ELECTRIC, WITH AN EDGE
Una gran cantidad de juegos completos de dispositivos de supresión de arco de compensación de seguimiento automático y dispositivos de puesta a tierra de baja resistencia están instalados en la red de distribución, y el transformador de puesta a tierra Neutra es una parte importante de su combinación.
El rendimiento del transformador de puesta a tierra afecta directamente el índice de rendimiento y el funcionamiento seguro del conjunto completo de supresión de arco de compensación de seguimiento automático y el dispositivo de puesta a tierra de resistencia pequeña, e incluso afecta el ajuste y el funcionamiento seguro de la protección del relé de la red eléctrica.
El transformador principal de la red de distribución de 6kV y 10kV no tiene punto neutro. Al elegir la bobina de supresión de arco o el método de puesta a tierra de pequeña resistencia, se debe instalar un transformador de puesta a tierra adecuado.
El transformador de puesta a tierra se utiliza para proporcionar un punto neutro puesto a tierra para la red eléctrica trifásica. El punto neutro del transformador de puesta a tierra puede conectarse a tierra mediante los siguientes métodos.
(1) Directamente conectado a tierra.
(2) Tierra a través del reactor limitador de corriente.
(3) Tierra a través de la resistencia.
(4) Tierra a través de la bobina de supresión de arco.
Cuando el transformador de puesta a tierra es el único método de puesta a tierra de la red eléctrica, la impedancia de secuencia cero del transformador de puesta a tierra más la impedancia entre el punto neutro y tierra determina la corriente que fluye en una falla monofásica a tierra.
Se puede observar que la impedancia homopolar del transformador es un parámetro importante que determina el desempeño del Transformador de Puesta a Tierra, lo que afecta directamente la operación segura de sus dispositivos de apoyo.
Supongamos que tiene un sistema eléctrico trifásico sin conexión a tierra o conectado en delta. En ese caso, necesitará un transformador adicional llamado transformador de puesta a tierra, también conocido como transformador de puesta a tierra.
Como tal, el sistema de puesta a tierra de una red incluye transformadores de puesta a tierra.
Proporcionan una ruta de retorno para la corriente a un neutro, lo que permite que los sistemas trifásicos (enlazados en triángulo) se adapten a las demandas de fase a neutro.
Al proporcionar una ruta de baja impedancia a tierra, los transformadores de puesta a tierra mantienen el sistema neutral en el potencial de tierra o cerca de él, limitan la magnitud de las sobretensiones transitorias causadas por fallas a tierra reactivadas, brindan una fuente de corriente de falla a tierra durante las fallas de línea a tierra y permitir la conexión de cargas de fase a neutro cuando sea necesario.
La mayoría de los transformadores de puesta a tierra se construyen con un solo transformador de devanado y un patrón de devanado en zigzag. Sin embargo, también se puede utilizar un transformador de devanado estrella-triángulo. En centrales eléctricas y parques eólicos, los transformadores de puesta a tierra neutros están muy extendidos.
Además, los sistemas de alto voltaje (subtransmisión), como los de 33 kV, pueden usar transformadores de puesta a tierra neutrales para proporcionar una conexión a tierra para el circuito, por ejemplo, si un transformador conectado en delta alimenta el sistema.
En el caso de una falla de línea a tierra, se puede usar una bobina de supresión de arco o resistencia para restringir la corriente de falla que fluye a través del punto de conexión a tierra del transformador.
Hay dos tipos de motivos; el estándar de construcción de OSHA requiere ambos:
El cable “conductor neutro” se conecta a tierra dos veces en el Transformador de puesta a tierra y una vez en la entrada de servicio del edificio para esta puesta a tierra.
Esto está diseñado principalmente para proteger el equipo, las herramientas y el aislamiento contra daños.
Para garantizar que los propios trabajadores estén mejor protegidos.
Cuando la estructura de metal de una herramienta se energiza debido a un mal funcionamiento, la tierra del equipo actúa como un conducto adicional para que la corriente viaje a tierra.
