Transformateur de terre — Guide pratique pour les ingénieurs et les prescripteurs

Un Le transformateur de mise à la terre (mise à la terre) crée un neutre sécurisé et contrôlable pour les systèmes électriques qui en manquent autrement. Qu'il soit utilisé pour protéger des équipements, stabiliser les tensions ou fournir une référence pour les relais de protection, un transformateur de terre correctement spécifié est un petit appareil ayant un impact considérable sur la sécurité et la fiabilité. Cet article explique ce que font les transformateurs de mise à la terre, comment ils sont construits et appliqués, comment en dimensionner et en sélectionner un, ainsi que des conseils pratiques pour l'installation, les tests et l'entretien. Il est rédigé pour les ingénieurs, les équipes d'approvisionnement et les exploitants d'usines qui ont besoin d'une référence exploitable et conviviale pour le référencement.

Pourquoi avez-vous besoin d'un transformateur de mise à la terre

De nombreux réseaux industriels et utilitaires (en particulier les systèmes connectés en triangle ou certains systèmes couplés à un onduleur) ne disposent pas de point neutre. Sans neutre, les défauts entre une seule ligne et la terre se comportent de manière imprévisible et les équipements de protection ne peuvent pas les détecter de manière fiable. Un transformateur de terre :

• Produit un point neutre défini pour les relais de protection et les compteurs.

• Contrôle l'ampleur des courants de défaut à la terre (lorsqu'il est utilisé avec une résistance ou un réacteur).

• Aide à réduire les surtensions transitoires lors de défauts à la terre.

• Améliore la sécurité du personnel et des équipements en fournissant un chemin de retour au sol connu.

En bref : si votre système doit détecter ou limiter les défauts à la terre, ou si les régulateurs/normes exigent un neutre mis à la terre, un transformateur de mise à la terre est l'outil idéal.

Types et topologies : choisissez la bonne géométrie

Il existe trois configurations pratiques courantes :

Transformateur zigzag (Z) — Compact et efficace. Il utilise des enroulements entrelacés sur un noyau à trois branches qui synthétisent un neutre sans transporter de courants de charge normale. Les unités en zigzag constituent le choix le plus courant lorsqu'un contrôle d'impédance homopolaire est requis.

Transformateur de terre en triangle ouvert (biphasé) — Construit à partir de deux unités monophasées câblées selon une disposition en triangle ouvert. Conceptuellement plus simple, parfois utilisé pour les travaux de rénovation où un remplacement complet en trois phases n'est pas souhaitable.

Enroulement neutre étoile-étoile — Fourni sous forme d'enroulement neutre séparé sur un transformateur de distribution plus grand ou sous forme d'unité dédiée connectée en étoile. Cette disposition peut être préférable lorsqu'un seul transformateur remplit déjà plusieurs fonctions.

Chaque topologie se comporte différemment en termes d'impédance homopolaire, de courant magnétisant, de taille et de coût. Les unités en zigzag offrent généralement le meilleur équilibre entre compacité et performances homopolaires.

Philosophies de mise à la terre : solide, résistive, réacteur, résonante

Le choix d'une stratégie de mise à la terre est aussi important que le choix du transformateur :

• Mise à la terre solide  : neutre directement relié à la terre ; les courants de défaut sont égaux aux valeurs prospectives du système. Simple mais produit des courants de défaut à la terre élevés.

• Mise à la terre résistive (NGR) — neutre connecté via une résistance de mise à la terre neutre pour limiter le courant de défaut à une valeur conçue. Largement utilisé pour limiter les contraintes thermiques/mécaniques et réduire les dommages.

• Mise à la terre réactive (réacteur de mise à la terre/bobine Petersen) — neutre via un inducteur pour contrecarrer les courants de défaut capacitifs ; réduit les courants d’entretien d’arc dans certains réseaux.

• Mise à la terre résonnante  : valeur du réacteur adaptée à la capacité du réseau pour réduire le courant de défaut à des niveaux très bas ; utilisé dans certains systèmes de distribution.

Un transformateur de mise à la terre est souvent associé à un NGR ou à un réacteur de mise à la terre pour obtenir le profil de courant de défaut à la terre souhaité.

Comment dimensionner et spécifier un transformateur de terre

Une approche structurée évite le surdimensionnement ou la sous-performance des équipements :

1. Collectez les données du système : tensions du système, fréquence, niveau de défaut triphasé au point de connexion, impédance du système et limites du site (ambiante, altitude).

2. Décidez du courant de défaut à la terre maximal requis ( I_limit ) en fonction de la sensibilité du relais, des caractéristiques nominales de l'équipement et des règles de sécurité.

3. Déterminez les exigences NGR/réacteur : si vous utilisez une mise à la terre résistive, calculez la valeur de la résistance R_n = V_phase-to-neutral / I_limit . (Utilisez les valeurs absolues de tension phase-neutre.)

4. Choisissez l'impédance homopolaire : la réactance homopolaire du transformateur ainsi que tout réacteur détermine la distribution du courant de défaut et la réponse transitoire. Spécifiez X0 (ou Z0) en ohms ou en pourcentage.

