ELECTRIC, WITH AN EDGE
Un grand nombre d’ensembles complets de dispositifs de suppression d’arc à compensation automatique de suivi et de dispositifs de mise à la terre à faible résistance sont installés dans le réseau de distribution, et le transformateur de mise à la terre Neutra est un élément important de son adaptation.
Les performances du transformateur de mise à la terre affectent directement l’indice de performance et le fonctionnement sûr de l’ensemble complet de dispositifs d’extinction d’arc à compensation automatique et du dispositif de mise à la terre à faible résistance, et affectent même le réglage et le fonctionnement sûr de la protection du relais du réseau électrique.
Le transformateur principal du réseau de distribution de 6kV et 10kV n’a pas de point neutre. Lorsque l’on choisit une bobine d’extinction d’arc ou une méthode de mise à la terre à faible résistance, un transformateur de mise à la terre correspondant doit être installé.
Le transformateur de mise à la terre est utilisé pour fournir un point neutre mis à la terre pour le réseau électrique triphasé. Le point neutre du transformateur de mise à la terre peut être mis à la terre par les méthodes suivantes.
(1) Mise à la terre directe.
(2) Mise à la terre par l’intermédiaire du réacteur limiteur de courant.
(3) Mise à la terre par résistance.
(4) Mise à la terre par la bobine d’extinction d’arc.
Lorsque le transformateur de mise à la terre est la seule méthode de mise à la terre du réseau électrique, l’impédance homopolaire du transformateur de mise à la terre plus l’impédance entre le point neutre et la terre détermine le courant circulant dans un défaut monophasé à la terre.
On peut voir que l’impédance homopolaire du transformateur est un paramètre important qui détermine la performance du transformateur de mise à la terre, ce qui affecte directement le fonctionnement sûr de ses dispositifs de support.
Supposons que vous ayez un système électrique triphasé non relié à la terre ou relié en triangle. Dans ce cas, vous aurez besoin d’un transformateur supplémentaire appelé transformateur de mise à la terre, également connu sous le nom de transformateur de mise à la masse.
En tant que tel, le système de mise à la terre d’un réseau comprend des transformateurs de mise à la terre.
Ils fournissent une voie de retour pour le courant vers le neutre, ce qui permet aux systèmes triphasés (reliés en triangle) de répondre aux demandes de phase à neutre.
En fournissant un chemin à faible impédance vers la terre, les transformateurs de mise à la terre maintiennent le neutre du système au potentiel de la terre ou à un niveau proche, limitent l’ampleur des surtensions transitoires causées par les défauts de mise à la terre, fournissent une source de courant de défaut à la terre pendant les défaillances ligne-terre et permettent la connexion de charges phase-neutre si nécessaire.
La plupart des transformateurs de mise à la terre sont construits avec un transformateur à enroulement unique et un modèle d’enroulement en zigzag. Cependant, un transformateur à enroulement en triangle peut également être utilisé. Dans les centrales électriques et les parcs éoliens, les transformateurs de mise à la terre du neutre sont très répandus.
En outre, les systèmes à haute tension (sous-transmission), par exemple à 33 kV, peuvent utiliser des transformateurs de mise à la terre du neutre pour fournir une mise à la terre du circuit, par exemple, si un transformateur à connexion en triangle alimente le système.
En cas de défaillance de la ligne à la terre, une résistance ou une bobine de suppression d’arc peut être utilisée pour limiter le courant de défaut passant par le point de mise à la terre du transformateur.
Il existe deux types de motifs ; la norme de construction OSHA exige les deux :
Le fil du “conducteur neutre” est mis à la terre deux fois au niveau du transformateur de mise à la terre et une fois au niveau de l’entrée de service du bâtiment pour cette mise à la terre.
Cette mesure est principalement destinée à protéger les équipements, les outils et l’isolation contre les dommages.
Pour que les travailleurs eux-mêmes soient mieux protégés.
Lorsque le cadre métallique d’un outil est mis sous tension en raison d’un dysfonctionnement, la mise à la terre de l’équipement agit comme un conduit supplémentaire permettant au courant d’atteindre le sol.
En cas de défaillance du système de mise à la terre, l’utilisateur peut ne pas s’en rendre compte. L’utilisation d’un disjoncteur de fuite à la terre (GFCI) est un moyen de résoudre les problèmes de mise à la terre.
