При каких режимах заземления нейтрали 110 кв: При каких режимах заземления нейтрали, согласно Правилам устройства электроустановок, может предусматриваться работа электрических сетей напряжением 110 кВ?

Содержание:

1. Изолированное заземление
2. Сплошное заземление (наиболее распространенная компоновка системы)
3. Заземление по сопротивлению через резистор, реактивную катушку или дугогасящую катушку ( Катушка Петерсена)
4. Таблица сравнения

СИСТЕМА ИЗОЛИРОВАННОЙ НЕЙТРАЛИ (без преднамеренного заземления)

Нейтраль не заземляется напрямую. На самом деле электрическая система заземлена через емкость системы на землю .

Замыкание на землю вызывает ток короткого замыкания в несколько ампер из-за емкостного тока кабеля, и напряжение исправных фаз не поднимается выше линейного напряжения. Таким образом, система может работать при существующем замыкании на землю, улучшая целостность системы и питание.

Обнаружение места повреждения очень сложно . Основными элементами детектирования является вольтметр .Этот метод обычно используется для сетей низкого напряжения .

Перейти к индексу ↑

ТВЕРДОЗЕМЛЕНИЕ ИЛИ ПРЯМОЕ ЗАЗЕМЛЕНИЕ

Нейтраль силовых трансформаторов или генератора напрямую соединена с землей станции .

Ток повреждения = трехфазный симметричный ток короткого замыкания и может увеличиваться в 20–30 раз по сравнению с номинальным током. Перенапряжение в исправной фазе не должно превышать линейное напряжение на землю.

Нет ограничения тока короткого замыкания , когда система надежно заземлена.

Перейти к индексу ↑

ИМПЕДАНСНОЕ ЗАЗЕМЛЕНИЕ

Цель этого метода — ограничить ток короткого замыкания для большей безопасности . Существует три типа импедансного заземления через резистор

1. , реактивное сопротивление
2. или дугогасящая катушка (катушка Петерсена)
3. .

Перейти к индексу ↑

1.ЗАЗЕМЛЕНИЕ ЧЕРЕЗ РЕЗИСТОР

Нейтраль соединена с землей через один резистор. Ток повреждения ограничен выбранным значением: I _f = V / R

R = значение сопротивления резистора (Вт)
В = линейное напряжение на землю (кВ)

Система, должным образом заземленная резистором, не подвержена разрушительным переходным перенапряжениям.

Причинами ограничения тока резистором могут быть одна или несколько из следующих причин:

• Для уменьшения эффектов горения и плавления в неисправном электрооборудовании,
• Для уменьшения механических напряжений в цепях и аппаратах, несущих токи повреждения ,
• Для уменьшения опасности поражения электрическим током персонал может быть вызван паразитными токами замыкания на землю в обратном пути заземления.

Существует два класса: Высокое значение сопротивления или Низкое значение сопротивления , отличающееся уровнем замыкания на землю , разрешенным для протекания (Нет признанных стандартов для уровня тока замыкания на землю, который определяет эти два класса).

На практике разница очевидна.

• Высокое значение сопротивления обычно использует уровни тока замыкания на землю 10 А или менее .
• Низкое значение сопротивления обычно использует уровни тока замыкания на землю от 10 А до 3000 А .

Оба класса предназначены для ограничения тока замыкания на землю, а — для защиты системы от переходных перенапряжений ( поддерживается на безопасном уровне ). Однако метод высокого сопротивления обычно не требует немедленного устранения замыкания на землю, поскольку ток замыкания ограничен очень низким уровнем, схема защиты, связанная с высоким значением сопротивления, обычно является обнаружением и сигнализацией.

Метод низкого сопротивления имеет преимущество немедленного и выборочного отключения заземленной цепи , но требует, чтобы минимальный ток замыкания на землю был достаточно большим для принудительного срабатывания реле замыкания на землю.

Перейти к индексу ↑ | Перейти к заземлению через полное сопротивление ↑

2. ЗАЗЕМЛЕНИЕ ЧЕРЕЗ РЕАКТИВНОСТЬ

Нейтраль подключена к земле через реактор.

Замыкание на землю, которое может протекать, является функцией реактивного сопротивления нейтрали, уровень тока короткого замыкания часто используется в качестве критерия для описания степени заземления.

