Protection différentielle du transformateur

Lorsque vous demandez à l'un des ingénieurs relais expérimentés quel relais de protection ne sera jamais mis hors service sur un transformateur de puissance, la réponse sera toujours relais différentiel. Bien que les alimentations soient réenclenchables et que les barres omnibus puissent être séparées, une défaillance du transformateur qui n'a pas été automatiquement éliminée entraîne une rupture de réservoir, un incendie d'huile et une coupure prolongée. La protection différentielle est la protection la plus rapide et la plus sélective disponible pour ce type de défaillance, c'est pourquoi un relais différentiel moderne fonctionne en moins de 20 millisecondes.

Nous allons maintenant décrire en termes pratiques ce que la zone inclut, comment le relais prend des décisions, quels sont les réglages de protection et comment les CT sont câblés en fonction de la conception des enroulements du transformateur en question. Si vous recherchez des transformateurs ou des panneaux de relais plutôt que des relais, les deux derniers paragraphes vous intéresseront.

Réponse brève : La protection différentielle du transformateur fonctionne en comparant le courant entrant dans le transformateur avec le courant sortant du transformateur. Si tout va bien, alors les deux courants seront identiques ; cependant, si le courant est déséquilibré, le relais se déclenchera. Le code ANSI correspondant est 87T. Dans de nombreux systèmes, cependant, un circuit de protection différentielle à pourcentage biaisé est utilisé avec un seuil fixé à environ 20-30% du courant nominal du transformateur.

La zone qu'il protège — et la limite qui compte le plus

Un système de protection différentielle protège toute machine située entre deux ensembles de transformateurs de courant. En ce qui concerne un transformateur avec deux enroulements, cela couvre les enroulements, le noyau, le changeur de prises, les fils internes et les bushing jusqu'au point d'installation des CT. Cependant, les alimentations en aval et les systèmes de bus haute tension qui fournissent de l'électricité aux transformateurs ne sont pas inclus dans ces arrangements.

C'est pourquoi le placement des transformateurs de courant est peut-être l'aspect le plus crucial de la conception de l'ensemble du système. Si le CT haute tension est situé trop loin du transformateur, alors toute défaillance survenant dans le fil entre la salle de commutation et le transformateur sera en dehors du champ d'application du relais différentiel et du transformateur, et des dispositifs de protection contre les défauts à la terre ou de surintensité supplémentaires seront nécessaires pour couvrir ce tronçon de fil particulier. Permettre une proximité maximale des deux transformateurs de courant au transformateur supprime essentiellement l'écart.

Comment fonctionne le principe différentiel

Le concept est étonnamment très simple. Les principes réels du transformateur n'ont pas d'importance ; aussi simple que cela, un transformateur peut être décrit comme un dispositif de transfert de courant. Par conséquent, les courants sur les côtés secondaires des CT doivent être identiques. Le relais “cherche” ensuite une anomalie ou une différence, qui n'existe pas. Cette égalité ne tient que si les CT eux-mêmes sont correctement dimensionnés et câblés, ce qui signifie que le schéma hérite de chaque erreur commise dans le circuit des CT — le commun Méthodes de connexion des CT utilisées sur les circuits de protection valent la peine d'être bien compris avant tout.

Le courant opérationnel est essentiellement la somme vectorielle des deux courants secondaires produits par les transformateurs de courant :

Iop= |I1sec– I2sec|

Après l'apparition d'un défaut à l'intérieur du transformateur, un troisième composant apparaît qui n'était pas pris en compte par les transformateurs, donc, la somme ne pouvait plus être nulle. Mais il y a deux facteurs qui compliquent la situation car un transformateur a toujours une branche de magnétisation, par conséquent, il existe un petit déséquilibre qui est en réalité un courant de fuite ou de désaccord même lorsque le système fonctionne correctement. On peut en dire autant des rapports du transformateur et du fonctionnement de l'équipement de prélèvement qui ne sont généralement pas les mêmes pour tous les transformateurs confrontés à la même situation.

Ainsi, le seul relais utile que l'on peut concevoir aujourd'hui pourrait être biaisé. Il convient de mentionner que chaque transformateur de courant produit le courant de retenue en utilisant la valeur la plus élevée des deux courants (ou leur moyenne). Cela signifie qu'en conditions normales, même s'il y a une petite différence, le courant reste dans les limites du courant de retenue. Lorsqu'un véritable défaut existe, le relais fonctionne parfaitement.