En caso de que falle el sistema de puesta a tierra, es posible que el usuario no se dé cuenta. El uso de un interruptor de circuito de falla a tierra (GFCI) es una forma de resolver los problemas de conexión a tierra.
El transformador de puesta a tierra Zigzag es una solución utilizada regularmente. No se utilizan devanados secundarios en este autotransformador de tipo seco, enfriado por aire y trifásico.
Para lograr la alta impedancia a las corrientes de fase normales, cada fase consta de dos devanados idénticos enrollados en direcciones opuestas.
Los devanados están conectados en una configuración Wye.
Por lo tanto, se utiliza una resistencia de puesta a tierra neutra (NGR) para conectar el punto neutro a tierra.
Cada tramo del Zigzag recibe una cantidad igual de corriente de falla a tierra cuando ocurre una falla a tierra aguas abajo; esta corriente viaja de regreso a través de tierra y NGR y luego hacia cada tramo de Zigzag.
Debido a las inusuales conexiones de los devanados en zigzag y al hecho de que las tres corrientes son iguales y están en fase entre sí (secuencia cero), tienen una impedancia extremadamente baja.
Además, esto permite el retorno de la corriente de falla a tierra al sistema.
Se puede observar que la corriente de falla a tierra solo está limitada por la resistencia de falla a tierra, la NGR y la reactancia mínima del Zigzag. Idealmente, el Zigzag debe conectarse directamente a las terminales secundarias del Transformador de puesta a tierra de potencia, en el lado de la línea del interruptor principal.
Un Zigzag es necesario cuando se trata de más de un Transformador de Puesta a Tierra de potencia. Se debe tener cuidado de no tener más de un Zigzag vinculado a la misma área del sistema al mismo tiempo.
Cada una de las conexiones de tres líneas del Zigzag necesita protección contra cortocircuitos.
Esta especificación cubre el diseño, la fabricación y las pruebas de transformadores de puesta a tierra en zigzag de bajo o medio voltaje con resistencias de puesta a tierra neutras (NGR) para instalación en interiores o exteriores sobre una plataforma de hormigón o transformador de potencia.
Habrá tres fases, cada una con dos devanados acoplados en un patrón en zigzag. El transformador será un transformador de tipo seco enfriado por aire.
Para 2400 voltios o más, debe tener aislamiento clase “B” desde la línea al neutro, o aislamiento clase “H”.
Esto significa que el transformador debe estar clasificado constantemente para la corriente de carga del sistema, y también debe tener la misma clasificación de corriente y tiempo “on” que el NGR con el que se está aplicando.
No se debe lograr más del aumento de temperatura máximo permitido por la clase de aislamiento con estas corrientes y tiempos de “encendido”. Cada componente debe cumplir con la clasificación de voltaje del sistema.
Siempre que la clasificación de corriente continua no exceda los cinco amperios, el transformador Zigzag y el NGR se pueden instalar en un solo gabinete. El recinto será de acero galvanizado de gran espesor con un acabado de esmalte horneado.
Además, se requiere acero inoxidable para todos los accesorios de montaje. El recinto interior deberá tener una cubierta blindada con orificios máximos de 1/2″.
Se requiere una cubierta superior robusta de gran calibre para los recintos exteriores, y debe sobresalir un poco. Media Tensión (por encima de 600 voltios a 5.000 voltios).
El marco del gabinete debe construirse con ángulos de acero estructural de acero de gran calibre que se hayan soldado o atornillado con sujetadores de acero inoxidable.
El techo del recinto debe ser plano, ligeramente voladizo y con suave pendiente. Las nervaduras de refuerzo se grabarán en la superficie.
Además, el recinto deberá incluir cáncamos forjados en cada esquina para fines de elevación.
Debe haber una abertura de 1/2″ o menos en la pantalla de metal expandido o perforado para cubrir la mitad inferior del gabinete.