Эта система используется, когда трансформатор нейтрали системы недоступен. (, соединенная треугольником система ), в этом случае реактор используется в качестве заземления трансформатора для получения нейтрали.

Перейти к индексу ↑ | Перейти к заземлению через импеданс ↑

3. ЗАЗЕМЛЕНИЕ ЧЕРЕЗ КАТУШКУ ПОДАВЛЕНИЯ ДУГИ (катушка Петерсена)

Заземляющий реактор, подключенный между нейтралью системы и землей и имеющий специально подобранный, относительно высокий значение реактивного сопротивления таким образом, чтобы реактивный ток на землю в условиях повреждения уравновешивал емкостной ток на землю, протекающий по линиям, так что ток земли в месте повреждения ограничивается практически нулем

Если замыкание на землю происходит в воздухе, например пламя изолятора, возможно самозатухание. Этот метод заземления используется в основном в системах 110 кВ , состоящих в основном из воздушных линий электропередачи или распределительных линий.

Так как системы такой конструкции редко используются в промышленных или коммерческих энергосистемах .

Перейти к индексу ↑ | Перейти к заземлению через полное сопротивление ↑

Сравнительная таблица

X0 : Реактивное сопротивление нулевой последовательности системы
X1 : Реактивное сопротивление прямой последовательности системы
R0 : По фазе нулевой последовательности сопротивление системы
XC0 : Распределенная по фазам емкостное сопротивление относительно земли системы
В : Напряжение между фазой и землей

Перейти к указателю ↑

Ссылка: Microelettrica Scientifica — M.S. Resistances

Acta Energetica — Влияние замыканий на землю на условия эксплуатации отдельной сети 110 кВ, обычно работающей с эффективно заземленной нейтралью и временно питаемой от компенсированной сети 110 кВ

Установленное сотрудничество Польской национальной энергосистемы (NPS) с системами соседних стран происходит на уровне сетей электропередачи 220 кВ и 400 кВ, в то время как по очевидным причинам не было межсоединений между линиями 110 кВ.Местное сотрудничество между операторами приграничных сетей 110 кВ может способствовать повышению надежности энергоснабжения и часто может быть коммерчески целесообразным. При организации такого взаимодействия следует подготовить участок одной сети, который будет изолирован от собственной энергосистемы и временно снабжаться энергией от другой сети в нормальном режиме (связанном с ее энергосистемой). Сети будут чередоваться в ролях поставщика / получателя.

Такое взаимодействие можно относительно легко организовать между сетями 110 кВ с одинаковыми режимами заземления нейтрали и аналогичными стандартами защиты энергосистем.Такое взаимодействие уже установлено, например, между польскими и чешскими операторами, чьи сети 110 кВ работают с эффективно заземленной нейтралью. Ситуация усложняется, когда одна из сетей 110 кВ эффективно заземлена, а другая компенсирована, как в случае с соседними сетями Польши и Германии.

Анализ функциональной совместимости поставки отдельной части польской сети 110 кВ от компенсированной немецкой сети 110 кВ приводит к следующим выводам:

• В безотказном состоянии взаимодействие с сетью безопасно.
• Учитывая возможность коротких замыканий, включая замыкания фазы на землю, ни один трансформатор в изолированной части польской сети не может иметь заземление нейтрали на стороне 110 кВ.
• Для польской сети 110 кВ замыкание на землю может оказаться опасным, независимо от его местоположения (в польской или немецкой сети). Перенапряжения, возникающие в этих условиях в исправных фазах всей сети с коэффициентом k _u =, могут поставить под угрозу польскую сеть, которая подходит для перенапряжений с коэффициентом k _u ≤ 1.4.
• Польские системы защиты сети 110 кВ не подходят для выявления и устранения замыканий на землю в рассматриваемых условиях, в то время как замыкания на землю в компенсированной немецкой электросети сигнализируются только защитой. Замыкания на землю устраняются оперативными действиями со значительным опозданием.

Анализ функциональной совместимости питания отдельной части немецкой сети 110 кВ от эффективно заземленной польской сети 110 кВ приводит к следующим выводам:

• В безотказном состоянии взаимодействие с сетью безопасно .
• В случае замыкания фазы на землю в компенсированной немецкой электросети ее системы заземления и защиты могут оказаться неадекватными для больших токов короткого замыкания.

