Comment dimensionner un transformateur de mise à la terre du neutre pour le courant de défaut

Un transformateur de mise à la terre du neutre ne doit pas être dimensionné uniquement à partir de la puissance du transformateur, ni du niveau de court-circuit triphasé présumé. Son objectif principal est de créer une référence de neutre et d’établir un chemin de retour contrôlé pour les défauts monophasés à la terre sur un réseau moyenne tension autrement non mis à la terre ou connecté en triangle. Son calibre correct est donc déterminé par le courant de défaut à la terre requis, le réseau réel de composante homopolaire, le temps d’élimination de la protection et la contrainte thermique imposée au transformateur comme à la résistance de mise à la terre.

La décision essentielle n’est pas simplement « quelle doit être la taille du transformateur ? ». Elle est la suivante :quel courant de défaut doit circuler, pendant combien de temps, à travers quelle impédance de mise à la terre, et avec quelle sensibilité de protection ? Un transformateur de mise à la terre électriquement sous-dimensionné peut surchauffer pendant un défaut. Un transformateur sélectionné avec une impédance excessive peut empêcher l’enclenchement du relais. Un transformateur conçu pour un courant inutilement élevé peut augmenter l’énergie d’arc électrique et les dommages au point de défaut sans améliorer les performances de protection.

Commencer par le courant de défaut à la terre prévu

Le courant de défaut à la terre est normalement choisi comme paramètre de protection du système avant de dimensionner le transformateur de mise à la terre du neutre. Le niveau choisi doit être suffisamment élevé pour faire fonctionner de manière fiable le relais de défaut à la terre applicable, la configuration des TC et la protection des départs, tout en restant suffisamment faible pour limiter les contraintes sur les équipements et les dommages dus au défaut.

Pour un système mis à la terre par résistance, le courant requis est souvent établi par la résistance de mise à la terre du neutre (NGR). Si la résistance constitue l’impédance dominante dans la boucle de défaut, une première estimation est :

R_N ≈ V_LN / I_GF

Où :

• R_N est la valeur de la résistance de neutre en ohms ;
• V_LN est la tension nominale entre phase et neutre ;
• I_GF est le courant de défaut à la terre souhaité.

Pour un système de 13.8 kV, la tension entre phase et neutre est d’environ 7.97 kV. Si le courant de défaut à la terre prévu est de 400 A, la valeur initiale de la résistance est approximativement :

7,970 / 400 = 19.9 Ω

Ce résultat n’est qu’un point de départ. Le courant de défaut est influencé par l’impédance homopolaire du transformateur de mise à la terre, les impédances de séquence de la source et des câbles, la résistance de défaut et l’emplacement du défaut. Le courant final doit être vérifié à l’aide d’une étude des réseaux de séquence ou d’un modèle de système équivalent, plutôt que par le seul calcul de la résistance.

Utiliser le modèle de défaut monophasé à la terre, et non une hypothèse simplifiée basée uniquement sur la résistance

Le calcul fiable pour un défaut monophasé à la terre franc repose sur les composantes symétriques :

I_LG = 3V_ph / (Z₁ + Z₂ + Z₀ + 3Z_f)

Où Z₁, Z₂ et Z₀ sont les impédances directe, inverse et homopolaire vues depuis le point de défaut, tandis que Z_f représente l’impédance du chemin de défaut. Dans une configuration mise à la terre par résistance, la résistance de neutre est représentée dans le chemin homopolaire par trois fois sa valeur ohmique physique. La réactance homopolaire du transformateur de mise à la terre fait également partie de ce chemin.

Cette distinction est importante, car un transformateur de mise à la terre du neutre n’est pas un point neutre sans pertes. Sa configuration d’enroulements et son impédance contribuent à l’impédance totale de la boucle. Si la réactance du transformateur est ignorée, le courant de défaut calculé peut être sensiblement supérieur au courant réellement disponible pour le relais en service.

Une revue de conception doit donc établir :

• la tension nominale du système et la tension maximale de fonctionnement ;
• la configuration de la source transformateur ou générateur alimentant le jeu de barres ;
• toutes les sources de mise à la terre en parallèle, y compris les générateurs, les transformateurs et la capacité des câbles ;
• l’impédance homopolaire déclarée du transformateur de mise à la terre ;
• la résistance et la tolérance de la NGR ;
• les niveaux de défaut minimum et maximum à chaque emplacement pertinent de jeu de barres ou de départ ;
• le courant de défaut minimum requis pour un fonctionnement fiable de la protection.

Le cas de courant de défaut minimal est souvent plus important que le cas maximal pour la coordination des relais. Un défaut à l’extrémité d’un long départ par câble, avec une production réduite en service ou une configuration réseau modifiée, peut produire moins de courant que la valeur supposée au jeu de barres principal.

Sélectionner correctement la tension et le raccordement du transformateur de mise à la terre

Le transformateur de mise à la terre du neutre doit correspondre à la tension du système et convenir au raccordement d’enroulements prévu. Les transformateurs de mise à la terre en zigzag sont largement utilisés lorsqu’un point neutre est nécessaire sur un système à trois fils, car ils fournissent un chemin à faible impédance pour le courant homopolaire tout en absorbant peu de courant en conditions équilibrées. Un transformateur de mise à la terre étoile-triangle est une autre configuration établie, notamment lorsque l’isolement ou des exigences spécifiques d’intégration au système influencent le choix.