Esta pantalla se instalará de forma permanente. Deberá estar elevado de 4 a 6 pulgadas por encima de la base de la unidad. Los cuatro lados deben tener cubiertas laterales empernables. Las aplicaciones específicas necesitan cubiertas apantalladas, que se pueden proporcionar.
Se utilizarán herrajes de acero inoxidable. El espesor máximo de cualquier abertura con persianas o mallas no debe ser mayor a media pulgada.
Una placa de identificación duradera montada permanentemente en una cubierta lateral debe mostrar el fabricante y la clasificación completa.
Es necesario lijar, limpiar, imprimar y pintar los cerramientos. Los gabinetes hechos de acero inoxidable o acero galvanizado deben protegerse contra daños durante los procesos de fabricación, ensamblaje y envío.
El primario puede ser TRIÁNGULO o ESTRELLA en un Transformador de Puesta a Tierra trifásico, pero el secundario siempre debe ser ESTRELLA. No hay un propósito legítimo para una secundaria delta, nunca.
Debido a que es una carga para una fuente que la alimenta, el primario de un transformador rara vez se conecta a tierra en el primario. Es responsabilidad de la fuente que alimenta ese primario tener un transformador secundario WYE conectado a tierra.
Sin embargo, redondear la derivación central de un Wye Primary es una mala idea, ya que es casi seguro que dará como resultado un bucle de corriente a tierra. Un transformador trifásico delta a estrella es el más frecuente y apropiado.
Un transformador debe proporcionar un sistema de energía trifásico con un secundario WYE. La derivación central de una estrella (Y) puede y debe estar conectada a tierra.
Hay algunas cosas que puede hacer si alguien comete el error de usar un Delta secundario que carece de un centro hacia el suelo:
Primero, equipe las tres fases con el mismo voltaje RMS, simétrico a tierra, quitando el transformador delta-triángulo y reemplazándolo con un transformador delta-estrella o estrella-estrella.
También se puede usar un transformador Wye de conexión a tierra más pequeño colgado del secundario delta del transformador D-D para garantizar la simetría y mantener todas las fases de la carga al mismo voltaje RMS con respecto a la tierra.
Luego, uno de los devanados secundarios delta tiene derivación central, conecta a tierra esa derivación de fase media, lo que hace que el voltaje de la fase opuesta sea significativamente más alto con respecto a la tierra que las otras dos fases entre las cuales se encuentra la derivación a tierra.
También se puede usar un transformador “con conexión a tierra en la esquina” para elevar los voltajes en las otras dos fases del transformador D-D por encima de las opciones 1 o 2 anteriores; esto se conoce como un transformador “con conexión a tierra en la esquina”.
Tal vez, deje el Delta Secundario sin conexión a tierra y así etiquetado; el problema es que cualquier defecto en el secundario sin conexión a tierra puede pasar desapercibido, y la estática o un capacitor dañado pueden introducir voltajes arbitrariamente altos que pueden generar arcos, superando las clasificaciones de aislamiento.
Una carga espera un conjunto de tres tensiones de fase simétricas, todos los valores que el transformador de puesta a tierra fue elegido para entregar en sus terminales secundarios, su salida nominal.
El voltaje de línea a neutro efectivo de un transformador secundario delta se determina dividiendo el voltaje de línea a línea por la raíz 3 (1,7), incluso si no hay una terminal neutral.
Además, la opción 4 produce cero voltaje de línea a neutro y dos voltajes de línea a neutro, cada uno igual al voltaje de línea a línea, lo que da como resultado un voltaje adicional de línea a neutro de 1,7 veces el previsto. valor para una fuente simétrica.
La opción 3 genera un voltaje de línea a neutro de 1,5 veces el voltaje nominal de línea a línea, lo que resulta en 2,6 veces el voltaje de línea a neutro previsto de la fuente asimétrica.
Es poco probable que pueda usar la opción 3 o 4 porque el sobrevoltaje en una o ambas patas es mayor que el voltaje nominal de línea a línea en su VFD o servomotor.
