Quels réglages de protection sont adaptés à un transformateur de mise à la terre de poste électrique ?

Un transformateur de mise à la terre de poste ne doit pas être protégé à l’aide d’un modèle générique de relais de transformateur. Sa fonction principale est d’établir une référence de neutre contrôlée et de gérer le courant de défaut à la terre ; la philosophie de protection doit donc commencer par le mode de mise à la terre, la résistance ou la réactance de mise à la terre du neutre, la configuration des départs raccordés et le courant de défaut disponible.

L’approche de réglage la plus fiable consiste à faire éliminer d’abord un défaut à la terre par la protection du départ, tandis que la protection du neutre du transformateur de mise à la terre assure une détection sensible, une surveillance de la résistance de neutre et une protection de secours temporisée. Des réglages qui déclenchent le transformateur de mise à la terre trop rapidement peuvent supprimer inutilement la référence de mise à la terre du réseau. Des réglages trop peu sensibles peuvent laisser sans détection un courant de défaut dommageable ou une défaillance du chemin de mise à la terre du neutre.

Commencez par la configuration de mise à la terre, et non par le menu du relais

Un transformateur de mise à la terre est couramment installé sur un réseau delta autrement non mis à la terre, ou sur un réseau dont l’enroulement du transformateur principal ne fournit pas de neutre accessible. Les transformateurs de mise à la terre zig-zag et étoile-delta sont des configurations typiques. Leur neutre peut être directement mis à la terre, mis à la terre par résistance, par réactance ou raccordé par l’intermédiaire d’un dispositif de mise à la terre à haute résistance.

Ce choix modifie fondamentalement les réglages de protection :

• Les réseaux directement mis à la terre peuvent produire un courant de défaut à la terre important. La protection doit être coordonnée avec les relais de surintensité de phase et de terre, les pouvoirs de coupure des disjoncteurs et les limites thermiques du transformateur.
• Les réseaux mis à la terre par faible résistance limitent intentionnellement le courant de défaut à la terre à une valeur définie tout en conservant un courant suffisant pour un fonctionnement sélectif des relais. La protection de surintensité du neutre est généralement au cœur du dispositif.
• Les réseaux mis à la terre par haute résistance limitent le courant de défaut à un faible niveau, souvent afin de réduire les dommages aux équipements et de permettre une réponse maîtrisée au premier défaut à la terre. La détection basée sur la tension et la surveillance de l’intégrité de la résistance de mise à la terre deviennent plus importantes que le déclenchement instantané.
• Les réseaux mis à la terre par résonance ou par réactance nécessitent des réglages fondés sur le réseau de neutre spécifique et la philosophie de protection de l’exploitant. Une simple approche par surintensité résiduelle peut ne pas offrir une sensibilité ou une sélectivité suffisante.

L’étude de protection doit donc identifier le courant de défaut monophasé à la terre maximal et minimal à chaque jeu de barres et départ concerné, y compris les configurations d’exploitation prévues du réseau. Un réglage fondé uniquement sur la puissance nominale en kVA indiquée sur la plaque signalétique du transformateur de mise à la terre est incomplet. La tenue thermique du transformateur est importante, mais le relais doit également réagir correctement lorsque l’impédance de la source, l’impédance des départs, l’état de commutation ou la configuration de production changent.

La protection de surintensité du neutre est la fonction essentielle des réseaux mis à la terre par résistance

Pour une installation mise à la terre par faible résistance, un transformateur de courant placé sur le neutre du transformateur de mise à la terre ou sur le conducteur de la résistance de mise à la terre du neutre fournit la mesure la plus directe du courant de défaut à la terre revenant par le chemin de mise à la terre. Cet élément est couramment utilisé comme protection temporisée de surintensité de terre, souvent identifié par des fonctions d’appareil ANSI telles que 51N, 51G ou 51GS selon la conception du relais et la méthode de mesure.

Le seuil de fonctionnement doit se situer entre deux limites. Il doit être supérieur au courant permanent normal, au courant de charge transitoire, à l’erreur du TC et à tout déséquilibre résiduel attendu. En même temps, il doit rester inférieur au courant de défaut à la terre minimal crédible que le dispositif est censé détecter. Si le seuil est réglé trop près du courant nominal de la résistance, des défauts faibles ou éloignés risquent de ne pas faire fonctionner le relais. S’il est réglé trop bas, les manœuvres, la capacité des départs ou une discordance des TC peuvent provoquer des alarmes ou des déclenchements intempestifs.