Le transformateur de mise à la terre Zigzag est une solution régulièrement utilisée. Aucun enroulement secondaire n’est utilisé dans cet auto transformateur triphasé, refroidi par air et de type sec.
Pour obtenir une impédance élevée aux courants de phase normaux, chaque phase comprend deux enroulements identiques enroulés dans des directions opposées.
Les enroulements sont connectés en configuration Wye.
Par conséquent, une résistance de mise à la terre du neutre (NGR) est ensuite utilisée pour connecter le point neutre à la terre.
Chaque branche du Zigzag reçoit une quantité égale de courant de défaut à la terre lorsqu’un défaut à la terre se produit en aval de celle-ci ; ce courant revient par la terre et la NGR, puis dans chaque branche du Zigzag.
En raison des connexions inhabituelles des enroulements de Zigzag et du fait que les trois courants sont égaux et en phase les uns avec les autres (homopolaire), ils ont une impédance extrêmement faible.
De plus, cela permet le retour du courant de défaut à la terre dans le système.
On peut observer que le courant de défaut à la terre est uniquement limité par la résistance du défaut à la terre, le NGR et la réactance minimale du Zigzag. Idéalement, le Zigzag devrait être branché directement aux bornes secondaires du transformateur de mise à la terre, du côté ligne du disjoncteur principal.
Un seul zigzag est nécessaire lorsque plus d’un transformateur de mise à la terre est impliqué. Il faut veiller à ne pas avoir plus d’un Zigzag relié à la même zone du système en même temps.
Chacune des connexions à trois lignes du Zigzag doit être protégée contre les courts-circuits.
Cette spécification couvre la conception, la fabrication et les essais des transformateurs de mise à la terre en zigzag à basse ou moyenne tension avec des résistances de mise à la terre du neutre (NGR) pour une installation à l’intérieur ou à l’extérieur sur un socle en béton ou un transformateur de puissance.
Il y aura trois phases, chacune avec deux enroulements couplés en Zigzag. Le transformateur sera un transformateur sec refroidi par air.
Pour 2400 volts ou plus, il doit avoir une isolation de classe “B” de la ligne au neutre, ou une isolation de classe “H”.
Cela signifie que le transformateur doit être constamment calibré pour le courant de charge du système, et qu’il doit également avoir le même courant et la même durée de fonctionnement que le NGR avec lequel il est appliqué.
L’élévation de température maximale autorisée par la classe d’isolation ne doit pas être dépassée pour ces courants et ces temps de fonctionnement. Chaque composant doit respecter la tension nominale du système.
Tant que le courant nominal continu ne dépasse pas cinq ampères, le transformateur Zigzag et le NGR peuvent être installés dans un seul boîtier. L’armoire doit être en acier galvanisé de forte épaisseur avec une finition en émail cuit.
De plus, l’acier inoxydable est requis pour tout le matériel de montage. Le boîtier intérieur doit avoir un couvercle grillagé avec des trous maximum de 1/2″.
Un couvercle robuste de calibre lourd est requis pour les boîtiers extérieurs, et il doit être quelque peu en surplomb. Moyenne tension (de plus de 600 volts à 5 000 volts).
Le cadre de l’armoire doit être construit à partir de cornières en acier de forte épaisseur, soudées ou boulonnées à l’aide d’attaches en acier inoxydable.
Le toit de l’enceinte doit être plat, légèrement en surplomb et en pente douce. Des nervures de raidissement seront gravées sur la surface.
En outre, l’enceinte doit comporter des boulons à œil forgés dans chaque coin à des fins de levage.
Il doit y avoir une ouverture de 1/2″ ou plus petite dans l’écran de métal déployé ou perforé pour couvrir la moitié inférieure de l’enceinte.
Cet écran doit être installé de façon permanente. Il doit être élevé de 4 à 6 pouces au-dessus de la base de l’unité. Les quatre côtés doivent être munis de couvercles latéraux boulonnés. Des applications spécifiques nécessitent des couvercles grillagés, qui peuvent être fournis.
La quincaillerie doit être en acier inoxydable. L’épaisseur maximale de toute ouverture à persiennes ou grillagée ne doit pas dépasser un demi-pouce.
Une plaque signalétique durable, fixée en permanence sur un couvercle latéral, doit indiquer le fabricant et la puissance totale.