De plus, la plupart des relais incluent également un élément spécial qui réagit immédiatement sous un niveau de courant très élevé (jusqu'à 20 fois plus que le niveau de l'équipement de prélèvement). Cet élément est nécessaire car à des niveaux de courant de défaut très élevés, le transformateur de courant d'un des côtés peut se saturer si gravement que la mesure biaisée échoue.

Réglages biaisés en pourcentage qui sont réellement utilisés

Les manuels pour les relais montrent une énorme variation, ce qui n'est pas très utile lorsque vous êtes confronté à une liste de contrôle de mise en service de relais. Voici les réglages qui sont les plus couramment utilisés en pratique pour un relais 87T standard :

• Pickup (Id ou Is1) : 20–30% du niveau de courant nominal du transformateur. Choisissez 30% si les CT sont de faible classe ou si la charge est déséquilibrée, le réglage 20% étant utilisé uniquement lorsque les CT et le câblage sont bien assortis.
• Pente 1 : 25–40%, pour la plage un, qui correspond à une charge normale et à un défaut modéré.
• Pente 2 : 50–80%, pour la plage deux, lorsque le courant de défaut est environ 2–4 fois supérieur au courant nominal. Cette plage correspond à la saturation des CT lors d'un défaut externe important.
• Blocage de la seconde harmonique : 15–20%, utilisé pour énergiser le blocage du relais afin qu'il ne soit pas déclenché par le phénomène d'inrush.
• Blocage de la cinquième harmonique : 20–35%, utilisé pour le blocage lors du fonctionnement en surcharge.
• Réglage instantané élevé : 8–20 × prélèvement, sans blocage harmonique.

Le réglage du deuxième harmonique mérite également un avertissement. Le blocage conventionnel semble présumer la présence du deuxième harmonique dans le courant d'appel. La technologie de noyau traditionnelle utilisant de l'acier à haute teneur en silicium fonctionne sur ce principe, mais les technologies avancées de noyau de transformateur, telles que les métaux amorphes, ont considérablement réduit la présence du deuxième harmonique dans le courant d'appel. Ainsi, bloquer le relais à 15% sur de tels transformateurs peut entraîner des déclenchements intempestifs après l'alimentation. Les solutions courantes impliquent un blocage croisé ou une détection basée sur la forme d'onde pour le courant d'appel. Par conséquent, si vous spécifiez les relais pour un transformateur à faibles pertes, assurez-vous de demander quelle méthode le fournisseur utilise.

Connexions CT pour enroulements delta, étoile et zigzag

Ici, nous pouvons voir la différence entre les schémas classiques et modernes et la source de nombreuses erreurs de mise en service.

Dans les schémas électromécaniques classiques, la connexion CT est la même que la connexion du transformateur. Pour les transformateurs Dyn11, les CTs du côté haute tension ont une connexion étoile et les CTs du côté basse tension ont une connexion delta. La connexion delta résout deux problèmes à la fois : elle annule le décalage de phase de 30 degrés causé par l'enroulement delta du transformateur et bloque le courant de séquence nulle de passer à travers le relais lorsqu'il y a une faute à la terre externe.

Dans un relais numérique, tous les CTs sont connectés par connexion étoile. Le décalage de phase, l'appariement des rapports et le filtrage de la séquence nulle sont effectués par logiciel. Le câblage devient ainsi plus simple et les tests plus faciles, cependant, cela crée également un point souvent négligé : le relais doit bloquer le courant de séquence nulle par le biais du logiciel tout comme la connexion delta le faisait en matériel. Ne pas activer ce filtre peut entraîner le circuit du CT fonctionnant sous l'influence de la faute à la terre externe, ce qui fait que le relais se déclenche. Assurez-vous de vérifier les réglages ; la majorité des entreprises le fournissent mais ce n'est pas toujours activé par défaut.

Quelle que soit la technologie, trois règles doivent être respectées :

• Les rapports doivent correspondre. Le rapport CT doit être choisi de manière à ce que les courants soient 10% proches les uns des autres des deux côtés au point de tap nominal afin d'éviter de perdre la marge.
• Le changeur de prise doit être pris en compte. Le transformateur avec des prises ±10% change son rapport de 20% d'une extrémité à l'autre et cette différence doit être prise en compte dans les caractéristiques de pente du relais ; si elle est trop raide, alors la sensibilité est sacrifiée.
• La polarité doit être respectée. La convention est que tous les CTs sont orientés vers le transformateur. Si vous changez l'orientation de l'une des paires de CTs, alors au lieu de la différence, le relais reconnaîtra le courant total.