5. Choisissez le transformateur KVA : assurez-vous que la puissance thermique de courte durée est adéquate pour l'énergie de défaut attendue et que les caractéristiques magnétisantes empêchent la saturation dans des conditions transitoires. Le dimensionnement KVA typique couvre le service en cas de panne plutôt que la charge continue.

6. Définir les exigences mécaniques et environnementales : enceinte intérieure/extérieure, indice IP, retenues sismiques, points de levage et disposition des bornes.

7. Liste de protection et de surveillance : RTD, décompression, niveau d'huile/DGA pour les unités à huile, bornier neutre et dispositions pour le montage du NGR.

Incluez les normes requises et la documentation des tests en usine dans l'approvisionnement (par exemple, tests de routine, de type et de court-circuit ; vérification de l'isolation et du rapport).

Exemples de considérations de sélection

• Pour un système de distribution alimenté en triangle de 11 kV dans lequel les relais doivent détecter les défauts à la terre mais où vous souhaitez limiter le courant de défaut à par exemple 200 A, spécifiez un transformateur de terre en zigzag de taille X0 pour une réponse transitoire coordonnée et un NGR dimensionné pour 200 A en continu pendant l'intervalle de libération.

• Pour les systèmes sujets aux arcs soutenus (par exemple, les réseaux de câbles longs avec une capacité importante), envisagez une mise à la terre par réacteur ou par résonance au lieu d'une mise à la terre purement résistive.

(Si vous voulez un exemple numérique fonctionnel avec des calculs KVA de résistance et de transformateur pas à pas, indiquez-moi la tension de votre système et la cible I_limit et je le calculerai ici.)

Meilleures pratiques d’installation, de test et de mise en service

• Pré-livraison : bilan rapports d'essais en usine de transformateurs (rapport, polarité, résistance d'enroulement, isolation).

• Installation mécanique : montage solide, mise à la terre correcte cuve/châssis, et borne neutre accessible pour raccordement NGR/réacteur.

• Connexions électriques : suivre les spécifications de couple pour les connecteurs de douilles/bornes ; utilisez des terminaisons marquées par phase.

• Tests de mise en service : résistance d'isolement, contrôles polarité/rapport, et test fonctionnel du NGR ou du réacteur dans des conditions contrôlées.

• Coordination de la protection : vérifier que les seuils de déclenchement des relais de terre et les réglages de temps détectent correctement les courants de défaut de terre réduits lorsqu'un NGR est présent.

Isolez et étiquetez toujours l’équipement pendant la maintenance ; les circuits neutres peuvent toujours présenter un danger s’ils sont mal manipulés.

Notes de maintenance et de cycle de vie

• Contrôles visuels de routine : intégrité du boîtier, étanchéité des bornes, signes de surchauffe et ventilation.

• Tests périodiques : résistance d'isolement, contrôles RTD et DGA/échantillonnage d'huile pour les unités à huile.

• Maintenance NGR : les résistances doivent être inspectées et testées en charge conformément du fabricant du transformateur . recommandations

• Tenue de registres : enregistrez tous les défauts, déclenchements et actions de maintenance pour identifier les tendances et anticiper les pannes.

Avantages, inconvénients et quand éviter un transformateur de mise à la terre

Avantages : donne un comportement prévisible en cas de défaut à la terre, permet une protection pour des systèmes autrement non mis à la terre, des conceptions compactes en zigzag.
Inconvénients : ajoute du coût et de la complexité de l'équipement ; les types remplis d'huile nécessitent une manipulation d'huile et des tests périodiques.
Quand éviter : si un système est déjà solidement mis à la terre au niveau d'un transformateur principal ou si les contraintes du site interdisent l'ajout d'un autre transformateur et que des dispositions neutres peuvent être obtenues par d'autres moyens.

Liste de contrôle d'approvisionnement rapide

• Tension et fréquence du système

• Limite de courant de défaut à la terre souhaitée ou philosophie de mise à la terre

• Topologie du transformateur (zigzag / triangle ouvert / étoile)

• Indice KVA et exigence de tenue à court terme

• Isolation (BIL), traversées et disposition des bornes

• Type de refroidissement et de boîtier (sec ou huile, intérieur/extérieur)

• Surveillance et accessoires (RTD, reniflard, liaison neutre pour NGR)

• Rapports d'essais requis et normes applicables

Conclusion

Un transformateur de terre est une solution précisément ciblée pour la création du neutre et le contrôle des défauts à la terre dans les systèmes dépourvus de point neutre naturel. Une sélection appropriée — équilibrage de l'impédance du transformateur, de la stratégie de mise à la terre, des contraintes physiques et de la coordination de la protection — évite les dommages aux équipements, réduit les temps d'arrêt et assure la sécurité du personnel. Avec des données système claires dès le départ, vous pouvez choisir une unité compacte et fiable qui s’intègre parfaitement à votre philosophie de protection et à votre plan de maintenance à long terme.