Il est nécessaire de poncer, nettoyer, apprêter et peindre les boîtiers. Les boîtiers en acier inoxydable ou en acier galvanisé doivent être protégés des dommages pendant les processus de fabrication, d’assemblage et d’expédition.
Le primaire peut être DELTA ou WYE dans un transformateur de mise à la terre triphasé, mais le secondaire doit toujours être WYE. Il n’y a aucune raison légitime pour un secondaire en triangle, jamais.
Parce qu’il est une charge pour une source qui l’alimente, le primaire d’un transformateur est rarement mis à la terre au primaire. Il est de la responsabilité de la source qui alimente ce primaire d’avoir un secondaire de transformateur WYE mis à la terre.
Cependant, arrondir la prise centrale d’un primaire en étoile est une mauvaise idée car cela entraînera presque certainement une boucle de courant de terre. Un transformateur triphasé Delta à Wye est le plus fréquent et le plus approprié.
Un transformateur doit fournir un système d’alimentation triphasé avec un secondaire WYE. La prise centrale d’un Wye (Y) peut et doit être mise à la terre.
Il y a plusieurs choses que vous pouvez faire si quelqu’un fait l’erreur d’utiliser un secondaire Delta qui n’a pas de centre à la terre :
Premièrement, équipez les trois phases de la même tension efficace, symétrique à la terre, en retirant le transformateur Delta-Delta et en le remplaçant par un transformateur Delta-Wye ou Wye-Wye.
Un plus petit transformateur Wye de mise à la terre suspendu au secondaire du transformateur Delta-Delta peut également être utilisé pour assurer la symétrie et maintenir toutes les phases de la charge à la même tension efficace par rapport à la terre.
Then, one of the Delta Secondary Windings is Center-Tapped, Ground that Mid-Phase Tap, this makes the opposing Phase voltage significantly higher w.r.t Earth than the other two Phases between which is the grounded tap.
A “corner grounded” transformer can also be used to raise the voltages on the other two phases of the D-D Transformer above those in choice 1 or 2 above; this is referred to as a “corner grounded” transformer.
Perhaps, leave the Delta Secondary ungrounded and so labeled; the problem is that any defect in the ungrounded secondary can go unnoticed, and static or a damaged capacitor can introduce arbitrarily high voltages that can arc over, surpassing insulation ratings.
A load expects a set of three symmetrical phase voltages, all of the values that the Earthing Transformer was chosen to deliver at its secondary terminals, its rated output.
A Delta Secondary transformer’s effective Line-to-Neutral Voltage is determined by dividing the line-to-line voltage by Root 3 (1.7), even if there is no Neutral terminal.
Additionally, zero Line-to-Neutral Voltage and two Line-to-Neutral Voltage, each equal to the Line-to-Line Voltage, are produced by Option 4, resulting in an extra Line-to-Neutral Voltage of 1.7 times the predicted value for a symmetrical source.
Option 3 generates a Line-to-Neutral voltage of 1.5 times the nominal Line-to-Line voltage, resulting in 2.6 times the predicted Line-to-Neutral voltage from the asymmetrical source.
It is unlikely that you can use option 3 or 4 because the overvoltage on one or both legs is more than the rated line-to-line voltage on your VFD or Servo Motor Drive.
The neutral voltage will generally trip the overvoltage warning of the motor drive or damage it.
Additionally, there are safety problems we needn’t delve into here; suffice it to say, a Earthing Transformer that is ungrounded, corner grounded, or phase-tap grounded (option 5, 4, or 3, respectively) must be labeled accordingly.
Therefore, it is possible to ground or at least stop a delta secondary from floating in the uncommon circumstance where there is a high impedance star network that will not be a significant load.
There are dedicated 3 phase reactors for this, or one can rely upon the metering (potential transformers) to provide a ground reference.
In practice, you should do both in case of failure in the indicator system. Such star loads have to be fused. Thus fuse detection is essential also.
Don’t forget that what IEC 60364 terms ‘IT’ earthing is built without a fault current path. Therefore substantive earthing of a delta secondary is not required.
Providing a high impedance ground line is necessary only to prevent induction, which would otherwise allow these systems to float at voltages more significant than the insulation can withstand.
To continue, in three-phase delta systems with a grounded neutral, delta connections are prevalent in 120/240-volt systems. A conventional 120/240-volt single-phase transformer supplies power to the 120 and 240-volt single-phase circuits in this setup. The neutral of its transformer is grounded, and its phase to ground voltage is 120v.