Si vous travaillez sur le câblage d'une unité inconnue, cette présentation de comment câbler les connexions delta et étoile du transformateur couvre le côté enroulement du même problème, ce qui est utile lorsque vous comparez des schémas avec la plaque signalétique.

Différentiel contre REF — et où le schéma est insuffisant

La protection contre les défauts à la terre restreints, également appelée ANSI 64REF ou simplement REF, est considérée comme “ la protection différentielle d'un enroulement ”. C'est tout à fait vrai puisque le REF est un schéma à haute impédance mesurant le courant circulant vers le point étoile d'un enroulement par rapport au courant revenant par les CT de phase. Comme il détecte le courant dans un seul enroulement, il est beaucoup plus sensible que l'ensemble du schéma différentiel, étant généralement environ dix fois plus sensible.

Pourquoi les deux sont-ils nécessaires ? Parce qu'en cas de défaut de tour à la terre qui se produit près du neutre d'un enroulement étoile, le courant sera faible et la plupart circulera dans l'enroulement lui-même plutôt que de passer par la zone différentielle. Le relais 87T global ne peut pas le voir. Le REF peut.

Nous devrions énumérer les principaux inconvénients de la protection différentielle, car ils déterminent les réglages :

• Saturation des CT en cas de défauts externes. Un fort défaut externe peut entraîner la saturation d'un circuit CT, formant ainsi un faux courant différentiel. Dans ce cas, un biais, une autre pente de fonctionnement et des CT d'une charge suffisante peuvent être utilisés.
• Déséquilibre de phase du rapport. Chaque mesure de compensation entraîne une réduction de la sensibilité du système.
• Plage de régulation du changeur de prises. Plus la plage du changeur de prises est grande, plus le courant différentiel doit être toléré, donc une pente de fonctionnement plus élevée doit être utilisée.
• Courant d'appel et sur-excitation. Le problème est résolu grâce à une restriction harmonique qui conduit à la réduction de la sensibilité de l'appareil.
• Zones aveugles. Les défauts sont situés au-delà de la zone CT, les rendant invisibles.
• Intégrité du circuit CT. Je crois que dans la majorité des cas, le problème ne se produit pas en raison du fonctionnement du transformateur mais pour d'autres raisons associées au fonctionnement du circuit.

Pour avoir une perspective sur la façon dont la détection des défauts à la terre est construite autour d'un principe différent, le transformateur de courant à équilibre de noyau est un contraste utile : il détecte le courant résiduel plutôt que le courant différentiel, et c'est ce que vous utiliseriez pour un défaut à la terre de câble ou de moteur où une zone différentielle n'existe pas.

Mise en service et vérifications continues

Lors de l'installation d'un relais différentiel, il est important d'effectuer des tests de mise en service pour éviter des problèmes ultérieurs. Les exigences minimales à réaliser lors des tests sont les suivantes :

• Vérifiez le rapport et la polarité des transformateurs de courant (CT) des deux côtés conformément aux schémas de câblage. La méthode de test par injection primaire est avantageuse.
• Testez que les courants secondaires des CT sont équilibrés sous charge ; enregistrez le courant de fuite mesuré.
• Prouvez la stabilité en injectant un courant de passage égal au courant de défaut externe. Le relais ne doit pas être activé.
• Prouvez la sensibilité : réglez un courant juste au-dessus de la valeur acceptable du relais et vérifiez que le relais fonctionne comme prévu.
• Vérifiez le blocage harmonique en utilisant l'injection de seconde harmonique.
• Vérifiez la charge des CT et comparez-la à la charge nominale pour le CT.

Après la phase de mise en service du relais, les vérifications de routine comprennent des étapes très simples : mesurez et enregistrez le courant de fuite chaque année, modifiez les enregistrements du relais pour chaque défaut de passage et surveillez s'il y a de nouvelles charges ajoutées à la bobine de CT de secours. Pour une vue plus large de ce qui appartient également à la routine annuelle du transformateur, ceci liste de contrôle de maintenance des transformateurs est un modèle raisonnable à adapter à votre propre site.

Questions fréquemment posées

Qu'est-ce que la protection différentielle des transformateurs ?

Il s'agit d'un plan de protection qui mesure la quantité d'électricité entrant dans le transformateur par rapport à celle sortant. Lorsque les deux énergies correspondent, cela signifie qu'il n'y a pas de court-circuit ; s'il y a une différence au-dessus du seuil défini pour la protection – une défaillance interne est détectée et le relais envoie le signal de déclenchement aux disjoncteurs du transformateur via le relais de blocage.