El voltaje neutral generalmente disparará la advertencia de sobrevoltaje del controlador de motor o lo dañará.
Además, hay problemas de seguridad en los que no necesitamos profundizar aquí; baste decir que un transformador de puesta a tierra que no esté conectado a tierra, con conexión a tierra en una esquina o conectado a tierra por derivación de fase (opción 5, 4 o 3, respectivamente) debe etiquetarse en consecuencia.
Por lo tanto, es posible conectar a tierra o al menos evitar que un delta secundario flote en las circunstancias poco comunes donde hay una red en estrella de alta impedancia que no será una carga significativa.
Hay reactores trifásicos dedicados para esto, o uno puede confiar en la medición (transformadores de potencial) para proporcionar una referencia a tierra.
En la práctica, debe hacer ambas cosas en caso de falla en el sistema de indicadores. Tales cargas de estrellas deben fusionarse. Por lo tanto, la detección de fusibles también es esencial.
No olvide que lo que IEC 60364 denomina puesta a tierra ‘IT’ se construye sin una ruta de corriente de falla. Por lo tanto, no se requiere la puesta a tierra sustantiva de un secundario delta.
Proporcionar una línea de tierra de alta impedancia es necesario solo para evitar la inducción, que de otro modo permitiría que estos sistemas floten a voltajes más significativos que los que puede soportar el aislamiento.
Para continuar, en los sistemas delta trifásicos con un neutro conectado a tierra, las conexiones delta prevalecen en los sistemas de 120/240 voltios. Un transformador monofásico convencional de 120/240 voltios suministra energía a los circuitos monofásicos de 120 y 240 voltios en esta configuración. El neutro de su transformador está conectado a tierra y su voltaje de fase a tierra es de 120v.
Ese sistema monofásico se puede reforzar con uno o dos transformadores “kicker” monofásicos de 240 voltios para servir cargas trifásicas de 240v.
Los pateadores se conectan a uno o ambos extremos del sistema de 120/240 V.
Sus primarios están conectados a la tercera fase del sistema primario. Si se proporciona un impulsor, se conecta a un extremo del transformador 120/240 y la energía trifásica está disponible desde el sistema delta abierto.
Si se dispone de un segundo transformador de este tipo, se puede vincular del mismo modo al otro extremo del secundario de 120/240 V, creando un sistema delta trifásico cerrado. Doscientos ocho voltios es el voltaje aplicado al neutro o tierra en ambos arreglos.
Los lados primarios del transformador no suelen estar en Delta. Los transformadores de potencia tienen su lado primario en la estrella y el secundario en el delta.
A pesar del hecho de que el sistema de transmisión emplea sistemas delta de tres hilos, que utilizan menos cobre, los transformadores de distribución todavía tienen sus lados primarios en configuración Delta.
Otra ventaja podría deberse a las corrientes del tercer armónico, que se generan debido a cargas no lineales. Los terceros armónicos generan corrientes considerables para fluir en el neutro, pero las conexiones delta atenúan estos armónicos.
Por lo tanto, tener un primario delta evita que estos armónicos se muevan aguas arriba.
Se analizan los transformadores utilizados para conectar a tierra redes de distribución trifásicas sin conexión a tierra en organizaciones del sector público y privado, la industria y el comercio.
Estos transformadores de puesta a tierra se utilizan con frecuencia con sistemas de prevención de fallas a tierra (GFP) que permiten una captura selectiva y rápida.
Los ingenieros en el campo de los sistemas de energía eléctrica se beneficiarán de una revisión del estado actual de los transformadores de puesta a tierra y dos estudios de casos de transformadores de puesta a tierra y sistemas de prevención de fallas a tierra aplicados incorrectamente.
También se incluye una descripción de los pasos correctivos realizados para abordar estas deficiencias. El propósito de mostrar instalaciones inadecuadas de puesta a tierra de transformadores es llamar la atención sobre los problemas de protección que con demasiada frecuencia se pasan por alto.
