Interrupteurs de mise à la terre à action rapide dans les parcs éoliens : Avantages
L'intégration de commutateurs de mise à la terre à action rapide dans les disjoncteurs combine la détection des pannes avec la mise à la terre des circuits, simplifiant l'installation, le fonctionnement et la coordination de la protection.
La motivation pour s'améliorer
Dans une installation typique, la source d'alimentation basse tension (LV) (c.-à-d. un parc éolien avec N groupes de générateurs d'éoliennes) est connectée au réseau haute tension (HV), comme le montre la figure 1. Chaque éolienne a un transformateur de montée basse tension/moyenne tension (LV/MV) et chaque groupe de générateurs d'éoliennes est connecté via un disjoncteur MV (MV CB) au bus de la sous-station HV/MV.
Dans la plupart des installations, les deux neutres du transformateur HV/MV sont solidement mis à la terre. Pour cette raison, la coordination de l'isolation avec les parapoudres est basée sur les systèmes neutres solidement mis à la terre pour le côté MV et le côté HV de la grille. En cas de défaut de terre entre le transformateur de montée en puissance LV/MV et le disjoncteur MV (côté « B » du disjoncteur MV sur la figure 1), l'ouverture de ce disjoncteur déconnectera le circuit du réseau.
Cela supprimera également la référence au sol pour ce circuit pendant que les générateurs d'éoliennes continuent de fonctionner en raison de leur inertie rotative. En raison de la connexion delta des enroulements du transformateur élévateur LV/MV côté MV, la tension phase-terre dans les phases non affectées passera à une tension stationnaire de 1,73 fois la valeur d'origine. Avant que la tension stationnaire ne soit atteinte, en raison des capacités de l'alimentateur isolé, des surtensions temporaires avec une valeur encore plus élevée peuvent également être attendues.
Le défi — et la solution
Ces surtensions peuvent endommager les composants exposés de l'installation (p. ex., paraurtenseurs, câbles, etc.). Cela doit être évité même si la capacité inhérente TOV et RRRV des interrupteurs à vide peut aider à réduire ou à éliminer le besoin de composants supplémentaires, comme des condensateurs de surtension pour un amortissement accru, des condensateurs d'amortissement, etc.
La solution préférée pour éviter cette condition est l'utilisation d'un commutateur de mise à la terre rapide (GS) en combinaison avec le disjoncteur MV. L'interrupteur de mise à la terre est placé sur le côté « B » du disjoncteur respectif pour fermer le commutateur de mise à la terre directement après l'ouverture du disjoncteur (Figure 2) pour mettre le circuit à la terre.
Après la fermeture de l'interrupteur de mise à la terre, le courant de défaut circulera entraîné par l'alimentation isolée alors que l'éolienne continue de produire de l'énergie. Cependant, la valeur de ce courant de défaut sera inférieure au courant de défaut monophasé disponible sur le réseau. Par conséquent, la valeur nominale du commutateur de mise à la terre peut être inférieure au courant de court-circuit nominal du disjoncteur.
Deux éléments clés à considérer
Deux éléments clés doivent être pris en compte lors de la définition du décalage horaire entre l'ouverture du disjoncteur et la fermeture de l'interrupteur de mise à la terre :
- En raison du taux de montée de la surtension après une interruption du défaut monophasé, la différence de temps devrait être courte.
- La fermeture de l'interrupteur de mise à la terre doit se produire lorsque le disjoncteur aura effacé le courant de défaut monophasé, même pour de longues périodes d'arc (pire situation : défaut asymétrique, monophasé).
Pour couvrir adéquatement les deux circonstances, un décalage horaire entre la partie contact des contacts du disjoncteur et le contact contact des contacts de l'interrupteur de mise à la terre doit être maintenu dans la plage de 12 à 16 ms.