La temporisation est tout aussi importante. Un relais de neutre de transformateur de mise à la terre n’est généralement pas destiné à compromettre la sélectivité des départs. Les relais des départs en aval, les relais à courant résiduel ou la protection par TC homopolaire doivent normalement disposer d’un temps suffisant pour isoler le circuit en défaut avant le fonctionnement du déclenchement de secours du transformateur de mise à la terre. La marge doit inclure les tolérances de fonctionnement des relais, le temps d’élimination du disjoncteur, le comportement des dispositifs assistés par communication lorsqu’ils sont utilisés, ainsi que les considérations de saturation des TC lors de défauts sévères.

Un élément instantané de surintensité du neutre, généralement 50N, peut être approprié lorsque le courant de défaut est clairement élevé et qu’un déclenchement rapide est nécessaire pour protéger le transformateur de mise à la terre ou la résistance de neutre. Il ne doit pas être activé simplement parce que le relais offre cette fonction. Dans un réseau mis à la terre par résistance avec un courant volontairement limité, un seuil instantané mal coordonné peut déclencher le transformateur de mise à la terre avant que le disjoncteur du départ ait le temps d’éliminer un défaut.

La détection des défauts à la terre basée sur la tension est essentielle lorsque le courant est délibérément limité

Les réseaux mis à la terre par haute résistance ne peuvent souvent pas s’appuyer sur des éléments de surintensité conventionnels pour une détection fiable des défauts. Le courant peut être intentionnellement trop faible pour assurer une discrimination adéquate, en particulier lorsque le courant capacitif des départs et la capacité du réseau sont importants. Dans ces réseaux, la tension de déplacement du neutre est couramment surveillée au moyen d’un raccordement de transformateur de tension en triangle ouvert, d’un transformateur de tension de neutre ou d’une configuration de mesure équivalente du relais.

Un élément 59N ou 59G détecte la tension homopolaire ou la tension neutre-terre qui augmente lorsqu’une phase est mise à la terre. Son réglage doit tenir compte du déséquilibre normal de tension, de la précision des TT, du risque de ferrorésonance lorsque cela est pertinent et des conditions transitoires lors des manœuvres. Le point essentiel est que 59N indique une perturbation de la référence de terre ; il n’identifie pas à lui seul le départ en défaut.

Pour cette raison, un dispositif de mise à la terre par haute résistance sépare fréquemment les décisions d’alarme et de déclenchement. Un premier défaut à la terre peut déclencher une alarme sonore et à distance, enregistrer l’événement et lancer des procédures de localisation du défaut plutôt que d’ouvrir immédiatement la source. Cette philosophie d’exploitation n’est sûre que lorsque la conception du réseau, les procédures de maintenance et les règles électriques applicables autorisent la poursuite de l’exploitation avec un défaut à la terre. Un second défaut sur une autre phase peut créer un chemin de défaut entre phases et ne doit pas être considéré comme une condition normale.

La surveillance de la résistance de mise à la terre doit être traitée comme une exigence de protection indépendante. Une résistance défaillante en circuit ouvert, un conducteur de neutre déconnecté, un circuit de TC de neutre endommagé ou le remplacement incorrect d’une résistance peuvent laisser le réseau sans la limitation de courant de défaut prévue. Selon la conception de l’équipement, la supervision peut utiliser une surveillance de continuité de la résistance, une vérification du courant de neutre, une surveillance par injection ou un moniteur dédié de résistance de mise à la terre du neutre. Une alarme signalant la perte d’intégrité de la mise à la terre doit être sans équivoque et conduire à une action d’exploitation définie.

Protégez le transformateur, mais ne confondez pas la protection du transformateur avec la protection de mise à la terre

Un transformateur de mise à la terre de poste nécessite toujours une protection conventionnelle de l’équipement. La protection de surintensité de phase, la surveillance de la température des enroulements, les dispositifs de niveau d’huile ou de pression pour les unités immergées dans un liquide, ainsi que la protection à pression soudaine ou à gaz lorsqu’elle est applicable, peuvent tous faire partie de la conception. Ces fonctions traitent les dommages internes, les surcharges, les défaillances d’isolation et les contraintes mécaniques. Elles ne remplacent pas un dispositif de défaut à la terre correctement conçu.

