Comment un transformateur de mise à la terre de poste limite les surtensions de défaut à la terre

Un défaut à la terre devient dangereux dans un poste isolé ou mis à la terre par haute impédance, non pas simplement parce qu’une phase touche la terre, mais parce que les phases saines peuvent s’élever sensiblement au-dessus de leur tension normale phase-terre. Un transformateur de mise à la terre de poste fournit à un réseau sans neutre accessible une référence contrôlée à la terre. Lorsqu’il est correctement coordonné avec une résistance ou une réactance de mise à la terre du neutre, il limite le déplacement du neutre à l’origine de la surtension de défaut à la terre tout en créant un chemin de courant défini que les relais de protection peuvent détecter.

La distinction importante est qu’un transformateur de mise à la terre n’élimine pas tous les transitoires. Les impulsions de foudre, les surtensions de manœuvre, les effets de mise sous tension des câbles et les conditions résonantes nécessitent toujours une coordination de l’isolement et des mesures de protection contre les surtensions. Sa contribution principale consiste à contrôler la réponse du système aux défauts monophasés à la terre et à empêcher le réseau de se comporter comme un système flottant non contrôlé.

Pourquoi un réseau non mis à la terre peut subir une tension élevée de défaut à la terre

De nombreux enroulements de transformateurs moyenne tension sont raccordés en triangle, et certains systèmes utilisent des configurations non mises à la terre ou mises à la terre par impédance. Ces configurations peuvent ne pas fournir de point neutre pouvant être relié directement à la terre. En conditions normales équilibrées, cela ne pose pas nécessairement problème : chaque tension phase-terre est établie principalement par la capacité répartie des câbles, jeux de barres, machines tournantes, transformateurs et équipements raccordés.

Lors d’un défaut monophasé à la terre, la phase en défaut est amenée près du potentiel de terre. En l’absence de chemin de mise à la terre intentionnel, le point neutre se déplace. Les deux phases non en défaut peuvent alors atteindre une tension par rapport à la terre proche de la tension entre phases, au lieu de rester près de leur tension normale phase-terre. Cette contrainte accrue affecte l’isolation des câbles, l’isolation des enroulements de transformateurs, les transformateurs de tension, les parafoudres, l’appareillage de commutation et les moteurs raccordés.

Un courant capacitif de charge circule également des phases saines vers le défaut à travers la capacité du réseau. Dans un système compact et de taille modeste, ce courant peut être faible. Dans les postes riches en câbles, les réseaux collecteurs d’énergies renouvelables, les installations industrielles ou les réseaux comportant de nombreux départs raccordés, il peut être suffisamment élevé pour entretenir un défaut à la terre par arc. Un arc intermittent peut s’éteindre et se réamorcer à plusieurs reprises, générant des surtensions transitoires raides plus sévères qu’un déplacement du neutre en régime permanent.

Le chemin de défaut contrôlé modifie la réponse du système

Un transformateur de mise à la terre est généralement raccordé au jeu de barres ou à l’enroulement tertiaire du transformateur et est couramment configuré en zigzag ou en étoile-triangle. Son agencement d’enroulements crée un point neutre sans agir comme le transformateur principal qui transfère la puissance de charge entre les niveaux de tension.

Pour les courants de séquence directe et inverse, les effets magnétiques dans un transformateur de mise à la terre zigzag s’annulent en grande partie. En revanche, pour le courant homopolaire, les sections d’enroulement se renforcent mutuellement et fournissent un chemin magnétique à faible impédance vers le neutre. Relier le neutre directement à la terre, par l’intermédiaire d’une résistance ou d’une réactance, établit le circuit de mise à la terre homopolaire prévu.

Lors d’un défaut à la terre, le courant suit un trajet contrôlé :

• de la phase sous tension jusqu’au point de défaut et à la terre ;
• à travers le système de mise à la terre du poste jusqu’à la connexion neutre du transformateur de mise à la terre ;
• à travers le transformateur de mise à la terre et son impédance de mise à la terre du neutre raccordée ;
• de retour vers la source par le réseau homopolaire.