Para una configuración multibus, un solo transformador de puesta a tierra no es suficiente. Aquí se demuestra cómo se puede proteger un sistema multibus utilizando un nuevo tipo de mecanismo de protección.
Utilice un conductor para la conexión a tierra del equipo en la misma canalización, cable o cordón que los conductores del circuito o rodee o corra con los conductores del circuito para poner a tierra todo el equipo fijo.
Para garantizar la continuidad eléctrica, los conductores utilizados para la puesta a tierra de equipos fijos o móviles y los conductores de unión deben poder transportar cualquier corriente de falla de manera segura.
Los revestimientos no conductores, como pintura o esmalte, deben eliminarse de los electrodos. Si es posible, los electrodos deben enterrarse por debajo del nivel de humedad permanente.
Debe haber al menos un electrodo adicional colocado a una distancia de seis pies del primer electrodo si la resistencia a tierra es superior a 25 ohmios.
El devanado principal del transformador de puesta a tierra neutral generalmente adopta una conexión en zigzag (conexión Zn), y un extremo de cada devanado de fase está conectado a un punto común (punto neutro). La fase de cada parte del voltaje inducido en el mismo núcleo de hierro es diferente, pero la magnitud y la fase de la corriente de secuencia cero que fluye son básicamente las mismas y los potenciales magnéticos generados se anulan entre sí.
La conexión del Transformador de Puesta a Tierra Neutro conectado por Znyn11 se muestra en la Figura 1, y la relación fasorial de voltaje de cada devanado se muestra en la Figura 2.
A partir de la relación fasorial de la Figura 2, se puede calcular que la tensión de medio devanado del devanado principal del transformador de puesta a tierra es U/3, y la corriente que fluye en el caso de una falla de puesta a tierra monofásica en el sistema es I0 /3.
Por lo tanto, el principio de diseño del transformador puede referirse al transformador de tres devanados.
Cuando el punto neutro del transformador de puesta a tierra del neutro está conectado a la bobina de supresión de arco y al método de puesta a tierra de pequeña resistencia, el circuito equivalente de secuencia cero de la operación de falla de puesta a tierra monofásica de la red es la impedancia de secuencia cero del transformador de puesta a tierra y el impedancia de carga del punto neutro del Transformador de Puesta a Tierra del Neutro en serie, circulando por el punto neutro la corriente I0 es:
I0=Un/(Z0+Z2) (1)
donde I0: la corriente en el punto neutro, A
Un—voltaje de fase del sistema, V
Z0: impedancia de secuencia cero del transformador de puesta a tierra, Ω
Z2: impedancia de carga del punto neutro del transformador de puesta a tierra, Ω
Dado que la impedancia de secuencia cero del transformador de puesta a tierra neutral y la impedancia de carga del punto neutral tienen componentes tanto inductivos como resistivos, la ecuación (1) es una ecuación de relación fasorial.
Correspondiente al comportamiento de cortocircuito del transformador de potencia, la Puesta a Tierra del Transformador considera la falta de cortocircuito de la puesta a tierra del punto neutro del transformador de puesta a tierra cuando opera la falta de puesta a tierra monofásica de la red eléctrica, lo que equivale a sumar directamente la fase del sistema en ambos extremos de la impedancia de secuencia cero del transformador de puesta a tierra.
El voltaje se denomina cortocircuito de secuencia cero del transformador de puesta a tierra. Con referencia al rendimiento de cortocircuito del transformador de potencia, se requiere el rendimiento de cortocircuito de secuencia cero del transformador de puesta a tierra para cumplir con los requisitos correspondientes.
El rendimiento de cortocircuito de secuencia cero de la puesta a tierra del transformador incluye: Resistencia al calor y estabilidad dinámica para soportar un cortocircuito de secuencia cero.
Teniendo en cuenta la aplicación real del transformador de puesta a tierra, cuando el punto neutro del transformador de puesta a tierra está conectado al método de puesta a tierra de la bobina de supresión de arco, la duración actual de la resistencia de cortocircuito de secuencia cero es de 2 s;
Cuando el punto neutro del transformador está conectado al método de puesta a tierra de pequeña resistencia, la duración actual de la resistencia al calor del cortocircuito de secuencia cero es de 10 s.
