Comment l’impédance du transformateur de mise à la terre modifie le courant de défaut à la terre

Comment l’impédance d’un transformateur de mise à la terre modifie le courant de défaut à la terre

L’impédance du transformateur de mise à la terre n’est pas un détail secondaire à vérifier après la sélection du transformateur principal et de l’appareillage de commutation. Dans un système moyenne tension autrement non mis à la terre, elle est l’un des principaux facteurs déterminant ce qui se produit lors d’un défaut monophasé à la terre : si le courant de défaut est suffisamment élevé pour être détecté par la protection, suffisamment faible pour éviter des dommages inutiles aux équipements et suffisamment maîtrisé pour empêcher une surtension prolongée sur les phases saines.

Pour les évaluateurs techniques, la difficulté réside dans le fait que le terme « impédance » peut avoir différentes significations dans un document d’appel d’offres. Un transformateur peut présenter une impédance en pourcentage indiquée pour les performances en charge normale ou en court-circuit, tandis que l’étude des défauts à la terre exige l’impédance de séquence zéro du chemin de mise à la terre. Ces valeurs sont liées à la conception du transformateur, mais elles ne sont pas interchangeables. Les considérer comme identiques est une source fréquente de calculs erronés du courant de défaut.

Untransformateur de mise à la terre triphasé est généralement installé lorsque le transformateur existant du réseau ne fournit pas de point neutre accessible. Un transformateur de mise à la terre en zigzag ou étoile-triangle crée cette référence neutre. Un dispositif d’impédance — le plus souvent une résistance de mise à la terre du neutre, bien que des réactances soient aussi utilisées dans certains schémas — détermine alors la quantité de courant pouvant circuler du réseau vers un défaut à la terre.

Le chemin du courant de défaut constitue le point de départ

Lors d’un défaut phase-terre, le courant ne circule pas simplement dans le conducteur de phase avant de revenir par le sol. Dans un réseau triphasé mis à la terre, il suit une boucle de séquence zéro : la phase en défaut, le réseau de retour par la terre et les conducteurs de liaison équipotentielle, le neutre du transformateur de mise à la terre, ses enroulements et la représentation du réseau amont. Chaque partie de cette boucle contribue à l’impédance.

Pour un défaut monophasé à la terre franc, les ingénieurs expriment couramment le courant symétrique initial sous la forme simplifiée suivante :

I_LG = 3V_ph / (Z₁ + Z₂ + Z₀ + 3Z_f)

Ici, Z₁, Z₂ et Z₀ sont les impédances de séquence directe, inverse et homopolaire vues depuis le point de défaut, tandis que Z_f représente l’impédance du chemin de défaut. Dans un réseau mis à la terre par résistance, la résistance de mise à la terre du neutre constitue habituellement une partie dominante du chemin de séquence zéro. Selon la présentation des données, elle peut être incluse dans Z₀ ou indiquée séparément comme trois fois l’impédance du neutre. La convention doit rester cohérente tout au long de l’étude.

La conséquence pratique est simple : une impédance totale plus élevée du chemin de mise à la terre produit un courant de défaut à la terre plus faible ; une impédance plus faible permet un courant plus important. Toutefois, choisir l’impédance disponible la plus élevée n’est pas automatiquement plus sûr. Si le courant tombe en dessous de la plage de déclenchement fiable de l’ensemble relais et transformateur de courant, un défaut persistant peut rester sous tension. Il s’agit d’un problème de protection, et non d’une économie d’impédance.

L’impédance du transformateur de mise à la terre et celle de la résistance remplissent des fonctions différentes

Dans la plupart des installations mises à la terre par résistance, la résistance de mise à la terre du neutre est délibérément choisie pour contrôler le courant de défaut à la terre. Le transformateur de mise à la terre lui-même doit être conçu pour supporter le courant de séquence zéro correspondant pendant la durée spécifiée, généralement suffisamment longtemps pour permettre la détection du défaut et l’ouverture du disjoncteur. Son impédance d’enroulement influence néanmoins le résultat final et ne peut être ignorée.

Un transformateur de mise à la terre à faible impédance associé à un chemin neutre à résistance relativement faible autorise un courant de défaut à la terre plus important. Cela peut faciliter la coordination des protections conventionnelles contre les surintensités, mais augmente également les contraintes thermiques et mécaniques sur le transformateur, la résistance de neutre, les câbles, l’appareillage de commutation et l’équipement en défaut. Cela peut aussi accroître les préoccupations liées à la tension de contact si le réseau de terre et le dispositif de liaison équipotentielle n’ont pas été évalués comme un système complet.