That single-phase system can be reinforced with one or two 240 volts single phase” kicker” transformers to serve 3 phase 240v loads.
The kickers are attached to one or both ends of the 120/240V system.
Their primaries are connected to the third phase of the primary system. If one kicker is given, it is attached to one end of the 120/240 transformer, and three-phase power is available from the open delta system.
If a second such transformer is available, it can be linked in kind to the other end of the 120/240v secondary, making a closed 3 phase delta system. Two hundred eight volts is the voltage applied to the neutral or ground in both arrangements.
Les côtés primaires des transformateurs ne sont généralement pas en Delta. Les transformateurs de puissance ont leur côté primaire en étoile et leur secondaire en triangle.
Malgré le fait que le système de transmission utilise des systèmes en triangle à trois fils, qui utilisent moins de cuivre, les transformateurs de distribution ont toujours leurs côtés primaires en configuration Delta.
Un autre avantage pourrait être dû aux courants de 3e harmonique, qui sont générés en raison de charges non linéaires. Les 3e harmoniques génèrent des courants considérables qui circulent dans le neutre, mais les connexions en triangle atténuent ces harmoniques.
Ainsi, le fait d’avoir un primaire en triangle empêche ces harmoniques de se déplacer en amont.
Les transformateurs utilisés pour mettre à la terre les réseaux de distribution triphasés non mis à la terre dans les organisations du secteur public et privé, l’industrie et le commerce sont discutés.
Ces transformateurs de mise à la terre sont fréquemment utilisés avec des systèmes de prévention des défauts à la terre (GFP) qui permettent un piégeage sélectif et rapide.
Les ingénieurs dans le domaine des systèmes d’alimentation électrique bénéficieront d’un examen de l’état actuel de l’art des transformateurs de mise à la terre et de deux études de cas de transformateurs de mise à la terre et de systèmes de prévention des défauts à la terre mal utilisés.
L’article comprend également une description des mesures correctives prises pour remédier à ces lacunes. L’objectif de la présentation d’installations inappropriées de mise à la terre de transformateurs est d’attirer l’attention sur des problèmes de protection qui sont trop souvent négligés.
Pour une installation multibus, un seul transformateur de mise à la terre n’est pas suffisant. Il est démontré ici comment un système multibus peut être protégé en utilisant un nouveau type de mécanisme de protection.
Utilisez un conducteur de mise à la terre de l’équipement dans la même canalisation, le même câble ou cordon que les conducteurs de circuit ou entourez ou passez avec les conducteurs de circuit pour mettre à la terre tout l’équipement fixe.
Pour assurer la continuité électrique, les conducteurs utilisés pour la mise à la terre des équipements fixes ou mobiles et les conducteurs de liaison doivent être capables de transporter tout courant de défaut en toute sécurité.
Les revêtements non conducteurs tels que la peinture ou l’émail doivent être retirés des électrodes. Si possible, les électrodes doivent être enterrées sous le niveau d’humidité permanente.
Il doit y avoir au moins une électrode supplémentaire placée à une distance de six pieds de la première électrode si la résistance de terre est supérieure à 25 ohms.
L’enroulement principal du transformateur neutre de mise à la terre adopte généralement une connexion en zigzag (connexion Zn), et une extrémité de chaque enroulement de phase est connectée à un point commun (point neutre). La phase de chaque partie de la tension induite sur le même noyau de fer est différente, mais la magnitude et la phase du courant homopolaire qui circule sont fondamentalement les mêmes, et les potentiels magnétiques générés s’annulent mutuellement.
Le raccordement du transformateur de mise à la terre du neutre connecté par Znyn11 est illustré à la figure 1, et la relation de phase de la tension de chaque enroulement est illustrée à la figure 2.
À partir de la relation de phase de la figure 2, on peut calculer que la tension de demi-accouplement de l’enroulement principal du transformateur de mise à la terre est U/3, et que le courant circulant dans le cas d’un défaut de mise à la terre monophasé dans le système est I0/3.
Par conséquent, le principe de conception du transformateur peut se référer au transformateur à trois enroulements.