Para reducir el impacto de la impedancia de secuencia cero del transformador de puesta a tierra en el rendimiento del dispositivo de soporte, cuanto menor sea la impedancia de secuencia cero del transformador de puesta a tierra, mejor.
Para reducir el impacto de seguridad de la impedancia de secuencia cero de la puesta a tierra del transformador en el transformador de puesta a tierra, cuanto mayor sea la impedancia de secuencia cero del transformador de puesta a tierra, mejor.
Bajo la premisa de que el transformador puede soportar la resistencia al calor y la estabilidad dinámica del cortocircuito de secuencia cero, es necesario optimizar y determinar su impedancia de secuencia cero.
La influencia de la impedancia de secuencia cero del transformador de puesta a tierra en el desempeño del equipo de apoyo se manifiesta principalmente en la salida de corriente del punto neutro cuando la falla de puesta a tierra monofásica de la red eléctrica está funcionando.
Cuando el punto neutro del transformador de puesta a tierra está conectado al método de puesta a tierra de la bobina de supresión de arco, debido a la influencia de la impedancia de secuencia cero del transformador de puesta a tierra, cuando opera la falla de puesta a tierra monofásica de la red eléctrica, la compensación la corriente disminuirá, afectando así el efecto de compensación del conjunto completo de dispositivos.
Cuando la impedancia de secuencia cero del transformador excede el 10% de la impedancia de la bobina de supresión de arco, afectará directamente las funciones del dispositivo de supresión de arco de compensación de supresión de arco y supresión de sobrevoltaje.
Por ejemplo, cuando la corriente nominal de la bobina de supresión de arco es de 10,5 kV, la corriente nominal de la bobina de supresión de arco es de 100 A y la impedancia de secuencia cero es de 15 Ω/fase, el componente inductivo de la corriente de compensación durante el funcionamiento del La falla a tierra metálica monofásica de la red eléctrica es de solo alrededor de 95A.
Cuando el punto neutro de la puesta a tierra del transformador está conectado al método de puesta a tierra de pequeña resistencia, debido a la influencia de la impedancia de secuencia cero del transformador de puesta a tierra, cuando la falla de puesta a tierra monofásica de la red eléctrica está funcionando, la corriente del punto neutro disminuir. Cuando se considera, el sistema no puede operar de manera efectiva, lo que afecta directamente la operación segura del dispositivo de puesta a tierra de pequeña resistencia y la red eléctrica.
Por ejemplo: 10,5 k V, la corriente nominal de resistencia pequeña es de 400 A y la impedancia de secuencia cero es de 15 Ω/fase, la corriente de secuencia cero en la operación de falla de conexión a tierra metálica monofásica de la red eléctrica es solo de aproximadamente 300 A.
Es fácil hacer que la protección del relé de corriente de secuencia cero del sistema no actúe, causando fallas en la red.
Los transformadores de puesta a tierra a menudo tienen un devanado secundario (de bajo voltaje) para alimentar las cargas auxiliares locales, como el equipo de 400 V de la subestación.
En este momento, la capacidad de alto y bajo voltaje del transformador de puesta a tierra es diferente, especialmente cuando la capacidad de bajo voltaje y la capacidad de alto voltaje son muy diferentes, a menudo es difícil cumplir con los requisitos de impedancia de cortocircuito del transformador de potencia. , y solo puede estar lo más cerca posible, y el transformador debe estar garantizado en el diseño. Cumple con la resistencia al calor y la capacidad de estabilidad dinámica para soportar cortocircuitos trifásicos.
Los parámetros de diseño de la Puesta a Tierra del Transformador incluyen principalmente: tensión nominal, capacidad nominal, corriente y tiempo de punto neutro, impedancia homopolar e impedancia de cortocircuito con secundario.