La protection différentielle de transformateur, ANSI 87T, peut être justifiée pour les transformateurs de mise à la terre plus grands ou plus critiques, en particulier lorsqu’un défaut interne d’enroulement doit être éliminé rapidement et que l’emplacement des TC peut fournir une couverture fiable. Son application exige une prise en compte attentive du groupe vectoriel, des rapports de TC, du blocage à l’appel de courant, de la stabilité aux défauts externes et de la distribution inhabituelle du courant associée au service de mise à la terre. La protection différentielle est efficace pour les défauts internes, mais elle n’est pas automatiquement le meilleur détecteur principal des défauts à la terre sur les départs en aval.

La protection différentielle restreinte de terre peut fournir une couverture sensible des défauts enroulement-terre dans une zone définie lorsque l’installation des TC et l’accès au neutre le permettent. Cela peut être utile lorsque l’équipement de mise à la terre du neutre est étroitement associé au transformateur et qu’un défaut interne à la terre exige un fonctionnement plus rapide qu’un élément de surintensité de secours temporisé.

La protection thermique mérite également une attention particulière. Un transformateur de mise à la terre peut transporter un courant négligeable en service normal, mais être conçu pour transporter un courant de défaut à la terre pendant une durée limitée. Sa tenue thermique de courte durée, le régime de service de la résistance de mise à la terre du neutre et le temps d’élimination du relais doivent être cohérents. Une courbe de coordination qui autorise un courant de défaut pendant une durée supérieure à la tenue du transformateur ou de la résistance n’est pas un réglage sûr, même si elle semble sélective sur un diagramme temps-courant.

La sensibilité des départs détermine si le transformateur de mise à la terre peut rester en service

La configuration privilégiée est généralement une isolation sélective du défaut : le départ alimentant le défaut déclenche, tandis que le transformateur de mise à la terre reste raccordé et continue de fournir une référence de terre stable pour le réseau sain. L’obtention de ce résultat dépend de la manière dont les défauts à la terre sont mesurés au niveau du départ.

Le courant résiduel dérivé de trois TC de phase peut bien fonctionner, mais la précision de mesure peut se dégrader dans des conditions de courant traversant élevé, de saturation des TC, de caractéristiques inégales des TC ou d’erreurs de câblage. Un TC sommateur entourant tous les conducteurs de phase est souvent plus sensible pour la détection des défauts à la terre de faible niveau, car il mesure directement le courant résiduel. Le bon choix dépend de la disposition des câbles, de la construction du départ, de la sensibilité requise et de la géométrie disponible de l’appareillage.

Une protection directionnelle de défaut à la terre peut être nécessaire lorsque plusieurs sources, coupleurs de barres, transformateurs en parallèle, production distribuée ou plusieurs points de mise à la terre peuvent alimenter un défaut. Sans supervision directionnelle, un relais peut fonctionner pour un courant de terre qui provient de l’extérieur de sa zone de protection prévue. La méthode de polarisation directionnelle doit convenir à la configuration de mise à la terre ; les grandeurs de tension homopolaire et de courant homopolaire doivent être vérifiées par rapport aux relations vectorielles réelles du réseau plutôt que supposées à partir d’un modèle de relais standard.

La coordination des protections doit être examinée dans tous les états d’exploitation crédibles, et pas seulement dans la configuration normale des barres. Les disjoncteurs de sectionnement de barres, les arrivées alternatives, les groupes électrogènes de secours, les sources temporaires et les manœuvres de maintenance peuvent modifier les chemins homopolaires. Un réglage sélectif avec un transformateur en service peut devenir insensible ou trop sensible lorsque le réseau est reconfiguré.

Les alimentations temporaires et à onduleur nécessitent un examen distinct de la mise à la terre

Les équipements d’alimentation portables peuvent introduire un problème de protection caché lorsqu’ils sont raccordés à un système auxiliaire de poste, à une alimentation de chantier, à une charge de communications ou à un réseau temporaire de maintenance. Un système de batteries monté sur remorque peut fournir une sortie triphasée stable, mais sa capacité de courant de défaut d’onduleur et sa configuration de neutre ne sont pas nécessairement équivalentes à celles d’une source de transformateur de réseau.