Lorsque le point neutre du transformateur neutre de mise à la terre est connecté à la bobine d’extinction d’arc et à la méthode de mise à la terre à faible résistance, le circuit équivalent homopolaire du fonctionnement du défaut monophasé de mise à la terre du réseau est l’impédance homopolaire du transformateur de mise à la terre et l’impédance de charge du point neutre du transformateur neutre de mise à la terre en série, le courant I0 circulant à travers le point neutre est le suivant :
I0=Un/(Z0+Z2) (1)
où I0 – le courant au point neutre, A
Un-tension de phase du système, V
Z0-impédance homopolaire du transformateur de mise à la terre, Ω
Z2-impédance de charge du point neutre du transformateur de mise à la terre, Ω
Comme l’impédance homopolaire du transformateur de mise à la terre du neutre et l’impédance de charge du point neutre ont des composantes inductives et résistives, l’équation (1) est une équation de relation de phase.
Correspondant à la performance de court-circuit du transformateur de puissance, le transformateur de mise à la terre considère le défaut de court-circuit de la mise à la terre du point neutre du transformateur de mise à la terre lorsque le défaut de mise à la terre monophasé du réseau électrique fonctionne, ce qui équivaut à ajouter directement la phase du système aux deux extrémités de l’impédance homopolaire du transformateur de mise à la terre.
La tension est appelée le court-circuit homopolaire du transformateur de mise à la terre. En référence à la performance de court-circuit du transformateur de puissance, la performance de court-circuit homopolaire du transformateur de mise à la terre doit répondre aux exigences correspondantes.
La performance de court-circuit homopolaire du transformateur de mise à la terre comprend : La résistance à la chaleur et la stabilité dynamique pour supporter un court-circuit homopolaire.
En considérant l’application réelle du transformateur de mise à la terre, lorsque le point neutre du transformateur de mise à la terre est connecté à la méthode de mise à la terre de la bobine d’extinction d’arc, la durée du courant de la résistance au court-circuit homopolaire est de 2s ;
Lorsque le point neutre du transformateur est connecté à la méthode de mise à la terre de la petite résistance, la durée du courant de la résistance à la chaleur du court-circuit de séquence zéro est de 10s.
Afin de réduire l’impact de l’impédance homopolaire du transformateur de mise à la terre sur les performances du dispositif de support, plus l’impédance homopolaire du transformateur de mise à la terre est faible, mieux c’est.
Afin de réduire l’impact sur la sécurité de l’impédance homopolaire du transformateur de mise à la terre sur le transformateur de mise à la terre, plus l’impédance homopolaire du transformateur de mise à la terre est grande, mieux c’est.
En partant du principe que le transformateur peut supporter la résistance à la chaleur et la stabilité dynamique du court-circuit homopolaire, son impédance homopolaire doit être optimisée et déterminée.
L’influence de l’impédance homopolaire du transformateur de mise à la terre sur les performances de l’équipement de support se manifeste principalement dans la sortie de courant du point neutre lorsque le défaut de mise à la terre monophasé du réseau électrique est en cours.
Lorsque le point neutre du transformateur de mise à la terre est connecté à la méthode de mise à la terre de la bobine d’extinction d’arc, en raison de l’influence de l’impédance homopolaire du transformateur de mise à la terre, lorsque le défaut monophasé de mise à la terre du réseau électrique fonctionne, le courant de compensation diminue, ce qui affecte l’effet de compensation de l’ensemble des dispositifs.
Lorsque l’impédance homopolaire du transformateur dépasse 10 % de l’impédance de la bobine d’extinction d’arc, elle affecte directement les fonctions de compensation de l’extinction d’arc et de suppression de la surtension du dispositif d’extinction d’arc.
Par exemple, lorsque le courant nominal de la bobine d’extinction d’arc est de 10,5kV, le courant nominal de la bobine d’extinction d’arc est de 100A, et l’impédance homopolaire est de 15Ω/phase, la composante inductive du courant de compensation pendant le fonctionnement du défaut métallique monophasé à la terre du réseau électrique est seulement d’environ 95A.
Lorsque le point neutre de la mise à la terre du transformateur est connecté à la méthode de mise à la terre de petite résistance, en raison de l’influence de l’impédance homopolaire du transformateur de mise à la terre, lorsque le défaut de mise à la terre monophasé du réseau électrique fonctionne, le courant du point neutre diminue. Lorsqu’il est pris en compte, le système ne peut pas fonctionner efficacement, ce qui affecte directement le fonctionnement sûr du dispositif de mise à la terre à petite résistance et du réseau électrique.