La tension pertinente n’est pas uniquement la tension nominale entre phases du jeu de barres. La résistance de neutre est soumise à une tension approximativement égale à la tension entre phase et neutre lors d’un défaut à la terre. Pour un système ayant une tension nominale entre phases V_LL :

V_LN = V_LL / √3

La tension de conception doit refléter la tension système la plus élevée pouvant être maintenue, et non seulement la valeur nominale indiquée sur un schéma unifilaire. La coordination d’isolement, les calibres des parafoudres, les conditions de surtension temporaire et la norme d’équipement applicable doivent également être examinés. Un transformateur de mise à la terre installé sur un système de classe 15 kV, par exemple, doit être évalué en fonction de la tension maximale de service réelle et du niveau d’isolement exigé par ce système.

Lors de l’examen des données du fournisseur, il est important de distinguer une valeur d’impédance standard du transformateur de l’impédance homopolaire effective pertinente pour le service de mise à la terre. Cette dernière est la valeur qui affecte le courant de défaut à la terre. Le raccordement, la disposition du conducteur de neutre, l’interface de résistance et tout TC de neutre fourni doivent être clairement identifiés sur les plans approuvés.

Convertir le régime de courant de défaut en kVA du transformateur de mise à la terre

Le transformateur de mise à la terre reçoit couramment une puissance nominale de courte durée en kVA basée sur le courant de défaut à la terre sélectionné. Pour un transformateur de mise à la terre triphasé, une expression pratique de dimensionnement est :

kVA = V_LL × I_GF / (√3 × 1,000)

De manière équivalente, puisque V_LN = V_LL/√3 :

kVA = V_LN × I_GF / 1,000

En utilisant l’exemple de 13.8 kV et 400 A :

kVA = 13.8 × 400 / 1.732 = environ 3,187 kVA

Cela ne signifie pas que l’unité doit fonctionner en continu comme un transformateur de distribution de 3.2 MVA. Cela signifie que le transformateur de mise à la terre doit supporter le courant spécifié à la tension indiquée pendant la durée de défaut indiquée. Sa plaque signalétique doit expliciter ce régime, par exemple un courant ou une puissance kVA définis pendant 10 secondes, 30 secondes, 60 secondes ou en fonctionnement continu.

Ne remplacez pas ce régime par la puissance nominale en charge normale d’un transformateur de puissance associé. Un transformateur de mise à la terre peut transporter un courant négligeable en fonctionnement équilibré normal, tout en étant soumis à une forte contrainte thermique lors d’un défaut à la terre.

La durée nominale est aussi importante que le courant nominal

Les équipements de mise à la terre sont fréquemment spécifiés pour un régime de courte durée, car la protection est censée isoler rapidement le défaut. La durée correcte est déterminée par la séquence complète d’élimination : temps de fonctionnement du relais, temps d’ouverture du disjoncteur, délai intentionnel de coordination, temps de protection de secours et tout temps crédible d’élimination en cas de défaillance du disjoncteur. Le temps de fonctionnement le plus court de la protection principale ne constitue pas une base suffisante si l’équipement doit survivre à une défaillance du disjoncteur ou à un événement d’isolement retardé.

La contrainte thermique suit une relation I²t. Une unité sélectionnée pour un courant donné pendant 10 secondes ne peut pas automatiquement être considérée comme adaptée au même courant pendant 60 secondes. À l’inverse, réduire la durée du défaut peut réduire le régime thermique requis de courte durée, mais uniquement si les performances d’élimination présumées sont garanties par le schéma de protection et les exigences du projet.

Le régime de défauts répétés mérite également une attention particulière. Un transformateur de mise à la terre du neutre et une résistance à régime de courte durée ont besoin de temps pour refroidir après un défaut. Lorsque la philosophie d’exploitation autorise le réenclenchement, une investigation prolongée des défauts ou une exposition répétée aux défauts, les hypothèses thermiques doivent être documentées plutôt que laissées implicites.

Vérifier la sensibilité de la protection avant de fixer la valeur de la résistance

Le courant de défaut souhaité doit dépasser avec une marge suffisante le seuil pratique de déclenchement du système de protection. Cette vérification inclut les réglages de seuil des relais, le rapport et la précision des TC, la méthode de mesure du courant résiduel, le courant capacitif des départs et la coordination avec les dispositifs situés en amont et en aval.

Une erreur fréquente consiste à sélectionner le courant de défaut le plus faible possible pour minimiser les dommages, puis à constater que les relais de départ ne peuvent pas distinguer de manière fiable un véritable défaut à la terre d’un déséquilibre normal, d’une erreur de TC ou d’un courant capacitif. L’erreur inverse consiste à sélectionner un niveau de courant de mise à la terre par haute résistance uniquement sur la base de la capacité de tenue de l’appareillage disponible. Un courant plus élevé n’est pas automatiquement préférable ; il peut imposer une condition de défaut d’arc plus sévère et accroître les dommages thermiques au point de défaut.