Проблема взаимодействия эффективно заземленных и компенсированных сетей 110 кВ не нова. В послевоенное время такая потребность была в Верхнесилезском регионе, и проблема была решена с помощью специального трансформатора связи 110 кВ / 110 кВ. Такое решение в корне устраняет многие проблемы, но имеет очень существенный недостаток — оно дорогое.Предполагается, что для трансформатора мощностью 160 МВА общая стоимость его строительства и монтажа может составить ок. 2,5 миллиона евро.

В этой статье описывается попытка ответить на вопрос, есть ли альтернативное и менее затратное решение. Для этого были определены риски, которые могут возникнуть при взаимодействии сети, которая обычно работает с эффективно заземленной нейтралью и временно лишена заземления нейтрали с компенсированной сетью. Затем были определены меры, необходимые для устранения или снижения этих рисков.

В нормальных условиях эксплуатации напряжение в электросети с номинальным напряжением U _n может превышать номинальное напряжение. Принимая во внимание факторы неисправности, долговременную работоспособность сети и вопросы согласования изоляции сети и устройств регулируются стандартами [1, 2]. Определенные этими стандартами характеристические значения для сетей с номинальным напряжением 110 кВ показаны в Табл. 1.

Табл. 1. Стандартные уровни изоляции в сетях 110 кВ [ ¹ , ² ]

Значения в Табл.1 представляют собой среднеквадратичные межфазные напряжения, и соответствующие среднеквадратичные значения фазных напряжений можно получить, разделив их на.

В сети с эффективно заземленной нейтралью определенные таким образом ограничения накладываются на предельные значения коэффициента перенапряжения, установленные при замыканиях фазы на землю, что требует соответствующих соотношений импедансов короткого замыкания Z ₀ / Z ₁ . Требуемые коэффициенты достигаются за счет прямого заземления нейтрали выбранных трансформаторов.Согласно положениям Кодекса передающей сети IRiESP [ ⁸ ] и Кодекса распределительной сети IRiESD [9], предел коэффициента перенапряжения и условия, необходимые для его получения в сети 110 кВ, определяются следующими соотношениями:

(1 )

где:

U _maxf — максимальное действующее значение фазного напряжения при однофазном КЗ, U _nf — номинальное действующее значение фазного напряжения.

Напряжение в изолированной точке нейтрали трансформатора в сети с эффективно заземленной нейтралью можно определить по формуле:

(2)

Путем принятия предельного отношения X ₀ / X ₁ от эффективного Условия заземления (1), самые высокие напряжения в изолированной точке звезды
трансформатора достигаются:

(3)

В сети с неэффективным заземлением (т.е. изолированные, компенсированные или заземленные через сопротивление), что в условиях Польши относится к распределительным сетям среднего напряжения, коэффициент перенапряжения при замыкании на землю в исправной фазе составляет k _u = . Это является результатом очень высокого отношения импедансов короткого замыкания нулевой и прямой последовательности Z ₀ / Z ₁ в этих сетях. Поскольку в Германии большинство сетей 110 кВ работают в компенсированном режиме, коэффициент перенапряжения при замыкании на землю в этих сетях должен быть принят как k _u = 1.73. Следовательно, напряжение нейтрали трансформатора при замыкании фазы на землю будет составлять U ₀ = U _f .

Основные электрические параметры трансформаторов напряжения определены стандартом [3]. В зависимости от режима работы нейтрали сети выбирается трансформатор напряжения с соответствующим коэффициентом замыкания на землю k _n и приемлемой продолжительностью перенапряжения. Коэффициент k _n определяет максимальную кратность первичного рабочего напряжения, при которой трансформатор напряжения поддерживает требуемую термическую прочность в течение соответствующего времени и требуемую точность.Стандартные коэффициенты номинального напряжения для выбранных случаев указаны в Табл. 2.

Табл. 2. Стандартные коэффициенты номинального напряжения

В польской сети 110 кВ, работающей с эффективно заземленной нейтралью, номинальное первичное напряжение трансформатора напряжения принято равным 110 / √3 кВ, а максимальное рабочее напряжение — 123 кВ. Принимая во внимание коэффициент перенапряжения при замыкании на землю в эффективно заземленной сети k _u = 1,4, и срабатывание защиты в ответ на замыкание фазы на землю, трансформаторы напряжения между фазными проводниками и землей в стандартном исполнении имеют коэффициент напряжения . k _n = 1.5/30 с. Это означает, что они могут подвергаться фазовым перенапряжениям со среднеквадратичными значениями 1,5 x 110 / √3 = 95 кВ в течение периода, не превышающего 30 с.

