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 associe la détection des défauts à la mise à la terre des circuits, rationalisant ainsi l'installation, le fonctionnement et la coordination de la protection.
La motivation pour s'améliorer
Dans une installation classique, la source d'alimentation basse tension (BT) (c'est-à-dire un parc éolien composé de N groupes d'éoliennes) est connectée au réseau haute tension (HT), comme le montre la Figure 1. Chaque éolienne est équipée d'un transformateur élévateur basse tension/moyenne tension (LV/MV) et chaque groupe d'éoliennes est connecté via un disjoncteur MT (MV CB) au bus de la sous-station HV/MT.
Dans la plupart des installations, les deux neutres du transformateur HV/MT sont solidement mis à la terre. C'est pourquoi la coordination de l'isolation avec les parafoudres repose sur des systèmes neutres solidement mis à la terre pour le côté MT et le côté HT du réseau. En cas de défaut à la terre entre le transformateur élévateur BT/MT et le disjoncteur MT (côté « B » du disjoncteur MT sur la Figure 1), l'ouverture de ce disjoncteur déconnectera le circuit du réseau.
Cela supprimera également la référence au sol de ce circuit pendant que les éoliennes continuent de fonctionner en raison de leur inertie rotative. En raison de la connexion delta des enroulements du transformateur élévateur LV/MV côté MT, la tension phase-terre dans les phases non affectées passera à une tension stationnaire de 1,73 fois la valeur initiale. Avant que la tension fixe ne soit atteinte, en raison des capacités du chargeur isolé, on peut également s'attendre à des surtensions temporaires d'une valeur encore plus élevée.
Le défi et la solution
Ces surtensions peuvent endommager les composants exposés de l'installation (parafoudres, câbles, etc.). Cela doit être évité même si les capacités TOV et RRRV inhérentes aux interrupteurs à vide peuvent contribuer à réduire ou à éliminer le besoin de composants supplémentaires, tels que des condensateurs de surtension pour un meilleur amortissement, des condensateurs d'amortissement, etc.
La solution préférée pour éviter ce problème est d'utiliser un interrupteur de mise à la terre rapide (GS) en combinaison avec le disjoncteur MT. L'interrupteur de mise à la terre est placé sur le côté « B » du disjoncteur concerné pour le fermer directement après l'ouverture du disjoncteur (Figure 2) pour mettre le circuit à la terre.
Une fois l'interrupteur de mise à la terre fermé, le courant de défaut circulera grâce à l'alimentation isolée pendant que l'éolienne continue de produire de l'électricité. Cependant, la valeur de ce courant de défaut sera inférieure au courant de défaut monophasé disponible sur le réseau. Par conséquent, le courant nominal du commutateur de mise à la terre peut être inférieur au courant de court-circuit nominal du disjoncteur.
Deux points clés à prendre en compte
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 de la fréquence d'augmentation de la surtension après l'interruption du défaut monophasé, le décalage horaire devrait être court.
- La fermeture de l'interrupteur de mise à la terre doit avoir lieu lorsque le disjoncteur a éliminé le courant de défaut monophasé, même pendant de longs temps d'arc (dans le pire des cas : défaut asymétrique monophasé).
Pour couvrir les deux cas de manière adéquate, le décalage horaire entre la partie de contact des contacts du disjoncteur et le contact des contacts de l'interrupteur de mise à la terre doit être maintenu entre 12 et 16 ms.
Le lien mécanique
Le disjoncteur à vide se compose d'un module opérateur installé dans un boîtier résistant aux intempéries avec des douilles de toit pour les connexions du circuit principal en haut et un bornier pour la connexion à la terre en bas. Les bornes du circuit de l'opérateur sont connectées aux traversées par des élévateurs de bus en cuivre, tandis que les bornes de mise à la terre sont connectées ensemble par une barre omnibus en cuivre qui est également connectée à la pastille de mise à la terre.
Le module de commande comporte trois pôles, chacun avec ses interrupteurs à vide et ses isolateurs principaux montés sur un boîtier de mécanisme de commande commun. Chaque mât est fixé à un canal de montage par quatre isolateurs en résine coulée. Les isolateurs se connectent également aux têtes polaires fixes de l'opérateur et de l'interrupteur de terre et au boîtier de connexion à extrémité mobile qui, à son tour, soutient 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 énergie stockée par ressort et ne se déclenche pas mécaniquement ni électriquement. Les contacts fixes de l'interrupteur à vide du disjoncteur sont boulonnés aux têtes polaires fixes supérieures tandis que les extrémités mobiles des interrupteurs à vide sont fixées au boîtier de connexion.
Le même boîtier de connexion est fixé aux extrémités de contact mobiles de l'interrupteur à vide de l'interrupteur de terre, les têtes polaires fixes étant connectées aux extrémités de contact fixes des interrupteurs. Cette disposition permet de stabiliser les interrupteurs contre les forces latérales grâce à des bagues de centrage situées sur le boîtier de connexion.
