Transformateur de terre/tarif de 33 kV à immersion dans l'huile

La règle de dénomination des codes de refroidissement de la CEI utilise la première lettre pour identifier le milieu de refroidissement interne. ONAN et ONAF commencent par « O », ce qui signifie que l'huile minérale est le caloporteur interne principal et qu'ils constituent les options standard pour les unités immergées dans l'huile.

AN signifie refroidissement naturel par air et AF signifie refroidissement forcé par air ; ces deux codes sont initialement définis pour les transformateurs de type sec sans isolation liquide.

Pour les transformateurs de mise à la terre immergés dans l'huile, AN et AF ne sont pas les codes de conception principaux ; ils sont uniquement indiqués comme références alternatives pour les configurations spéciales compactes intégrées en armoire, où la convection de l'air prédomine dans la dissipation thermique.

Lors de la passation d'une commande, ONAN ou ONAF doit être sélectionné comme classification officielle de refroidissement afin d'éviter toute confusion dans les documents d'appel d'offres et les dossiers d'approbation du réseau.

Le transformateur de mise à la terre suit une philosophie de conception axée sur la tenue aux défauts de courte durée, fondamentalement différente de celle du transformateur de puissance classique dimensionné pour une charge continue. Son critère de conception principal est le courant de défaut au neutre de courte durée associé à la durée d'élimination du défaut, plutôt que la capacité de transfert de puissance en régime continu.

Si les utilisateurs spécifient la capacité en fonction des kVA en régime continu d'un transformateur de puissance classique, le résultat sera soit un surdimensionnement entraînant des coûts d'achat inutilement élevés et un encombrement au sol plus important, soit une mauvaise conception thermique incapable de résister à l'énergie de défaut I²t requise lors d'un véritable défaut monophasé à la terre.

Un travail de spécification approprié doit partir du courant capacitif de défaut à la terre du système, puis en déduire l'assignation de courte durée requise, au lieu de copier la logique de sélection des transformateurs de puissance.

En général, le fonctionnement en parallèle de plusieurs transformateurs de mise à la terre en zigzag sur un même jeu de barres MT n'est pas recommandé, sauf s'il est spécialement conçu. Chaque unité possède sa propre tolérance de fabrication pour l'impédance homopolaire. Lorsqu'elles sont mises en parallèle, des courants de circulation homopolaires déséquilibrés apparaîtront entre les transformateurs, même en l'absence de défaut à la terre réel.

Ces courants de circulation produisent des pertes par échauffement supplémentaires et peuvent déclencher un fonctionnement intempestif des relais de protection homopolaire. Si les conditions du projet exigent réellement un déploiement en parallèle, la tolérance de l'impédance homopolaire, la polarité des enroulements et les caractéristiques de l'angle de phase de chaque unité doivent être strictement appariées, et un calcul détaillé de l'amplitude des courants de circulation doit être effectué lors de la phase de conception.

La plupart des projets standard adoptent un seul transformateur de mise à la terre pour chaque tronçon de jeu de barres isolé comme solution privilégiée.

Bien que l'enroulement auxiliaire en option puisse fournir l'alimentation des services auxiliaires de la centrale dans des conditions normales de fonctionnement, sa priorité est inférieure à celle de la fonction principale de protection de la mise à la terre du neutre.

Lors d'un défaut à la terre monophasé, d'importants courants homopolaires circulent à travers les enroulements primaires en zigzag, ce qui induira des surtensions et des surintensités considérables au secondaire. En cas de défaut, il n'est pas permis de maintenir le fonctionnement continu des charges critiques des services auxiliaires de la centrale via cet enroulement auxiliaire.

La conception du projet doit éviter de s'appuyer entièrement sur l'enroulement secondaire du transformateur de mise à la terre pour l'alimentation auxiliaire essentielle et ininterrompue. Un transformateur des services auxiliaires de la centrale indépendant ou une source d'alimentation UPS doit être configuré pour les charges importantes qui ne peuvent pas perdre leur alimentation lors d'incidents de défaut à la terre.

Ses caractéristiques de perte sont fortement liées aux caractéristiques de fonctionnement : ① La perte à vide fait référence à la perte fer (perte par hystérésis et courants de Foucault du noyau) en cours de fonctionnement normal. En raison d'un statut de vide/légère charge à long terme, c'est la principale perte de fonctionnement ; ② La perte de charge fait référence à la perte cuivre (perte par résistance des enroulements) lors de défauts, qui ne se produit que pendant des défauts de courte durée et représente une proportion très faible. L'impact sur les coûts de fonctionnement doit être divisé par scénarios : Pour les réseaux de distribution basse et moyenne tension (les transformateurs de terre fonctionnent pendant une longue période), l'impact de la perte à vide est évident, et des modèles avec une faible perte à vide (comme l'efficacité énergétique de niveau 1 de la norme nationale) devraient être privilégiés lors de la sélection ; pour les systèmes haute/ultra-haute tension (les transformateurs de terre fonctionnent pendant une courte période lors de défauts), la proportion de la perte à vide est faible, et la performance de tolérance aux défauts peut être prioritaire. Dans l'ensemble, sa perte annuelle est beaucoup plus faible que celle des transformateurs de puissance ordinaires, et le coût de fonctionnement est relativement faible