В сети с неэффективным заземлением, например в сети 110 кВ с компенсацией в Германии, в которой автоматическое отключение между фазой и землей не происходит, трансформаторы напряжения будут иметь коэффициент напряжения k _n = 1,9 / 8 ч.

Правила выбора разрядников для защиты от перенапряжений изложены в соответствующем стандарте [ ⁴ ], а их требуемые параметры и свойства также определены стандартом [ ⁵ ].В польской сети 110 кВ ограничители перенапряжения устанавливаются в линейных ячейках, ячейках трансформаторов и в точках звезды трансформаторов с постоянно или временно изолированной нейтралью. Параметры ОПН, рекомендуемые [6] для сетей 110 кВ, указаны в Табл. 3.

Табл. 3. Параметры ОПН для эффективно заземленных сетей 110 кВ [ ⁶ ]

В случае временного перенапряжения допускается превышение номинального напряжения ОПН. Это следует из типичной характеристики временного перенапряжения как функции времени [ ⁷ ] для периодов времени до 0.Через 5 секунд номинальное напряжение может быть превышено прибл. 10%.

В случае немецкой сети 110 кВ, работающей с компенсацией тока замыкания на землю, ограничители перенапряжения имеют параметры, указанные в Табл. 4.

Табл. 4. Параметры ограничителя перенапряжения, требуемые в компенсированных сетях 110 кВ

Моделирование однофазного короткого замыкания, когда разделенная польская сеть 110 кВ питается от немецкой сети

Рассматривается ситуация, когда отдельная часть польской сети 110 кВ питается от немецкая сетка.Все трансформаторы 110 кВ / МВ в разделенной польской сети имеют изолированные точки звезды, в то время как немецкая сеть работает в обычном режиме с компенсацией емкостного тока замыкания на землю. Ограничители перенапряжения и трансформаторы напряжения в польской сети выбираются в соответствии с действующими правилами для эффективно заземленной сети. Упрощенная схема системы, принятой для моделирования, представлена ​​на рис. 1.

Рис. 1. Упрощенная схема системы, принятой для моделирования

В этой системе было смоделировано замыкание фазы на землю и напряжения. и токи были исследованы в обеих сетях с учетом работы ограничителей перенапряжения, установленных в разделенной польской сети.Исследование было выполнено с использованием пакета MATLAB / Simulink и стандартной модели ограничителя перенапряжения. Были реализованы следующие сценарии моделирования:

1. при t = 0,2 с возникает замыкание фазы на землю в сети 110 кВ Германии
2. при t = 0,5 с автоматический выключатель отключается в соединительной линии S-100 в РП- 100 коммутационная подстанция
3. при t = 0,6 с выключатель отключается в межсоединении S-100 в коммутационной подстанции RN-100 на немецкой стороне.

Контролируемые параметры: напряжения на ПС РП-100 и токи в межсоединении С-100; напряжения и токи в RN-100 и в сети Германии напряжения в точках звезды трансформатора в сетях Польши и Германии; разрядник перенапряжения; ток в месте повреждения; ток в компенсационном устройстве (катушка Петерсена) в немецкой сети. Результаты моделирования представлены на рис. 2–9.

Рис. 2. Осциллограммы фазного напряжения на подстанции РП-100 при замыкании фазы на землю в сети 110 кВ

Рис.3. Форма кривой фазного тока в линии SP-100 на подстанции RP-100 при замыкании фазы на землю