Par exemple, leSystème de stockage d’énergie portable sur remorque de 50 kW/100 kWh fournit une sortie de 400 V AC par l’intermédiaire d’un PCS de 50 kW et peut être utilisé pour des applications d’alimentation temporaire ou de secours. Avant de raccorder une source à onduleur à tout circuit associé à un transformateur de mise à la terre, l’installation doit déterminer si le neutre de sortie est isolé, relié, mis à la terre par impédance ou prévu pour un système dérivé séparément. Elle doit également confirmer le courant de défaut à la terre disponible de l’onduleur, le temps de réponse de la protection et si ses commandes permettent le fonctionnement en parallèle avec une autre source.

Un réglage conventionnel 50N ou 51N peut ne pas fonctionner comme prévu lorsqu’un onduleur limite électroniquement le courant de défaut. À l’inverse, une liaison neutre-terre involontaire en plusieurs points peut créer des courants de circulation, de fausses mesures de courant résiduel ou un chemin de mise à la terre parallèle qui compromet la conception prévue de mise à la terre par résistance. Les raccordements temporaires doivent être examinés avec la même rigueur que celle appliquée aux changements permanents de source.

Les réglages doivent être étayés par des enregistrements qualité vérifiables

Un réglage de protection n’est fiable qu’à hauteur des données d’équipement et de la vérification d’installation qui le sous-tendent. Le fichier de réglage doit être traçable au schéma unifilaire, à l’étude de mise à la terre, au groupe vectoriel du transformateur, au calibre de la résistance de mise à la terre du neutre, aux rapports de TC et de TT, à la version de la logique du relais et à la matrice de déclenchement des disjoncteurs. Si l’une de ces données change, les réglages de protection doivent être réexaminés.

Une attention particulière doit être accordée à la polarité des TC et à la mise à la terre des circuits secondaires. Une polarité inversée peut compromettre les éléments différentiels ou directionnels. Un circuit secondaire de TC ouvert est dangereux et peut également produire des valeurs de relais trompeuses. Le positionnement du TC de neutre doit garantir qu’il mesure le chemin de retour prévu et qu’il n’omet pas une connexion de terre parallèle.

La mise en service doit confirmer davantage que le seul seuil de fonctionnement du relais. L’injection secondaire peut vérifier le fonctionnement des éléments, la logique, les alarmes et les sorties de déclenchement, tandis qu’une injection primaire ou un essai fonctionnel peut être nécessaire pour valider la chaîne complète de mesure lorsque cela est réalisable. Les essais doivent démontrer que la protection du départ fonctionne avant la protection de secours du transformateur de mise à la terre, que les alarmes de défaillance de la résistance sont reçues à l’emplacement requis et que la logique de verrouillage n’entraîne pas une perte dangereuse de la mise à la terre du réseau.

Les exigences applicables varient selon la juridiction et le type d’installation, mais la base d’ingénierie doit être conforme au code électrique applicable, aux exigences de l’exploitant et aux pratiques reconnues telles que les directives IEEE pertinentes relatives à la mise à la terre et aux relais de protection. Les normes fournissent un cadre ; elles n’éliminent pas la nécessité de calculer les réglages à partir du réseau réel.

L’objectif pratique de la protection

Des réglages efficaces pour un transformateur de mise à la terre de poste établissent une hiérarchie délibérée : détecter rapidement les conditions anormales du neutre, isoler sélectivement le départ en défaut lorsque cela est possible, protéger le transformateur de mise à la terre et la résistance dans les limites de leur régime thermique, et conserver une référence de terre valide pour les circuits sains chaque fois que la philosophie d’exploitation le permet.

Les erreurs les plus importantes ne proviennent généralement pas du choix d’une mauvaise fonction de relais. Elles résultent de l’application de fonctions apparemment correctes avec des données réseau incomplètes : considérer le calibre d’une résistance de neutre comme un seuil de relais, négliger la capacité des départs, ne pas tenir compte des configurations de sources alternatives ou traiter une source à onduleur comme si elle fournissait un courant de défaut comparable à celui d’un transformateur. Une étude de coordination documentée, une installation de TC/TT vérifiée, une séquence de déclenchement testée et un processus contrôlé de modification des réglages sont les garanties qui transforment les fonctions de protection en un dispositif de mise à la terre fiable.