Par exemple : 10,5k V, le courant nominal de la petite résistance est de 400A, et l’impédance homopolaire est de 15Ω/phase, le courant homopolaire dans le fonctionnement de défaut de mise à la terre métallique monophasé du réseau électrique est seulement d’environ 300A.
Il est facile de faire en sorte que la protection du relais de courant homopolaire du système n’agisse pas, provoquant des défauts de réseau.
Les transformateurs de mise à la terre ont souvent un enroulement secondaire (basse tension) pour alimenter les charges auxiliaires locales, comme les équipements 400V des sous-stations.
À ce moment, la capacité haute et basse tension du transformateur de mise à la terre est différente, en particulier lorsque la capacité basse tension et la capacité haute tension sont très différentes, il est souvent difficile de répondre aux exigences de l’impédance de court-circuit du transformateur de puissance, et il ne peut être que le plus proche possible, et le transformateur doit être garanti dans la conception. Respecter la résistance à la chaleur et la capacité de stabilité dynamique pour résister à un court-circuit triphasé.
Les paramètres de conception du transformateur de mise à la terre comprennent principalement : la tension nominale, la capacité nominale, le courant et le temps du point neutre, l’impédance homopolaire et l’impédance de court-circuit avec le secondaire.
La méthode pour déterminer la capacité nominale et l’impédance homopolaire du transformateur de mise à la terre est principalement analysée ici.
La capacité nominale haute tension S1 du transformateur de mise à la terre est principalement composée de la capacité du courant du point neutre S2 obtenue à partir du courant nominal du point neutre et de la capacité nominale du secondaire S2, et est marquée comme S1/S2.
Pour le transformateur de mise à la terre sans enroulement secondaire, S2=0, la capacité nominale peut être enregistrée comme S1.
En général, il faut se référer à la formule suivante pour la sélection.
Parmi eux, S1 et S2 sont respectivement la capacité primaire et la capacité secondaire du transformateur de mise à la terre ; S2 est la capacité nominale de la charge du point neutre ;
Le facteur de puissance de la charge secondaire du transformateur de mise à la terre est de 0,8.
La charge du point neutre du transformateur est principalement une charge de courte durée. Lorsque le point neutre du transformateur de mise à la terre est connecté à la méthode de mise à la terre de la bobine d’extinction d’arc, il est généralement de 2h, et lorsque le point neutre du transformateur de mise à la terre est connecté à la méthode de mise à la terre à faible résistance, il est généralement de 10s.
Selon la stipulation du facteur de surcharge faite par la norme IEEE-C62.92.3, la capacité à court terme du transformateur de mise à la terre est convertie en capacité nominale continue, et sa conversion est indiquée dans le tableau 1.
| Overload time | Overload factor |
| 10s | 10.5 |
| 60s | 4.7 |
| 10min | 2.6 |
| 30 min | 1.9 |
| 2h | 1.4 |
Compte tenu des facteurs ci-dessus, en se référant à la Figure 1 et à la Figure 2, lorsque le point neutre du transformateur de mise à la terre est connecté à la méthode de mise à la terre de la bobine d’extinction d’arc, le courant circulant à travers le point neutre du transformateur de mise à la terre (lorsque le temps de fonctionnement est de 2h) est converti en capacité nominale continue :
Sz=(U/3×I0/3)×3/1.4
Lorsque le point neutre du transformateur est connecté à la méthode de mise à la terre de faible résistance, le courant traversant le point neutre du transformateur de mise à la terre (lorsque le temps de fonctionnement est de 10s) est converti en capacité nominale continue :
Sz=(U/3×I0/3)×3/10.5
Dans cette formule, Sz est la capacité nominale continue convertie à partir de la charge du point neutre du transformateur de mise à la terre, en kVA.
U – tension nominale du système, kV
I0 – Courant homopolaire nominal passant par le point neutre du transformateur de mise à la terre, A
La capacité nominale calculée en convertissant la capacité nominale continue en fonction de la charge homopolaire du transformateur de mise à la terre est la valeur minimale requise, qui peut être augmentée de manière appropriée dans le processus de conception en tenant compte de facteurs tels que l’élévation de température et le coût.
La capacité nominale S1 du transformateur de mise à la terre sans enroulement secondaire est la capacité nominale continue Sz convertie à partir de la charge homopolaire du transformateur de mise à la terre.
L’impédance homopolaire triphasée du transformateur est généralement prise comme 2%~5% de l’impédance du point neutre, et lorsqu’elle est convertie en monophasée, elle est généralement prise comme 6%~15% de l’impédance du point neutre.