À l’autre extrémité, un chemin à haute impédance limite les dommages au point de défaut et peut réduire l’énergie d’arc associée aux défauts à la terre. Mais la protection nécessite alors une ingénierie plus rigoureuse. La protection sensible à courant résiduel ou de séquence zéro, la sélection appropriée des TC, le filtrage des relais et la coordination avec le courant de charge capacitif prennent davantage d’importance. Dans les réseaux riches en câbles, notamment ceux comportant de longs départs MT, la capacité phase-terre du système n’est pas négligeable. Une conception de mise à la terre paraissant acceptable à partir des seules données du transformateur peut se comporter différemment une fois le réseau réel de câbles ajouté.

C’est pourquoi un évaluateur doit demander l’impédance de séquence zéro ou les données de service de mise à la terre du transformateur, et non simplement son impédance normale en pourcentage. Les informations demandées doivent également indiquer le courant neutre prévu, la durée nominale, la tension du système, le type de connexion, le niveau d’isolement et l’élévation de température admissible pour le service spécifié. Un transformateur adéquat sur le papier pour un défaut bref peut ne pas convenir à un schéma comportant une protection de secours temporisée.

Pourquoi le type de connexion compte autant que la valeur d’impédance

Un transformateur de mise à la terre en zigzag est largement utilisé, car son arrangement d’enroulements fournit un point neutre tout en présentant une faible impédance au courant de séquence zéro et une impédance relativement élevée au courant de charge équilibré de séquence directe. Dans des conditions triphasées saines, les composantes de flux des enroulements s’annulent en grande partie. En cas de défaut à la terre, les composantes de séquence zéro s’additionnent dans le chemin de mise à la terre prévu.

Un montage étoile-triangle peut également créer un point de mise à la terre, mais l’enroulement triangle doit fournir le chemin de circulation interne requis pour le courant de séquence zéro. Le bon choix dépend du niveau de tension, de l’espace disponible, de la configuration du réseau, du service thermique requis, des harmoniques, de la philosophie de protection et de la nécessité éventuelle d’une fonction de transformateur auxiliaire. Il n’est pas judicieux de spécifier une configuration par simple habitude.

Un point subtil concerne la relation entre le transformateur de mise à la terre et le transformateur source. Un transformateur source connecté en triangle peut empêcher le courant de séquence zéro de passer vers l’amont. Dans cette situation, le transformateur de mise à la terre local peut devenir le principal chemin de retour d’un défaut à la terre sur le jeu de barres aval. Son impédance et sa résistance de neutre exercent donc une influence beaucoup plus directe sur le niveau de défaut que dans un système source de réseau public solidement mis à la terre.

La sélection d’un courant cible de défaut à la terre est un exercice de coordination

Le point de départ doit être une étude du réseau, et non une valeur de résistance privilégiée. Les ingénieurs ont normalement besoin du schéma unifilaire du système, des groupes vectoriels des transformateurs, des contributions des générateurs et onduleurs le cas échéant, des longueurs de départ et types de câbles, des points de mise à la terre existants, des caractéristiques de charge et des réglages de protection. Pour les centrales d’énergie renouvelable, la capacité des câbles du circuit collecteur et le comportement de mise à la terre des transformateurs élévateurs d’onduleurs méritent une attention particulière. Un projet solaire ou éolien peut évoluer sensiblement entre la conception initiale et le tracé final des câbles.

Le courant de défaut à la terre sélectionné doit satisfaire simultanément plusieurs conditions :

• Il doit dépasser le courant de charge capacitif attendu avec une marge appropriée pour la méthode de mise à la terre et la philosophie de protection choisies.
• Il doit être suffisamment élevé pour que les protections principale et de secours détectent un défaut de manière fiable à l’emplacement pertinent le plus éloigné.
• Il doit rester dans les limites de capacité de courant de courte durée du transformateur de mise à la terre, de la résistance, du conducteur neutre, de l’appareillage de commutation et du système de mise à la terre.
• Il doit permettre une coordination acceptable des relais sans provoquer le déclenchement d’un appareil amont avant la protection du départ local.
• Il doit être examiné au regard des exigences IEC, IEEE, du distributeur ou du réseau local applicables au projet, plutôt que supposé à partir d’une conception générique.

Il n’existe pas de courant de défaut à la terre « optimal » universel. Les réseaux industriels privilégient souvent une mise à la terre contrôlée par résistance afin d’équilibrer continuité de service et protection des équipements. Un poste de distribution public peut suivre une approche de mise à la terre imposée par l’exploitant du réseau. Les systèmes d’alimentation temporaires peuvent être contraints par des configurations d’équipements compactes et des informations limitées sur l’étude des défauts. Le niveau correct est toujours lié au système réel et au schéma de protection qui y fonctionnera.

Ne négligez pas les tolérances d’impédance et les détails d’installation

Le courant calculé n’est fiable que dans la mesure où les hypothèses qui le sous-tendent le sont. L’impédance du transformateur présente une tolérance de fabrication et la valeur de la résistance de neutre varie avec la température. Les câbles de connexion, jeux de barres, écrans de câble, conducteurs de mise à la terre et résistances de contact s’ajoutent tous au circuit réel. En général, ils ne remettent pas en cause une conception solide, mais ils comptent lorsque le seuil de déclenchement du relais est proche du courant de défaut minimal disponible.