Aquí se analiza principalmente el método para determinar la capacidad nominal y la impedancia homopolar del transformador de puesta a tierra.
La capacidad nominal de alto voltaje S1 de la puesta a tierra del transformador se compone principalmente de la capacidad de corriente del punto neutro S2 obtenida a partir de la corriente nominal del punto neutro y la capacidad secundaria nominal S2, y está marcada como S1/S2.
Para el Transformador de puesta a tierra sin devanado secundario, S2=0, la capacidad nominal se puede registrar como S1.
En general, consulte la siguiente fórmula para la selección.
Entre ellos, S1 y S2 son la capacidad primaria y la capacidad secundaria del transformador de puesta a tierra respectivamente; S2 es la capacidad nominal de la carga del punto neutro;
El factor de potencia de la carga secundaria del transformador de puesta a tierra se toma como 0,8.
La carga del punto neutro del transformador es principalmente una carga de corta duración. Cuando el punto neutro del transformador de puesta a tierra está conectado al método de puesta a tierra de la bobina de supresión de arco, generalmente es de 2 h, y cuando el punto neutro del transformador de puesta a tierra está conectado al método de puesta a tierra de pequeña resistencia, generalmente es de 10 s.
De acuerdo con la estipulación del factor de sobrecarga hecha por el estándar IEEE-C62.92.3, la capacidad a corto plazo de la puesta a tierra del transformador se convierte a la capacidad nominal continua, y su conversión se enumera en la Tabla 1.
| Overload time | Overload factor |
| 10s | 10.5 |
| 60s | 4.7 |
| 10min | 2.6 |
| 30 min | 1.9 |
| 2h | 1.4 |
Teniendo en cuenta los factores anteriores, con referencia a la Figura 1 y la Figura 2, cuando el punto neutro del Transformador de puesta a tierra está conectado al método de puesta a tierra de la bobina de supresión de arco, la corriente que fluye a través del punto neutro de la Puesta a tierra del transformador (cuando el tiempo de operación es 2h) se convierte en la capacidad nominal continua:
Tamaño=(U/3×I0/3)×3/1.4
Cuando el punto neutro del transformador está conectado al método de puesta a tierra de pequeña resistencia, la corriente que fluye a través del punto neutro del transformador de puesta a tierra (cuando el tiempo de funcionamiento es de 10 s) se convierte en la capacidad nominal continua:
Tamaño=(U/3×I0/3)×3/10.5
En la fórmula, Sz: la capacidad nominal continua convertida a partir de la carga del punto neutro del transformador de puesta a tierra, kVA
U: voltaje nominal del sistema, kV
I0: corriente nominal de secuencia cero que fluye a través del punto neutro del transformador conectado a tierra, A
La capacidad nominal calculada al convertir la capacidad nominal continua de acuerdo con la carga de secuencia cero del transformador de puesta a tierra es el valor mínimo requerido, que puede ampliarse adecuadamente en el proceso de diseño teniendo en cuenta factores como el aumento de temperatura y el costo.
La capacidad nominal S1 de la puesta a tierra del transformador sin devanado secundario es la capacidad nominal continua Sz convertida a partir de la carga homopolar del transformador de puesta a tierra.
La impedancia trifásica de secuencia cero del transformador generalmente se toma como 2%~5% de la impedancia del punto neutro, y cuando se convierte en monofásico, generalmente se toma como 6%~15% de la impedancia del punto neutro.
Por ejemplo, la capacidad nominal mínima del transformador de puesta a tierra con 10,5 kV, corriente de punto neutro de 100 A, tiempo de funcionamiento de 2 h y devanado secundario de 100 kVA se puede seleccionar como 315/100 kVA, y la impedancia de secuencia cero se puede seleccionar como 3 Ω/fase~9Ω/fase.
A continuación, se toma el diseño de un tipo seco de 10,5 kV, corriente de punto neutro de 100 A, tiempo de funcionamiento de 2 h y un transformador de puesta a tierra con un devanado secundario de 100 kVA como ejemplo para presentar ocasionales el proceso de diseño.
