Actuellement étudiant à la maîtrise à l’Université de l’État de Washington, l’auteur a travaillé sur plusieurs projets de coordination de la protection au cours de sa carrière.
Paul Chernikhowsky
Les transformateurs sont au cœur de l’infrastructure de distribution d’électricité et leur protection est essentielle à son fonctionnement sûr et fiable.
Cet article sert de référence d’application de première main pour la mise en œuvre d’une protection fiable sur les transformateurs de distribution moyenne tension (11 kV – 33 kV) via des relais MT à microprocesseur couramment disponibles (Siemens, Schneider et GE).
La philosophie de protection comprend trois grandes étapes :
- Comprendre les fonctions de protection requises pour la protection du transformateur.
- Tracez une courbe caractéristique temps-courant (TCC) pour ces fonctions.
- Réglez les paramètres du relais pour suivre les courbes TCC tracées.
Relais MiCom protégeant les transformateurs de type sec dans une sous-station de bâtiment typique. On peut voir des conduits de raccordement de bus ou des BTD reliant des transformateurs à des appareillages de commutation.
Fonctions de protection requises pour les transformateurs MT
Les huit fonctions de protection essentielles requises pour la protection du transformateur sont répertoriées dans le tableau ci-dessous. Les fonctions 50G/P et 51G/P sont requises sur les côtés HT et BT. La protection côté BT peut utiliser un disjoncteur de puissance basse tension (LVPCB) au lieu d’un relais, qui peut être alimenté par des TC côté secondaire.
Les schémas de protection illustrent ces fonctions de protection essentielles telles qu’elles sont classiquement utilisées pour la protection des transformateurs. La protection différentielle 87 n’est pas utilisée pour les transformateurs d’une puissance nominale inférieure à 10 MVA afin de réduire les coûts du système et d’éviter d’ajouter une complexité supplémentaire.
Schéma de protection pour un transformateur 11 kV / 400 V typique d’une puissance inférieure à 10 MVA.
Schéma de protection pour un transformateur typique d’une puissance nominale supérieure à 10 MVA.
Tracer la courbe temps-courant (TCC)
Pour commencer à appliquer les fonctions de protection susmentionnées sur un transformateur typique, nous devons d’abord tracer la courbe TCC. Pour commencer à tracer la courbe TCC du transformateur, la compréhension des pierres angulaires suivantes est nécessaire.
Ampères à pleine charge du transformateur (FLA) : Capacité nominale de transport de courant continu d’un transformateur à une température ambiante de référence
temp.
Courant d’appel du transformateur : Courant d’appel magnétisant qu’un transformateur consomme lorsqu’il est alimenté.
Courbe de dommages du transformateur : La limite thermique et mécanique de fonctionnement du transformateur. Au-delà de cette limite, le transformateur subit des dommages permanents.
Ensuite, un calcul des trois ci-dessus est nécessaire.
Ampères à pleine charge du transformateur (FLA) : Il s’agit de la MVA nominale divisée par le produit de la tension et de sqrt(3). par exemple pour un transformateur de 3,5 MVA @ 11 kV pri, FLA = 3,5 MVA / 11 kV x 1,732 = 183 Amps
Courant d’appel du transformateur : Ceci est généralement pris comme 8 ou 12 fois le FLA et est tracé à 0,12 seconde (06 cycles AC) sur le tracé TCC. par exemple, pour un transformateur de 3,5 MVA @ 11 kV pri, Inrush = 8 x 183 = 1 464 Amps.
Courbe de dommages du transformateur : Tracé selon les directives standard IEEE C57.109-1993 pour les transformateurs immergés dans un liquide et IEEE C57.12.59-2001 pour les transformateurs de type sec.
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La zone de fonctionnement d’un transformateur est à définir par la suite.
- Le côté droit de la courbe d’endommagement du transformateur correspond à la zone d’endommagement de l’équipement.
- Le côté gauche du FLA et du point d’appel est la zone de fonctionnement de l’équipement.
- Le TCC est placé entre ces deux zones comme suit.
Zones de fonctionnement et de dommages pour un transformateur de type sec typique de 3,5 MVA à 11 kV.
La courbe TCC réelle est ensuite placée entre les zones de fonctionnement et de dommages, au-dessus des points FLA et d’appel et en dessous de la courbe de dommages du transformateur. La position exacte et la caractéristique de la courbe dépendent de la coordination avec d’autres dispositifs en amont et en aval, ce qui dépasse le cadre de cet article.
Courbe TCC du transformateur pour les fonctions 50P et 51P.
Configuration des relais pour la protection du transformateur
Une fois que vous connaissez les fonctions de protection et que vous avez tracé la courbe TCC, cette courbe doit maintenant être programmée dans le relais à microprocesseur pour que les fonctions de protection fonctionnent comme vous le souhaitez.