Dans les systèmes comportant de nombreux câbles, le courant de charge capacitif cumulé entre phase et terre exige une attention particulière. La conception de mise à la terre doit fournir un courant de défaut qui reste distinguable du courant de charge et permette une détection stable des défauts à la terre. La méthode et la marge pertinentes dépendent de la philosophie de protection et de la norme applicable ou des spécifications du propriétaire ; elles doivent être confirmées lors de l’étude de coordination des protections plutôt que supposées à partir d’une règle générique.

L’impédance du transformateur de mise à la terre doit être spécifiée comme une limite, et non laissée comme une valeur générique de catalogue

Une fois le courant de défaut à la terre cible et la résistance sélectionnés, calculez l’impédance admissible du transformateur de mise à la terre. Si la réactance du transformateur est trop élevée, le courant réel sera inférieur à l’objectif de protection. Si elle est inférieure à la valeur supposée, le courant peut dépasser le régime prévu de la résistance et la base de coordination de la protection.

Pour une revue préliminaire, l’impédance est souvent exprimée en valeurs relatives ou en pourcentage sur la base du transformateur de mise à la terre :

Z_base = V_LL² / S_base

L’impédance en pourcentage peut ensuite être convertie en ohms et saisie dans l’étude homopolaire. Comme les raccordements du transformateur de mise à la terre affectent la représentation des grandeurs de séquence, les données d’impédance du fabricant et le modèle d’étude doivent utiliser la même base. Une valeur en pourcentage sans base de tension, base kVA, raccordement et signification de séquence déclarés est insuffisante pour une sélection finale.

Vérifiez également si le fabricant indique l’impédance au courant nominal de mise à la terre, à la puissance nominale en kVA ou dans une autre condition. Cela est particulièrement pertinent pour les transformateurs de mise à la terre personnalisés à régime de courte durée, dont le régime de la plaque signalétique peut différer de celui d’un transformateur conventionnel à régime continu.

Les conditions d’installation peuvent modifier la sélection pratique

Les équipements de mise à la terre sont souvent installés à côté d’un appareillage moyenne tension, dans une enceinte de poste électrique ou dans un compartiment extérieur dédié. L’espace, la ventilation, l’accès aux terminaisons de câbles, la dissipation thermique de la résistance, le cheminement du conducteur de neutre et le dégagement pour la maintenance peuvent tous limiter la configuration finale.

Lorsqu’un poste compact est évalué, le transformateur de mise à la terre doit être considéré comme une partie définie du schéma de mise à la terre plutôt que comme un accessoire supposé. Par exemple, unposte compact de type européen peut être configuré pour des applications de distribution moyenne tension, mais l’évaluateur doit confirmer si le transformateur de mise à la terre requis, la NGR, le TC de neutre, l’indicateur de défaut, les dispositions de ventilation et les interconnexions sont inclus dans le périmètre fourni ou nécessitent un ensemble distinct.

Les conditions environnementales affectent les performances thermiques. Les enveloppes extérieures, une température ambiante élevée, l’altitude, la pollution et une circulation d’air restreinte peuvent réduire la marge de dissipation thermique disponible. La NGR elle-même peut atteindre des températures élevées pendant le régime de défaut ; la séparation vis-à-vis de l’isolation sensible des câbles, du câblage de commande et des surfaces de l’enveloppe doit donc être prise en compte. L’indice de protection IP de l’enveloppe à lui seul ne garantit pas que la résistance et le transformateur peuvent satisfaire à leur régime d’élévation de température dans la configuration installée.

Documentation à demander avant approbation

Un dossier technique complet pour un transformateur de mise à la terre du neutre doit identifier la tension du système, le type de raccordement, le courant nominal de défaut à la terre, la durée de service, la fréquence, le niveau d’isolement, l’impédance homopolaire, les limites de température des enroulements, la méthode de refroidissement, la disposition des bornes et les exigences d’essai applicables. La documentation de la NGR doit indiquer la valeur de résistance, la tolérance, le courant nominal, la durée nominale, l’élévation de température, le matériau et tout contact de surveillance.

La documentation de protection doit présenter les courants de défaut monophasé à la terre calculés minimum et maximum, les réglages de seuil des relais, les temps d’élimination, les détails des TC et les hypothèses utilisées pour les impédances de source et de câble. La revue est incomplète si le transformateur est dimensionné à partir d’un courant souhaité, mais que l’étude du réseau démontre un courant sensiblement différent aux emplacements protégés.

La séquence de sélection appropriée consiste donc à établir l’objectif de protection, modéliser le circuit homopolaire réel, sélectionner la résistance, vérifier la plage de courant de défaut, dimensionner le transformateur de mise à la terre du neutre pour la tension et les kVA de courte durée, puis confirmer l’adéquation thermique et d’installation. Traiter ces éléments comme des articles d’approvisionnement distincts sans base de calcul commune est la principale source d’inadéquations évitables dans les systèmes de mise à la terre.