Ce trajet limite l’ampleur du déplacement possible du neutre du système et détermine le courant de défaut à la terre disponible pour les relais de protection. L’objectif de conception n’est pas toujours de maximiser le courant de défaut. Une configuration à mise à la terre directe peut produire un courant suffisant pour un déclenchement rapide et sélectif, mais elle peut accroître les dommages au point de défaut. La mise à la terre par résistance limite intentionnellement le courant, réduisant les contraintes thermiques et d’arc électrique tout en fournissant un courant résiduel ou de neutre mesurable. La mise à la terre par réactance peut être retenue lorsque l’objectif est de compenser le courant capacitif de défaut à la terre, bien que sa réponse doive être soigneusement évaluée à mesure que le réseau raccordé évolue.

Comment cela limite en pratique les surtensions de défaut à la terre

Le mécanisme de limitation des surtensions comporte trois éléments liés. Premièrement, la mise à la terre intentionnelle donne au neutre une référence de tension définie. Cela empêche les phases saines de s’élever librement vers la pleine tension entre phases par rapport à la terre lors d’un défaut persistant.

Deuxièmement, l’impédance de mise à la terre sélectionnée contrôle l’amplitude et la relation de phase du courant homopolaire. Une résistance introduit un amortissement. Cet amortissement est particulièrement utile lorsque des défauts intermittents et la capacité du système pourraient autrement créer des tensions répétées de rétablissement transitoire. Une réactance modifie l’équilibre réactif du circuit de mise à la terre et peut réduire le courant de défaut dans un réseau compensé correctement conçu, mais une réactance mal adaptée peut laisser un système sujet à la résonance ou à des défauts difficiles à détecter.

Troisièmement, le transformateur de mise à la terre rend la protection fiable. Un défaut ne produisant qu’un courant capacitif peut être difficile à localiser sélectivement. Une fois qu’une branche de mise à la terre définie existe, les relais peuvent utiliser le courant de neutre, le courant résiduel, la tension résiduelle, des éléments directionnels ou une combinaison de ces grandeurs. Une élimination plus rapide et plus sélective des défauts réduit le temps durant lequel l’isolation est exposée à une tension phase-terre anormale.

Ce dernier point est souvent négligé lors des revues de conception : le contrôle de la tension et la sensibilité de protection ne sont pas des décisions distinctes. Une impédance de mise à la terre qui réduit très fortement le courant de défaut peut limiter les dommages, mais elle peut aussi laisser un signal fiable insuffisant pour le schéma de relais installé. Inversement, une faible impédance peut simplifier la protection mais imposer une contrainte de défaut plus importante aux équipements et au réseau de mise à la terre. Le transformateur de mise à la terre, le dispositif de mise à la terre du neutre, les réglages des relais, la configuration des départs et la coordination de l’isolement doivent donc être évalués comme un seul système.

Le dimensionnement du transformateur doit suivre le régime de mise à la terre

Un transformateur de mise à la terre ne se sélectionne pas selon la puissance MVA de charge du jeu de barres. Son dimensionnement critique est sa capacité à supporter le courant de défaut à la terre pendant la durée requise sans contrainte thermique ou mécanique inacceptable. L’évaluateur doit connaître le courant de défaut à la terre attendu, le temps d’élimination, la capacité de surcharge admissible, le niveau de tension, la classe d’isolement et le nombre d’événements de défaut potentiels pris en compte dans la philosophie de conception.

Les pertes continues et les charges auxiliaires peuvent également être importantes, mais elles ne remplacent pas le calcul du régime homopolaire de courte durée. Une unité peut sembler correctement dimensionnée du point de vue d’un transformateur conventionnel tout en étant inadaptée à un régime prolongé de défaut à la terre.

Au niveau de la transformation principale, le mode de mise à la terre influence également les hypothèses d’isolement et de protection du transformateur de puissance. Pour les postes régionaux et les installations élévatrices d’énergies nouvelles, untransformateur immergé dans l’huile 110kV peut faire partie du schéma global de transformation de tension, tandis qu’un transformateur de mise à la terre conçu séparément établit le comportement du neutre du jeu de barres concerné. Ils remplissent des fonctions différentes : le transformateur de puissance transfère l’énergie ; le transformateur de mise à la terre gère le comportement des défauts homopolaires. Considérer le point neutre d’un transformateur de puissance comme automatiquement adapté à toutes les exigences de mise à la terre est une erreur de conception fréquente.