Par exemple, la capacité nominale minimale du transformateur de mise à la terre avec 10,5k V, un courant de point neutre de 100A, un temps de fonctionnement de 2h et un enroulement secondaire de 100kVA peut être sélectionnée comme 315/100kVA, et l’impédance homopolaire peut être sélectionnée comme 3Ω/phase~9Ω/phase.
Ce qui suit prend comme exemple la conception d’un transformateur de mise à la terre de type sec de 10,5k V, de courant de point neutre de 100A, de temps de fonctionnement de 2h et d’un transformateur de mise à la terre avec un enroulement secondaire de 100kVA pour présenter brièvement le processus de conception.
Tension nominale : 10.5/0.4kV
Capacité nominale : 315/100kVA
Courant et durée du point neutre : 100A, 2h
Groupe de connexion : Znyn11
Impédance de séquence zéro : 4.5Ω/
Impédance de court-circuit de phase : 4%
Le noyau de fer adopte une structure de section circulaire triphasée à cinq étapes, l’enroulement basse tension est de type cylindrique à deux couches, et l’extrémité supérieure entre et sort du fil. Le fil sort aux bornes du panneau.
Selon la formule de calcul de l’impédance de court-circuit du transformateur, la partie réactance inductive de l’impédance homopolaire de la mise à la terre du transformateur est calculée comme suit.
dans la formule
X0 – Impédance homopolaire du transformateur de mise à la terre, Ω/phase
W-le nombre de tours du demi-enroulement du transformateur.
Σa R-Superficie de la réactance de fuite équivalente entre les demi-enroulements du transformateur de mise à la terre, cm2.
ρ-Coefficient de Rockwell
H-hauteur de l’impédance de séquence nulle, cm
k0- coefficient de fuite de flux transversal
La raison de l’introduction du coefficient de fuite de flux transversal est qu’il existe un problème de fuite de flux latéral dû à la différence de hauteur de réactance des enroulements internes et externes à haute tension. L’amplitude du coefficient de fuite de flux transversal k0 est liée à la différence de hauteur de réactance entre les enroulements interne et externe.
L’impédance de court-circuit du transformateur est calculée en fonction de l’impédance de court-circuit du transformateur à trois enroulements.
Tout d’abord, calculer l’impédance de court-circuit Ux12, Ux13 et Ux23 entre l’enroulement intérieur haute tension et l’enroulement basse tension, l’enroulement extérieur haute tension et l’enroulement basse tension et les enroulements intérieur et extérieur haute tension, ainsi que la réactance inductive de l’impédance de court-circuit. La partie est :
Ux=Ux12/2+Ux13/2-Ux23/6
L’évaluation des performances du transformateur de mise à la terre est divisée en fonction de la charge du point neutre.
Lorsque le point neutre est connecté à la bobine d’extinction d’arc, il doit répondre à la charge nominale à long terme (avec l’enroulement secondaire), aux exigences d’augmentation de température du courant nominal du point neutre pendant 2h, et doit répondre à la résistance à la chaleur homopolaire et à la stabilité dynamique du court-circuit 2s ;
Lorsque le point neutre est connecté à une petite résistance, il doit répondre aux exigences de résistance à la chaleur et de stabilité dynamique du courant nominal du point neutre pendant 10s dans des conditions de charge nominale à long terme (avec un enroulement secondaire), et doit répondre aux exigences de résistance à la chaleur et de court-circuit homopolaire pendant 2s. Stabilité dynamique.
La comparaison entre les paramètres techniques et les valeurs expérimentales du transformateur de mise à la terre avec un type sec de 10,5k V, un courant de point neutre de 100A, une durée de fonctionnement de 2h, et un enroulement secondaire de 100kVA est présentée dans le tableau 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 |
La performance de la mise à la terre du transformateur affecte directement la performance de l’équipement de support et la sécurité du réseau électrique. Lors de la conception de ce type de produit, le calcul de l’impédance homopolaire et de l’impédance de court-circuit doit être pris en compte.
En partant du principe que l’élévation de température du transformateur de mise à la terre et la résistance à la chaleur et la stabilité dynamique du court-circuit triphasé doivent être assurées, la résistance à la chaleur et la stabilité dynamique du court-circuit homopolaire doivent également être satisfaites.
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