Une évaluation robuste vérifie les deux extrémités de la plage : le courant maximal de défaut à la terre pour la tenue des équipements et le courant minimal de défaut à la terre pour la sensibilité de protection. L’hypothèse de résistance de défaut doit également être réaliste. Un défaut métallique fournit un cas utile de courant maximal, mais de nombreux défauts sur le terrain comportent une certaine résistance. Si le relais ne fonctionne que pour un défaut franc idéal, le schéma dispose de peu de marge.

L’installation physique peut également compromettre un bon calcul. La connexion du neutre doit être courte, correctement dimensionnée, clairement identifiée et protégée contre tout contournement accidentel. L’enveloppe de la résistance nécessite une ventilation et une protection environnementale appropriées. Lorsque le transformateur de mise à la terre est installé dans un poste compact, l’accès pour la maintenance à la résistance, au TC de neutre, aux liens d’essai et aux connexions de bornes doit être pris en compte avant la finalisation de la configuration de l’enveloppe.

Pour les projets de distribution nécessitant une enveloppe intégrée, une solution telle que leposte compact de type européen peut être configurée pour des dispositions de distribution haute et basse tension, le comptage et des puissances de transformateur de 100 kVA à 2500 kVA. Son adéquation à un schéma de mise à la terre dépend néanmoins du dispositif neutre réel, du service du transformateur, des distances internes, de la dissipation thermique, de la configuration de protection et des conditions du site. Une enveloppe compacte n’élimine pas la nécessité de vérifier le réseau de séquence zéro.

Erreurs courantes d’évaluation

La première erreur consiste à spécifier un transformateur de mise à la terre uniquement par sa tension et ses kVA. Le service de mise à la terre n’est pas un service de charge continue ordinaire. L’amplitude et la durée du courant de défaut doivent être explicites. Une deuxième erreur consiste à sélectionner une résistance de mise à la terre du neutre sans confirmer que le transformateur peut supporter le courant associé pendant la durée requise.

Une autre erreur récurrente consiste à supposer que tous les défauts à la terre sont détectés par les éléments de protection contre les surintensités de phase. Dans les systèmes mis à la terre par résistance, une protection dédiée contre les défauts à la terre est souvent nécessaire. Ses performances dépendent de l’emplacement des TC, de la précision du raccordement résiduel, des réglages du relais et du courant de défaut minimal disponible. Le système de mise à la terre, les TC, la logique de relais et le temps d’élimination du disjoncteur doivent être examinés comme un ensemble de conception unique.

Enfin, les ingénieurs se concentrent parfois uniquement sur la limitation du courant et négligent les surtensions temporaires. Si la mise à la terre est trop faible, un défaut intermittent peut entraîner des conditions de tension phase-terre défavorables sur les phases non en défaut. Les conséquences peuvent inclure des contraintes d’isolement et une indication peu fiable, en particulier lorsque la capacité des câbles est importante. C’est une raison de comparer les options de mise à la terre au moyen d’une étude de réseau appropriée plutôt que de choisir une impédance dans un catalogue.

Une vérification pratique avant validation

Avant d’approuver un transformateur de mise à la terre triphasé, confirmez la tension et la connexion nominales du système, le courant neutre et la durée requis, les caractéristiques de séquence zéro du transformateur, la valeur de la résistance ou de la réactance, ainsi que les courants minimal et maximal calculés de défaut à la terre. Comparez ensuite ces résultats avec la sensibilité du relais, le temps d’élimination du disjoncteur, la capacité des TC, les conditions thermiques de l’enveloppe et la conception de mise à la terre du site.

Les fabricants disposant de compétences en ingénierie du transport et de la distribution d’électricité peuvent fournir des données utiles sur les équipements, mais la configuration finale de mise à la terre doit rester spécifique au projet. Jinshida Electric Power Technology Co., Ltd. accompagne les applications d’équipements électriques dans les environnements de réseaux, industriels, d’infrastructures et d’énergies renouvelables, où la fiabilité du fonctionnement dépend de l’adaptation de la conception des équipements au réseau réel plutôt que de la seule prise en compte des caractéristiques nominales.

Le jugement clé est simple : l’impédance du transformateur de mise à la terre modifie le courant de défaut à la terre parce qu’elle fait partie du chemin de retour de séquence zéro. Mais la question de conception est plus vaste que « quelle quantité de courant circulera ? ». Il s’agit de savoir si ce courant est maîtrisé, détectable, gérable thermiquement et correctement coordonné depuis le point de défaut jusqu’au dispositif de protection qui doit l’éliminer.