Questions révélant des spécifications faibles de transformateur de mise à la terre

Une spécification d’approvisionnement qui indique uniquement la tension du système et demande un « transformateur de mise à la terre » est incomplète. Les vérifications suivantes révèlent si la base de conception est suffisamment aboutie :

• Le jeu de barres est-il raccordé en triangle ou ne dispose-t-il pas autrement d’un neutre utilisable ? Si le neutre d’un transformateur existant est disponible, sa capacité de mise à la terre, son arrangement d’isolement et son régime de défaut doivent néanmoins être évalués avant son utilisation.
• Quelle est la capacité totale phase-terre du réseau raccordé ? Les ajouts de câbles, les départs longs, les bancs de filtres, les machines tournantes et les nouvelles installations de production à onduleurs peuvent modifier sensiblement le comportement des défauts à la terre.
• Quel courant de défaut est prévu et pourquoi ? La réponse doit relier les limites de dommages des équipements, les exigences de seuil des relais, la sélectivité et la philosophie d’exploitation.
• Quel est le temps maximal d’élimination ? Il détermine le dimensionnement de courte durée du transformateur de mise à la terre et de la résistance ou réactance de neutre.
• Quels défauts doivent être détectés ? Un défaut de départ, un défaut de jeu de barres et un défaut à haute résistance peuvent nécessiter différents éléments de relais et différentes marges de sensibilité.
• Comment le schéma se comportera-t-il après l’extension du réseau ? Une mise à la terre conçue autour du courant de charge capacitif actuel des câbles peut devenir inadaptée après le raccordement de départs supplémentaires ou de nouveaux circuits collecteurs d’énergie.

La mise à la terre par résistance, par réactance et directe ne sont pas interchangeables

Aucune option n’est automatiquement meilleure. Le choix correct dépend de la nécessité d’une isolation immédiate du défaut, de la possibilité d’autoriser une exploitation temporaire avec un défaut à la terre selon la philosophie d’exploitation, de la capacité des câbles existante et de la conception des équipements pour les contraintes phase-terre résultantes.

Ne confondez pas un réseau de terre avec la mise à la terre du système

Un réseau de terre de poste est essentiel à la sécurité du personnel et à la liaison équipotentielle des parties conductrices exposées. Il contrôle les tensions de contact et de pas en fournissant une connexion à faible impédance avec la terre physique. Il ne garantit pas, à lui seul, un comportement homopolaire contrôlé dans le réseau électrique.

La mise à la terre du système exige une connexion intentionnelle entre le neutre du réseau électrique, ou un neutre artificiel créé par un transformateur de mise à la terre, et le système de mise à la terre. Un réseau de terre bien conçu sans référence de neutre appropriée peut encore laisser un jeu de barres en triangle ou isolé exposé au déplacement du neutre et à une détection difficile des défauts à la terre. Les deux fonctions doivent être conçues ensemble, mais elles répondent à des problèmes différents.

Les preuves de mise en service comptent autant que la plaque signalétique

Avant la mise sous tension, le chemin de mise à la terre doit être vérifié depuis la connexion au jeu de barres à travers les enroulements du transformateur, le dispositif de mise à la terre du neutre, les entrées des relais et le réseau de terre du poste. Des erreurs de polarité et de câblage dans les circuits de courant résiduel peuvent neutraliser la protection directionnelle même lorsque l’équipement lui-même est correct. La résistance ou la réactance de mise à la terre du neutre doit être vérifiée pour son régime spécifié, et les réglages des relais doivent être testés dans des conditions crédibles de défaut à la terre minimal et maximal.

Pour un poste existant, une réévaluation est justifiée après des ajouts importants de câbles, une reconfiguration du jeu de barres, l’installation de bancs de condensateurs ou le raccordement au réseau d’installations photovoltaïques, éoliennes ou de stockage d’énergie. Ces changements peuvent modifier suffisamment l’impédance homopolaire et le courant de charge capacitif pour changer à la fois l’exposition aux surtensions et les performances de protection.

L’évaluation la plus défendable commence par le réseau homopolaire réel, et non par un calibre de catalogue. Établissez le point neutre disponible, calculez ou modélisez le courant de défaut à la terre et le déplacement de tension, sélectionnez l’impédance de mise à la terre en fonction des limites de protection et des équipements, puis confirmez que le transformateur de mise à la terre peut supporter le régime spécifié. Lorsque ces décisions sont cohérentes, le système de mise à la terre fait plus que satisfaire une exigence de schéma : il empêche qu’un seul défaut à la terre ne devienne un problème d’isolation et de coordination de protection dans l’ensemble du poste.