Quel est le code ANSI pour la protection différentielle des transformateurs ?

Le relais différentiel de transformateur est désigné par le numéro 87T. Alors que 87 est le code général pour tous les relais différentiels, 87T indique qu'il a été conçu spécifiquement pour une utilisation avec un transformateur. D'autres codes qui peuvent être trouvés sur le même panneau sont 87G ou 64REF en relation avec le défaut de terre restreint, 87B pour le différentiel de barre omnibus, 50/51 pour la protection de surintensité temporelle, Buchholz ou pression soudaine 63, 49 pour thermique, et 24 pour sur-excitation.

Comment calculer la protection différentielle des transformateurs ?

Effectuez le processus en cinq étapes. À titre d'exemple, prenons un transformateur de 10 MVA, 33/11 kV, Dyn11.

• Calculez les courants nominales. Le courant primaire est 10,000 ÷ (√3 × 33) = 175 A et le courant secondaire est 10,000 ÷ (√3 × 11) = 525 A.
• Sélectionnez les rapports de CT. Les rapports de CT de 200/1 du côté 33 kV et 600/1 du côté 11 kV donnent 0.875 A et 0.875 A en secondaire, ce qui est un parfait accord au point de prise nominal. Assurez-vous que l'écart ne dépasse pas 10% sur toute la plage de prise.
• Déterminez la valeur de déclenchement. Elle sera de 0.25 × 0.875 ≈ 0.22 A ; arrondissez-la à l'étape la plus proche disponible, qui est d'environ 0.25 A.
• Calculez la retenue. La valeur de retenue est de 4 × 0.875 = 3.5 A pour un courant de passage de 4 fois le courant nominal. La pente à 30% signifie que le relais doit fonctionner à un courant dépassant 1.05 A.
• Testez l'élément instantané. Pour un réglage de prise de 10, cela donnera la valeur de 2,5 A.

Pour quelle puissance de transformateur la protection différentielle est-elle recommandée ?

Il existe des variations dans la pratique selon l'utilité et l'importance de l'unité, mais les limites suivantes sont généralement respectées. Pour moins d'environ 1 MVA, des fusibles et des relais de surintensité peuvent être utilisés. Pour des valeurs allant d'environ 1 à 5 MVA, la protection différentielle commence à être employée dans les unités critiques et les transformateurs alimentant l'usine. Pour des valeurs supérieures à 5 et surtout pour celles dépassant environ 10 MVA, l'installation de la protection différentielle devient obligatoire. Il y a deux exceptions à cette règle. L'une est lorsque le transformateur est de type où le remplacement est une opération très complexe et/ou coûteuse. Une autre raison peut être un faible niveau de courants de défaut par rapport à la capacité du transformateur.

Références

1. Electrical Engineering Portal — Schéma de protection différentielle des transformateurs
2. Circuit Globe — Protection différentielle d'un transformateur
3. Electrical4U — Protection différentielle des transformateurs et relais différentiels
4. IEEE Standards Association — IEEE Std C37.91, Guide pour les applications de relais de protection aux transformateurs de puissance
5. SEL — Notes d'application sur la protection différentielle des transformateurs

Conclusion

La protection différentielle en elle-même est simple : comparez l'entrée avec la sortie et ajustez le seuil de manière à ce que les écarts normaux n'activent pas votre protection. Le problème réside dans les détails : placement correct des CT, correspondance des rapports, filtre de séquence zéro, utilisation de bloc harmonique et plage de changeur de prise. À condition que ces détails soient corrects, le relais de protection différentielle fonctionnerait parfaitement pendant une longue période, s'activant uniquement lorsque cela est nécessaire. Si ces détails sont erronés, ils apparaîtront comme étant fautifs dès que le transformateur sera alimenté.

Dans le cas où le transformateur en question est celui que vous sourcez plutôt que de protéger, nous fabriquons des transformateurs immergés dans l'huile et des équipements de type sec, complets avec toute la documentation de test pertinente, ainsi, vous disposez de toutes les informations nécessaires sur la plaque signalétique pour la sélection des CT et la configuration du relais avant que le transformateur ne soit expédié. Vous pourriez demander un devis pour le transformateur incluant le rapport de test, les dessins et la plage de prises, cela est dans la plupart des cas suffisant pour que l'ingénieur de protection finalise les réglages du relais sans e-mails supplémentaires.