Le lien mécanique
Le disjoncteur à vide se compose d'un module opérateur installé dans un boîtier résistant aux intempéries avec des bagues de toit pour les connexions de circuit primaire sur le dessus et une plaquette de borne pour une connexion de mise à la terre en bas. Les bornes de circuit de l'opérateur sont connectées aux bagues avec des colonnes montantes de bus en cuivre tandis que les bornes de mise à la terre sont connectées ensemble par une barre bus en cuivre court-circuit qui est également connectée au terminal de mise à la terre.
Le module opérateur a trois pôles, chacun avec ses interrupteurs à vide et isolateurs primaires montés sur un boîtier de mécanisme de commande commun. Chaque poteau est fixé à un canal de montage sur poteau par quatre isolateurs en résine moulée. Les isolateurs se connectent également aux têtes de poteaux fixes de l'opérateur et de l'interrupteur au sol et au boîtier de connecteur à extrémité mobile qui à son tour prend en charge l'interrupteur à vide.
Le mécanisme de commande et tous les dispositifs de commande et d'actionnement sont installés dans le boîtier du mécanisme. Le mécanisme est du type à ressort stocké à énergie et est à la fois mécanique et électrique sans déclenchement. Les contacts fixes du disjoncteur à vide du disjoncteur sont boulonnés aux têtes de poteaux à extrémité fixe supérieure tandis que les extrémités de contact mobiles des interrupteurs à vide sont fixées au boîtier de connecteur.
Le même boîtier de connecteur est fixé aux extrémités du contact mobile de l'interrupteur à vide de l'interrupteur au sol avec les têtes de pôles à extrémité fixe connectées aux extrémités de contact fixes des interrupteurs. Cette disposition stabilise les interrupteurs contre les forces latérales via des anneaux de centrage sur le boîtier du connecteur.
Validation via des tests de conception selon les normes de l'industrie
Pour valider la solution, non seulement des tests de qualification pour les éléments clés ont été nécessaires (c.-à-d. des tests de disjoncteur et de commutateur de mise à la terre), mais aussi des tests supplémentaires axés sur la combinaison des deux éléments ont été effectués.
Capacité d'interruption
La capacité d'interruption de la partie disjoncteur de la solution a été testée conformément à la CEI 62271-100 et à la norme IEEE C37.09 à 50 Hz avec un facteur de puissance de 2,6 pour évaluer les performances dans les pires conditions en raison de temps d'arc plus longs. Il y a une différence marginale dans l'angle de montée du courant peu de temps avant le zéro et l'interruption du courant. Cependant, pour une interruption à l'aide d'interrupteurs à vide, cet effet est insignifiant.
Autres aspects de la performance
Les paramètres dans le pire des cas pour démontrer d'autres aspects de la performance du disjoncteur, comme la charge des câbles, le courant continu, le diélectrique et l'endurance électrique et mécanique, ont été sélectionnés de la même manière parmi les deux normes.
La partie commutateur de mise à la terre de la solution a été testée conformément à la CEI 62271-102 et à la norme IEEE C37.20.4 de la même manière lorsque les paramètres du pire des cas ont été utilisés. Étant donné que le disjoncteur et l'interrupteur de mise à la terre sont directement liés, le test d'endurance mécanique du commutateur de mise à la terre a été effectué avec 10 000 cycles pour correspondre à la cote M2 du disjoncteur. Pour le commutateur de mise à la terre, ce droit dépasse l'exigence habituelle d'un facteur de cinq.
Essai de température
De plus, l'interrupteur de mise à la terre a été soumis au même test à basse température pour démontrer des performances jusqu'à moins 50 °C (moins 58 °F).
Tests combinés
Une fois les tests de conception conformes aux normes industrielles pertinentes terminés, des tests supplémentaires pour démontrer les performances de la combinaison ont été effectués. Le test le plus critique a validé le timing entre l'ouverture du disjoncteur et la fermeture de l'interrupteur de mise à la terre.