Validation via des tests de conception selon les normes de l'industrie
Pour valider la solution, non seulement des tests de qualification ont été effectués pour les éléments clés requis (c'est-à-dire des tests de disjoncteur et de mise à la terre), mais également des tests supplémentaires axés sur la combinaison des deux éléments.
Capacité d'interruption
La capacité d'interruption de la partie disjoncteur de la solution a été testée conformément à la norme IEC 62271-100 et à la norme IEEE C37.09 à 50 Hz avec un facteur de puissance de 2,6 afin d'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 avant le zéro du courant et son interruption. Cependant, en ce qui concerne l'interruption à l'aide d'interrupteurs à vide, cet effet est négligeable.
Autres aspects de la performance
Les paramètres les plus défavorables pour démontrer d'autres aspects des performances du disjoncteur, tels que la charge des câbles, le courant continu, le diélectrique et l'endurance électrique et mécanique, ont été sélectionnés de la même manière selon les deux normes.
La partie interrupteur de mise à la terre de la solution a été testée conformément à la norme IEC 62271-102 et à la norme IEEE C37.20.4 de la même manière, en utilisant les paramètres les plus défavorables. Comme le disjoncteur et l'interrupteur de mise à la terre sont directement liés, le test d'endurance mécanique de l'interrupteur de mise à la terre a été effectué en 10 000 cycles pour correspondre à la cote M2 du disjoncteur. Pour l'interrupteur de mise à la terre, cette fonction dépasse les exigences habituelles d'un facteur cinq.
Tests de température
De plus, l'interrupteur de mise à la terre a été soumis au même test à basse température pour démontrer ses performances jusqu'à moins 50 °C (moins 58 °F).
Tests combinés
Une fois les tests de conception effectués conformément aux normes industrielles pertinentes, des tests supplémentaires ont été effectués pour démontrer les performances de la combinaison. Le test le plus critique a validé le délai entre l'ouverture du disjoncteur et la fermeture de l'interrupteur de mise à la terre.
Mesurer les paramètres temporels
Le temps qui s'écoule entre le 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 trop court, le courant de défaut ne sera peut-être pas interrompu avant la fermeture de l'interrupteur de mise à la terre, et même si l'interrupteur de mise à la terre se ferme comme prévu, il se peut qu'il ne se rouvre pas à cause du soudage par contact.
Sinon, si le temps est trop long, une surtension après interruption peut survenir plus longtemps que ce que les parafoudres peuvent tolérer et endommager les parafoudres. Un soin particulier a été apporté à la mesure de ce paramètre temporel dans toutes les tolérances de fabrication autorisées et dans diverses conditions environnementales.
Fonctionnement de l'interrupteur de mise à la terre
Une autre capacité démontrée est que le fonctionnement de l'interrupteur de mise à la terre n'était pas influencé par le disjoncteur lorsqu'il interrompait le courant de défaut nominal maximum. Dans certaines conditions, l'interrupteur à vide peut ne pas corriger 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.
Les avantages des 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/MT.
Comme décrit précédemment, la tension dans les phases saines augmente jusqu'à 1,73 PU à mesure que les éoliennes continuent à alimenter le système. Cette haute tension agit comme un test permanent, ce qui est particulièrement difficile pour les parafoudres. De longues périodes passées sous cette tension excessive peuvent raccourcir la durée de vie des parafoudres ou même les endommager. Comme la perte de la référence de terre entraîne ces problèmes, le rétablissement d'une connexion à la terre peut les résoudre.
L'alternative classique 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 sur le côté B du disjoncteur MT et configuré de telle sorte que, en fonctionnement normal, il ait une haute impédance par rapport à la terre, mais qu'il fournisse un chemin à faible impédance pour le courant de défaut en cas 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 liés 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 de la gamme MVA. De plus, les câbles connectés au transformateur de mise à la terre entraînent des dépenses importantes. Enfin, les coûts de maintenance du transformateur, en particulier pour les transformateurs isolés à l'huile, peuvent être importants pendant la durée de vie du parc éolien.
En comparaison, un disjoncteur avec interrupteur de mise à la terre intégré est un dispositif relativement simple, car il est très similaire à un disjoncteur classique en termes de conception et de construction. L'intégration d'un interrupteur de mise à la terre dans un disjoncteur associe les capacités de détection des défauts à 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 permet 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 comprend les groupes de tensions 15,5 kV, 17,5 kV, 27,6 kV et 38,0 kV. Chaque groupe est spécialement conçu pour optimiser l'espace et le matériau en fonction de la classe de tension, tout en conservant les caractéristiques communes à l'ensemble de la gamme de produits.