Protection Générateur : Types de Défauts & Dispositifs de Protection Essentiels

En conditions normales saines, aucun courant ne circule dans la résistance et la tension aux bornes est nulle.

Pour une mise à la terre par transformateur, un relais de tension vérifiant la tension à la résistance connectée au secondaire du transformateur est utilisé.

En conditions normales saines, le transformateur de mise à la terre ne développe aucune tension secondaire, et aucune tension n'est appliquée au relais. Lorsqu'un défaut stator à la terre se produit, une tension se développe aux bornes secondaires du transformateur de mise à la terre, et le relais de tension fonctionne.

La Figure 1 montre une connexion typique pour la protection différentielle et défaut à la terre du stator.

Les défauts de court-circuit d'enroulement de rotor bobiné sont protégés par des relais de surintensité.

Les enroulements du rotor peuvent être endommagés par des défauts à la terre.

L'enroulement rotor ou d'excitation sur les gros générateurs thermiques est non mis à la terre, ainsi un défaut unique à la terre ne produit aucun courant de défaut.

Un défaut unique à la terre, cependant, élève le potentiel de tout le système d'excitation et de champ, et les tensions supplémentaires induites par l'ouverture du disjoncteur de champ, ou du disjoncteur principal du générateur, particulièrement en conditions de défaut, peuvent augmenter la contrainte sur la mise à la terre du champ, lorsque les transitoires du stator induisent une tension supplémentaire dans les enroulements de champ. Cette tension supplémentaire peut causer un second défaut sur l'enroulement de champ.

Un second défaut à la terre peut causer un chauffage localisé du fer qui pourrait déformer le rotor, causant un déséquilibre dangereux.

La protection contre les défauts rotor à la terre peut être assurée par un relais qui contrôle l'isolement du rotor en appliquant une tension CA auxiliaire au rotor ou un relais de tension en association série avec une haute résistance (combinaison de résistances linéaires et non-linéaires est la méthode courante aujourd'hui) connecté à travers le circuit rotor, le point central duquel est connecté à la terre par la bobine d'un relais sensible (code ANSI/IEEE/IEC 64).

La technique moderne préconise l'utilisation combinant résistances linéaires et non-linéaires.

La Figure 2 montre un exemple de protection défaut à la terre du rotor.

La protection contre la perte d'excitation utilise un relais qui détecte le changement de flux de puissance réactive. Un schéma typique de protection contre la perte d'excitation utilise un relais Mho décalé (impédance) pour mesurer l'impédance de charge du générateur.

Le relais d'impédance Mho décalé est un relais monophasé, alimenté par les TA et TP du générateur. Le relais de perte de champ fonctionnera si la valeur de l'impédance de charge tombe dans la caractéristique de fonctionnement du relais.

Un relais temporisé est inclus pour initier le déclenchement de la machine si la condition de puissance réactive capacitive persiste pendant 1 s (typique).

Pour prévenir la saturation du noyau due à la surexcitation pendant la montée en régime et l'arrêt, une protection contre la surexcitation (code ANSI/IEEE/IEC 59) est utilisée.

La surexcitation peut être expliquée par l'équation suivante :

B = V / f

Où B est la densité de flux magnétique ou induction magnétique ou flux du noyau (unité : tesla – T), V est la tension appliquée (unité : volt – V) et f la fréquence (unité : hertz – Hz).

Pour que le flux du noyau reste en dessous du point de saturation, la tension du générateur ne peut être augmentée que si la fréquence (ou vitesse) est augmentée.

Si l'excitation est augmentée trop rapidement, cette condition de surexcitation doit être détectée, et le disjoncteur de champ déclenché.

Les schémas de protection contre la surexcitation utilisent des relais Volts par Hertz.

Ces relais ont une caractéristique linéaire, et fonctionneront si la tension divisée par la fréquence dépasse la valeur de consigne.

La protection contre la surchauffe des enroulements du stator et des roulements est généralement réalisée par des RTD et thermistances pour surveiller la température.