Рис. 4. Форма кривой напряжения нейтрали трансформатора в сети Польши

Рис. 5. Ограничитель перенапряжения Форма кривой тока в нейтрали трансформатора

Рис. 6. Осциллограммы фазного напряжения в линии S-100 RN-100

Рис. 7. Осциллограммы фазного тока в сети Германии

Рис. 8. Ток осциллограмма в месте повреждения

Рис.9. Форма кривой тока катушки Петерсена и RMS

Выводы

1. Поставка отдельной части польской сети 110 кВ от компенсированной немецкой сети 110 кВ в нормальных условиях не представляет опасности. Однако в случае замыкания фазы на землю в польских сетевых проводниках и в точках нейтрали трансформатора срабатывают разрядники, если их параметры были выбраны в соответствии со стандартом для эффективно заземленной сети.
2. Это ограничивает перенапряжения в исправных фазах и звездах трансформатора до уровня, возникающего в результате номинальных напряжений ограничителей перенапряжения.Это не ставит под угрозу изоляцию оборудования электросети и подстанции, включая трансформаторы напряжения, но приводит к сильным искажениям напряжений и токов, а также к увеличению фазных токов и тока в месте повреждения.
3. Работа системы при замыкании фазы на землю увеличивает риск поражения электрическим током в компенсированной сети, а также повреждение ограничителей перенапряжения. Принимая во внимание типичную стойкость ОПН к кратковременному перенапряжению, т.е.е. менее 1 секунды допускается работа системы при замыкании фазы на землю. В это время необходимо отключить соединение между системами.
4. Чтобы избежать необходимости высокоскоростного отключения межсоединений, параметры всех ОПН и трансформаторов напряжения в отдельной польской сети должны быть подходящими для работы в сети с компенсацией или с изолированной нейтралью. Однако при устойчивом замыкании фазы на землю следует стремиться к рабочему возврату к нормальному режиму, т.е.е. поставка от Польской национальной энергосистемы.
5. Замена только ограничителей перенапряжения перенесет риск на трансформаторы напряжения. При замыкании фазы на землю их сердечники насыщаются, и токи намагничивания увеличиваются, и, следовательно, их первичные обмотки будут термически перегружены. В этой ситуации необходимо будет отключить соединение с максимально короткой временной задержкой.
6. В статье не рассматриваются другие проблемы, решение которых необходимо для такого взаимодействия.К ним относятся оснащение сети автоматическим управлением, которое отключит и восстановит соединение с собственной энергосистемой (ATS), а также решения для контроля синхронизма в точке соединения сети.