Tensión nominal: 10,5/0,4 kV
Capacidad nominal: 315/100kVA
Corriente y tiempo de punto neutro: 100A, 2h
Grupo de conexión: Znyn11
Impedancia de secuencia cero: 4,5 Ω/
Impedancia de cortocircuito de fase: 4%
El núcleo de hierro adopta una estructura de sección circular escalonada trifásica de cinco etapas, el devanado de bajo voltaje es de tipo cilíndrico de dos capas y el extremo superior entra y sale del cable. Salida a los terminales del panel.
De acuerdo con la fórmula para calcular la impedancia del cortocircuito del transformador, la parte de la reactancia inductiva de la impedancia de secuencia cero de la puesta a tierra del transformador se calcula de la siguiente manera.
en la fórmula
X0: impedancia de secuencia cero del transformador de puesta a tierra, Ω/fase
W: el número de vueltas del medio devanado del transformador.
Σa R: área de reactancia de fuga equivalente entre la mitad de los devanados del transformador de puesta a tierra, cm2
ρ: coeficiente de Rockwell
H: altura de impedancia de secuencia cero, cm
k0: coeficiente de fuga de flujo transversal
La razón para introducir el coeficiente de fuga de flujo transversal es que existe un problema de fuga de flujo lateral debido a la diferencia en las alturas de reactancia de los devanados interior y exterior de alta tensión. La magnitud del coeficiente de fuga de flujo transversal k0 está relacionada con la diferencia de altura de la reactancia entre los devanados interior y exterior.
La impedancia de cortocircuito del transformador se calcula de acuerdo con la impedancia de cortocircuito del transformador de tres devanados.
Primero, calcule la impedancia de cortocircuito Ux12, Ux13 y Ux23 entre el devanado interno de alto voltaje y el devanado de bajo voltaje, el devanado externo de alto voltaje y el devanado de bajo voltaje y los devanados interno y externo de alto voltaje, y la reactancia inductiva de la impedancia de cortocircuito. la parte es:
Ux=Ux12/2+Ux13/2-Ux23/6
La evaluación del desempeño del Transformador de Puesta a Tierra se divide de acuerdo con la carga del punto neutro.
Cuando el punto neutro está conectado a la bobina de supresión de arco, debe cumplir con la carga nominal a largo plazo (con devanado secundario), los requisitos de aumento de temperatura de 2h de corriente nominal del punto neutro y debe cumplir con la resistencia al calor de secuencia cero y la estabilidad dinámica de corto circuito 2s;
Cuando el punto neutro está conectado a una resistencia pequeña, debe cumplir con la resistencia térmica y la estabilidad dinámica de la corriente nominal del punto neutro durante 10 s en condiciones de carga nominal a largo plazo (con devanado secundario), y debe cumplir con la resistencia térmica y Cortocircuito homopolar durante 2 s. Estabilidad dinámica.
La comparación entre los parámetros técnicos y los valores experimentales del transformador de puesta a tierra con un tipo seco de 10,5k V, una corriente de punto neutro de 100A, un tiempo de funcionamiento de 2h y un devanado secundario de 100kVA se muestra en la Tabla 2.
| Zero-sequence impedance (Ω.phase-1) | Short circuit impedance/% | |
| Calculated | 4.5 | 3.98 |
| Experimental value | 4.68 | 3.82 |
| error% | 4 | -4.02 |
El desempeño de la puesta a tierra del transformador afecta directamente el desempeño del equipo de soporte y la seguridad de la red eléctrica. En el diseño de este tipo de productos se debe considerar el cálculo de la impedancia homopolar y la impedancia de cortocircuito.
Con la premisa de garantizar el aumento de temperatura del transformador de puesta a tierra y la resistencia al calor y la estabilidad dinámica del cortocircuito trifásico, también se debe satisfacer la resistencia al calor y la estabilidad dinámica del cortocircuito de secuencia cero.
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