais sont mal choisies ou mal réglées.

Informations techniques requises pour une conception sur mesure

Avant de spécifier un transformateur 110 kV et un ensemble de mise à la terre du neutre, le fabricant doit recevoir :

• Tension nominale du réseau et tension maximale pour les équipements
• Fréquence du réseau
• Puissance assignée du transformateur
• Tension et couplage des enroulements
• Groupe vectoriel
• Niveau d’isolement du neutre
• Exigence d’isolation totale ou partielle
• Courant de défaut à la terre maximal et minimal
• Durée d’élimination du défaut
• Philosophie de mise à la terre
• Conditions de fonctionnement en parallèle des transformateurs
• Schéma unifilaire de protection
• Fonctionnement des parafoudres
• Altitude du site et niveau de pollution
• Température ambiante
• Exigences sismiques et climatiques
• Normes applicables : CEI, IEEE, nationales ou spécifiques aux gestionnaires de réseau

Ces paramètres déterminent les valeurs nominales appropriées de l’équipement et la conception de l’interface.

Solutions sur mesure de transformateurs 110 kV de Dingxin Electric

Dingxin Electric fabrique des transformateurs de puissance immergés dans l’huile sur mesure ainsi que des accessoires de transformateurs coordonnés pour les projets destinés aux services publics, à l’industrie, aux énergies renouvelables et aux infrastructures.

Notre équipe d’ingénierie peut configurer :

• Puissance nominale et rapport de transformation
• L'impédance du transformateur
• Groupe vectoriel
• Plage de prises et disposition du commutateur sous charge (OLTC)
• Isolation totale ou partielle
• Bornes neutres et interfaces de mise à la terre
• Interfaces d’interrupteurs de mise à la terre
• Transformateurs de courant neutre
• Dispositifs parafoudres et écartements de protection
• Accessoires de surveillance et de protection
• Système de refroidissement
• Isolateurs traversants et interfaces câbles
• Exigences applicables selon les normes IEC, IEEE ou spécifiques au projet

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