% PDF-1.5 % 4487 0 obj> эндобдж xref 4487 236 0000000016 00000 н. 0000011196 00000 п. 0000005016 00000 н. 0000011380 00000 п. 0000011417 00000 п. 0000012028 00000 п. 0000012166 00000 п. 0000012309 00000 п. 0000012452 00000 п. 0000012590 00000 н. 0000012733 00000 п. 0000012871 00000 п. 0000013014 00000 п. 0000013156 00000 п. 0000013293 00000 п. 0000013435 00000 п. 0000013577 00000 п. 0000013715 00000 п. 0000013855 00000 п. 0000013993 00000 п. 0000014136 00000 п. 0000014274 00000 п. 0000014417 00000 п. 0000014560 00000 п. 0000014698 00000 п. 0000014841 00000 п. 0000014979 00000 п. 0000015122 00000 п. 0000015265 00000 п. 0000015408 00000 п. 0000015544 00000 п. 0000015679 00000 п. 0000015822 00000 п. 0000015965 00000 п. 0000016107 00000 п. 0000016249 00000 п. 0000016392 00000 п. 0000016535 00000 п. 0000016678 00000 п. 0000016820 00000 н. 0000016963 00000 п. 0000017106 00000 п. 0000017249 00000 п. 0000017392 00000 п. 0000017535 00000 п. 0000017678 00000 п. 0000017821 00000 п. 0000017964 00000 п. 0000018106 00000 п. 0000018207 00000 п. 0000018931 00000 п. 0000019740 00000 п. 0000019912 00000 п. 0000020528 00000 п. 0000021240 00000 п. 0000021354 00000 п. 0000022087 00000 п. 0000022888 00000 п. 0000023602 00000 п. 0000024380 00000 п. 0000025151 00000 п. 0000025991 00000 п. 0000026739 00000 п. 0000027538 00000 п. 0000035450 00000 п. 0000044439 00000 п. 0000044499 00000 н. 0000044607 00000 п. 0000044716 00000 п. 0000044859 00000 п. 0000044914 00000 п. 0000045188 00000 п. 0000045243 00000 п. 0000045357 00000 п. 0000045412 00000 п. 0000045513 00000 п. 0000045568 00000 п. 0000045734 00000 п. 0000045789 00000 п. 0000045930 00000 п. 0000045985 00000 п. 0000046102 00000 п. 0000046157 00000 п. 0000046258 00000 п. 0000046313 00000 п. 0000046491 00000 п. 0000046546 00000 п. 0000046667 00000 п. 0000046813 00000 п. 0000046987 00000 п. 0000047102 00000 п. 0000047233 00000 п. 0000047407 00000 п. 0000047540 00000 п. 0000047649 00000 н. 0000047825 00000 п. 0000048000 00000 н. 0000048121 00000 п. 0000048303 00000 п. 0000048426 00000 п. 0000048558 00000 п. 0000048743 00000 п. 0000048854 00000 п. 0000048977 00000 н. 0000049155 00000 п. 0000049297 00000 п. 0000049453 00000 п. 0000049615 00000 п. 0000049723 00000 п. 0000049861 00000 п. 0000050010 00000 п. 0000050142 00000 п. 0000050275 00000 п. 0000050394 00000 п. 0000050540 00000 п. 0000050699 00000 п. 0000050817 00000 п. 0000050943 00000 п. 0000051081 00000 п. 0000051223 00000 п. 0000051346 00000 п. 0000051477 00000 п. 0000051617 00000 п. 0000051751 00000 п. 0000051889 00000 п. 0000052023 00000 п. 0000052155 00000 п. 0000052287 00000 п. 0000052413 00000 п. 0000052554 00000 п. 0000052698 00000 п. 0000052818 00000 п. 0000052937 00000 п. 0000053065 00000 п. 0000053215 00000 п. 0000053360 00000 п. 0000053507 00000 п. 0000053669 00000 п. 0000053840 00000 п. 0000054009 00000 п. 0000054172 00000 п. 0000054336 00000 п. 0000054492 00000 п. 0000054635 00000 п. 0000054775 00000 п. 0000054922 00000 п. 0000055085 00000 п. 0000055236 00000 п. 0000055384 00000 п. 0000055545 00000 п. 0000055704 00000 п. 0000055840 00000 п. 0000055980 00000 п. 0000056128 00000 п. 0000056269 00000 п. 0000056410 00000 п. 0000056543 00000 п. 0000056745 00000 п. 0000056907 00000 п. 0000057047 00000 п. 0000057176 00000 п. 0000057310 00000 п. 0000057432 00000 п. 0000057560 00000 п. 0000057736 00000 п. 0000057858 00000 п. 0000058014 00000 п. 0000058165 00000 п. 0000058335 00000 п. 0000058504 00000 п. 0000058654 00000 п. 0000058776 00000 п. 0000058934 00000 п. 0000059080 00000 п. 0000059217 00000 п. 0000059357 00000 п. 0000059528 00000 п. 0000059648 00000 н. 0000059773 00000 п. 0000059938 00000 н. 0000060071 00000 п. 0000060201 00000 п. 0000060326 00000 п. 0000060490 00000 п. 0000060657 00000 п. 0000060791 00000 п. 0000060925 00000 п. 0000061068 00000 п. 0000061239 00000 п. 0000061397 00000 п. 0000061616 00000 п. 0000061779 00000 п. 0000061911 00000 п. 0000062045 00000 п. 0000062206 00000 п. 0000062337 00000 п. 0000062481 00000 п. 0000062609 00000 п. 0000062759 00000 п. 0000062916 00000 п. 0000063119 00000 п. 0000063266 00000 п. 0000063404 00000 п. 0000063535 00000 п. 0000063665 00000 п. 0000063794 00000 п. 0000063923 00000 п. 0000064061 00000 п. 0000064202 00000 п. 0000064359 00000 п. 0000064523 00000 п. 0000064688 00000 н. 0000064820 00000 н. 0000064946 00000 н. 0000065076 00000 п. 0000065230 00000 п. 0000065357 00000 п. 0000065480 00000 п. 0000065622 00000 п. 0000065766 00000 п. 0000065944 00000 п. 0000066072 00000 п. 0000066237 00000 п. 0000066381 00000 п. 0000066594 00000 п. 0000066723 00000 п. 0000066913 00000 п. 0000067052 00000 п. 0000067182 00000 п. 0000067330 00000 п. 0000067525 00000 п. 0000067691 00000 п. 0000067865 00000 п. 0000068001 00000 п. 0000068145 00000 п. 0000068316 00000 п. трейлер ] >> startxref 0 %% EOF 4489 0 obj> поток xW!