Les relais à microprocesseur nécessitent que certains paramètres soient introduits dans leurs registres via un logiciel propriétaire qui est unique au fabricant du relais, afin qu’ils puissent imiter avec précision les courbes TCC tracées.
D’après notre évaluation des relais courants proposés par les principaux fabricants du marché, tels que :
- Série Siemens Siprotec® 7SJ602
- Série Sepam® de Schneider Electric
- Série GE Multilin®
Nous avons sélectionné les paramètres que vous devez connaître, ainsi que leurs directives de calcul, afin de reproduire précisément le tracé TCC de votre choix dans le relais.
Vous devez noter que la détermination exacte des paramètres de protection à alimenter dans les relais nécessite une étude de coordination de la protection par un consultant agréé ou les services d’un ingénieur qualifié, qui peut évaluer la coordination des relais avec les dispositifs en amont et en aval. Sans étude, ces paramètres sont au mieux des estimations.
Paramètres de relais pour 50P/51P – Fonction de surintensité instantanée et temporelle
Nous allons maintenant vous montrer comment vous pouvez imiter notre exemple de courbe TCC illustré ci-dessus dans un relais à microprocesseur.
Paramètres requis pour la configuration de la fonction de défaut 50P/51P par les relais Multilin® de GE. Le démarrage, la temporisation et le choix de la courbe caractéristique sont mis en surbrillance.
Paramètres de relais pour 50G/51G – Fonction de surintensité de terre instantanée et temporelle
Les paramètres requis pour les fonctions 50G/51G suivent les mêmes recommandations que les fonctions 50P/51P, à l’exception que la valeur de démarrage est définie à environ la moitié de la valeur définie pour la surintensité de phase et que la valeur de démarrage instantanée est définie en dessous de la phase à la terre. niveau de défaut.
Paramètres requis pour la configuration de la fonction de défaut 50G/51G par les relais Siprotec® de Siemens. Le démarrage, la temporisation et le choix de la courbe caractéristique sont mis en surbrillance pour les fonctions à temps indépendant (50G) et à temps inverse (51G).
Retenue harmonique
La fonction de retenue des harmoniques empêche le relais de se déclencher lorsque les transformateurs sont alimentés.
Lors de la mise sous tension des transformateurs, un courant d’appel magnétisant de grande amplitude circule, qui contient un contenu important de deuxième harmonique. Le relais peut prendre par erreur ce courant homopolaire des harmoniques comme un courant de défaut et se déclencher sur un défaut à la terre, si la retenue d’harmoniques n’est pas activée, cependant lorsqu’il est activé, le relais peut correctement reconnaître ce deuxième courant harmonique comme un événement d’excitation et empêcher le relais de trébucher.
La fonction de retenue des harmoniques doit être « activée » chaque fois que le relais est utilisé pour la protection du transformateur.
Paramètres nécessaires à la configuration de la fonction défaut 50G/51G par les relais Sepam® de Schneider Electric. Le paramètre Harmonic Restraint est mis en surbrillance.
Configuration du relais pour 49 – Fonction de surcharge thermique
La fonction 49 – surcharge thermique est utilisée comme déclenchement de température pour le transformateur. Un détecteur de température de résistance ou une thermistance peut être inséré dans chacune des bobines d’enroulement triphasées du transformateur (les transformateurs de type sec sont généralement fabriqués avec des déclenchements de température) et la sortie de ces thermistances peut être surveillée par une unité de contrôle de température externe ou peut être abandonnée aux entrées numériques des relais. Les E/S numériques peuvent ensuite être configurées pour donner une commande de déclenchement logique au relais. La plupart des relais numériques modernes ont plusieurs entrées et sorties numériques pour implémenter des fonctions logiques.
Les unités de contrôle de température typiques font fonctionner les ventilateurs de refroidissement à un point de consigne fixe, puis déclenchent le relais si la température de l’enroulement augmente davantage. Le point de consigne est généralement programmé lors de la mise en service.
Unité de contrôle de température typique pour un transformateur de type sec.
Enregistreur d’événements
Les enregistreurs d’événements enregistrent les événements de défaut au fur et à mesure qu’ils se produisent, ils doivent également être activés pour toutes les fonctions de protection.
Références
- Norme IEEE C37.91 – 2000, Guide pour le relais de protection des transformateurs de puissance.
- Livre IEEE Buff, Std 242 – 2001, Protection et coordination des réseaux électriques industriels et commerciaux.
- J.L. Blackburn, T.J. Domin, Relais de protection et principes et applications. Presse CRC.
- Thomas P. Smith PE, L’ABC de la coordination excessive.
Cet article est exact et fidèle au meilleur de la connaissance de l’auteur. Le contenu est uniquement à des fins d’information ou de divertissement et ne remplace pas un conseil personnel ou un conseil professionnel en matière commerciale, financière, juridique ou technique.
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