La protection contre le déséquilibre de phase du stator utilise couramment un relais de surintensité à temps inverse, qui est réglé conformément à le temps maximal que le rotor peut supporter cette surchauffe.

La fonction de protection contre la séquence de phase négative du générateur est de protéger la machine contre les effets de surchauffe, notamment au rotor, qui surviennent suite au déséquilibre des courants de phase du stator.

Cette protection utilise un relais qui compare le courant à deux phases via TA, comme montré Figure 3.

Les protections sont réglées conformément au temps maximal que le rotor peut supporter cette surchauffe et le temps est défini par l'équation K = I²t (basée sur la loi de Joule).

Les courbes typiques pour cette condition sont montrées selon l'organe moteur premier et sont indiquées par le fabricant.

La protection puissance inverse (code ANSI/IEEE/IEC 32) utilise un relais de puissance directionnel pour surveiller la charge du générateur ; le relais est alimenté par les TA et TP du générateur comme montré Figure 4 et fonctionnera lorsqu'un flux de puissance négatif est détecté.

La protection hors-pas détecte une condition causée par des perturbations du réseau électrique, plutôt que par des défauts du générateur. La protection détecte la condition lorsque le générateur glisse son premier pôle, et provoque le déclenchement des disjoncteurs du générateur.

La turbine n'est pas déclenchée permettant à la machine d'être re-synchronisée après que la perturbation du système est éliminée.

Cette protection peut être considérée comme complémentaire à la protection contre la perte d'excitation.

La condition hors-pas se produit avec le générateur à plein champ et la perte de synchronisme due à la sous-excitation se produit lorsque le générateur n'a pas de champ.

La protection hors-pas utilise trois relais de mesure d'impédance. Ces relais sont alimentés par les TA et TP du générateur et mesurent l'impédance de charge du générateur, détectant une condition d'oscillation de puissance si les trois relais fonctionnent dans la séquence correcte et initieront le déclenchement des disjoncteurs HT.

Pour les défauts de court-circuit externes, des relais de surintensité sont utilisés (50 ; 50N ; 51 ; 51N).

La protection sous et sur-fréquence (code ANSI/IEEE/IEC 81) détecte aussi des perturbations du système, plutôt que des défauts du générateur. Une rupture majeure du réseau électrique peut résulter en un excès ou une insuffisance de puissance de génération pour la charge restante connectée.

Dans le premier cas, la surfréquence, avec une possible surtension résulte de la demande de charge réduite. Le fonctionnement dans ce mode ne produira pas de surchauffe sauf si la puissance nominale et environ 105% de la tension nominale sont dépassées.

Les commandes du générateur doivent être rapidement ajustées pour adapter la sortie du générateur à la demande de charge.

Avec une génération insuffisante pour la charge connectée, la sous-fréquence résulte d'une forte demande de charge.

La chute de tension cause le régulateur de tension à augmenter l'excitation. Le résultat est que la surchauffe peut se produire à la fois dans le rotor et le stator. En même temps, plus de puissance est demandée, avec le générateur moins capable de la fournir à la fréquence décroissante.

Un délestage automatique ou manuel du réseau de transport devrait idéalement ajuster la charge pour l'adapter à la génération connectée avant qu'un effondrement total du système électrique ne se produise.

Les relais de sur et sous-tension (codes ANSI/IEEE/IEC 59 et 27) sont utilisés pour contrôler la tension.

La protection de démarrage supplémentaire de phase est fournie pour détecter une condition où un défaut existe lorsque le générateur est mis en vitesse. Les générateurs ne doivent bien sûr pas être démarrés sur une charge ou dans une condition de défaut.

Pour prévenir cela, un schéma de protection est utilisé qui met en service des relais de surintensité à consigne basse UNIQUEMENT si la fréquence est inférieure à 52 Hz sur systèmes 60 Hz et 42 Hz sur systèmes 50 Hz.

De nos jours, les IED (voir Section 2.1) qui regroupent toutes les fonctions de protection requises sont couramment utilisés pour la protection des générateurs.

À propos de l'auteur : Manuel Bolotinha