Mesure des paramètres de temps
Le temps entre la partie de contact des contacts du disjoncteur et le contact des contacts de l'interrupteur de mise à la terre est crucial pour le bon fonctionnement de la combinaison. Si le temps est conçu trop petit, le courant de défaut peut ne pas être interrompu avant la fermeture de l'interrupteur de mise à la terre, et bien que l'interrupteur de mise à la terre se ferme selon les besoins, il peut ne pas rouvrir en raison du soudage par contact.
Alternativement, si le temps est trop long, une surtension après interruption peut se produire plus longtemps que ce que les paraoudres peuvent tolérer, entraînant des dommages aux paraoudres. Un soin particulier a été pris pour mesurer ce paramètre de temps sur toute la gamme des tolérances de fabrication admissibles et dans diverses conditions environnementales.
Fonctionnement de l'interrupteur de mise à la terre
Une autre capacité démontrée était que le service de fonctionnement de l'interrupteur de mise à la terre n'était pas influencé par le disjoncteur lors de l'interruption du courant de défaut nominal maximal. Dans certaines conditions, l'interrupteur à vide peut ne pas effacer le défaut au premier zéro de courant après une boucle majeure, mais s'interrompt après la boucle mineure suivante. Les tests ont démontré que l'interrupteur de mise à la terre remplit cette fonction sans soudage par contact.
Avantages pour les parcs éoliens
Lorsque le disjoncteur moyenne tension s'ouvre, le système perd la connexion à la terre entre le disjoncteur ouvert et le côté moyenne tension du transformateur LV/MV.
Comme décrit précédemment, la tension dans les phases saines augmente jusqu'à 1,73 PU alors que les éoliennes continuent d'alimenter le système. Cette haute tension agit comme un test permanent de haute tension, ce qui est particulièrement difficile pour les parafoudres. De longues périodes à cette tension excessive peuvent raccourcir la durée de vie ou même endommager les parafoudres. Puisque la perte de la référence au sol conduit à ces problèmes, la restauration d'une connexion au sol peut les éliminer.
L'alternative conventionnelle à l'utilisation d'un interrupteur de mise à la terre, comme décrit dans cet article, serait d'utiliser un transformateur de mise à la terre à la place. Ce transformateur serait connecté du côté B du disjoncteur MV et configuré de sorte que pendant le fonctionnement normal ait une impédance élevée à la terre, mais pendant un défaut ligne à terre fournisse un chemin à faible impédance pour le courant de défaut.
Les inconvénients de l'utilisation d'un transformateur de mise à la terre sont les coûts d'installation et de maintenance de l'équipement et les risques environnementaux associés aux déversements. Bien que le transformateur de mise à la terre ne doive représenter qu'environ 5% de la taille de la charge connectée, cela peut tout de même nécessiter un transformateur dans la gamme MVA. De plus, les câbles connectés au transformateur de mise à la terre ajoutent une dépense importante. Enfin, les coûts d'entretien du transformateur, en particulier pour les transformateurs isolés à l'huile, peuvent être importants sur la durée de vie du parc éolien.
En comparaison, un disjoncteur avec un interrupteur de mise à la terre intégré est un dispositif relativement simple, étant très similaire à un disjoncteur conventionnel dans la conception et la construction. L'intégration d'un interrupteur de mise à la terre dans un disjoncteur combine les capacités de détection de pannes avec la mise à la terre du circuit, ce qui simplifie l'installation et le fonctionnement du système.
En savoir plus sur nos disjoncteurs moyenne tension
La conception de la famille de disjoncteurs de type SDV7 présente une réduction significative de la taille du boîtier par rapport aux modèles précédents et, par conséquent, de l'encombrement global. La gamme de produits de type SDV7 englobe les groupes de tension 15,5 kV, 17,5 kV, 27,6 kV et 38,0 kV. Chaque groupe est spécialement conçu pour optimiser l'espace et les matériaux pour la classe de tension tout en conservant les caractéristiques communes à l'ensemble de la gamme de produits.