Консультации — Инженер по подбору | Как правильно подобрать трансформатор

Зия Салами, Ph.D., CDM Smith, Charlotte, NC; Лилли Ванг, CDM Smith, Роли, Северная Каролина; и Адриан Хендельс, CDM Smith, Бока-Ратон, Флорида. 24 декабря 2019 г.,

Таблица 2: Отдельные нагрузки с соответствующими параметрами системы, такими как номинальная мощность, коэффициент мощности, КПД и коэффициент нагрузки 1, сведены в таблицу для определения размера трансформатора среднего напряжения. Предоставлено: CDM Smith

Цели обучения

• Изучите основные характеристики, применение и параметры трансформатора.
• Понимать основные критерии и подходы к определению правильного размера трансформатора.
• Узнайте, как использовать программное обеспечение системы электроснабжения для моделирования.

Трансформатор является основным компонентом системы распределения электроэнергии, оказывающим наибольшее влияние на производительность системы во время установившейся (нормальной) работы и во время системных нарушений, таких как неисправность. Следовательно, инженеры должны убедиться, что трансформатор имеет соответствующий размер для конкретного применения и может подавать адекватную мощность на нагрузки при расчетных условиях и стандартных нормативах.

Типичное применение такого основного оборудования — промышленные предприятия, коммерческие здания, больницы, офисные здания, торговые центры, школы, многоквартирные дома и т. Д. В статье рассматриваются сухие трансформаторы, такие как вентилируемые с самоохлаждением, с принудительным воздушным охлаждением, невентилируемые силовые трансформаторы с самоохлаждением и герметичные с самоохлаждением менее 30 мегавольт ампер и 34,5 киловольта.

В целом трансформаторы сухого типа менее воспламеняемы (т. Е. Не содержат жидкости или масла) и несут меньшую опасность возгорания, что делает их более подходящими для использования в зданиях и рядом с ними.Этот тип трансформатора имеет более высокую рабочую температуру и обычно требует большей площади основания. Поскольку для охлаждения трансформаторов сухого типа требуется воздух, необходимо обеспечить систему вентиляции соответствующего размера для тепла, выделяемого трансформатором.

Общий подход к определению размеров трансформаторов и связанных с ними воздействий на систему одинаков для всех типов трансформаторов с разными классами охлаждения.

Рисунок 1: Показаны наиболее типичные соединения обмоток (фаз) силовых трансформаторов, включая угловое смещение между высоким и низким напряжением.Предоставлено: CDM Smith

Расположение площадки трансформатора

При выборе правильного места для трансформатора необходимо внимательно отнестись к нему. Некоторые детали, включая тип трансформатора, размер, вентиляцию, атмосферное давление, высоту, уровень напряжения и зазор, будут иметь решающее значение при выборе идеального места для трансформатора, необходимого для данной установки.

Инженер должен знать об ограничениях, связанных с выбранным расположением трансформатора.Как правило, номинальные значения в киловольт-амперах основаны на температуре, не превышающей 40 ° C, температуре окружающей среды (или температуре окружающей среды 30 ° C, усредненной за 24-часовой период, в противном случае произойдет некоторое снижение ожидаемого срока службы), а также установлен ниже 3300 футов на уровне моря.

Если какое-либо из этих условий не выполняется, трансформатор следует снизить. В таком случае киловольт-ампер трансформатора следует снизить на 8% на каждые 10 ° C выше 40 ° C (при воздушном охлаждении для сухих трансформаторов), а также на 0.3% на каждые 330 футов на высоте более 3300 футов). Более подробная информация для рассмотрения на месте обсуждается в NFPA 70: Статьи 450.8, 450.21 и 450.22 Национального электротехнического кодекса.

Рисунок 2: Показана модель трехфазной системы распределения электроэнергии ETAP для типичного промышленного объекта, такого как водоочистная станция. Предоставлено: CDM Smith

Класс напряжения

Класс напряжения обычно выбирается на основе имеющегося напряжения источника (например, сетевого источника) и требуемого напряжения нагрузки, если нагрузка предназначена для работы в одно- или трехфазной системе.Стандартные номинальные параметры высоковольтных трансформаторов: 2400, 4160, 4800, 6900, 7 200, 12 000, 13 200, 13 800, 23 000 и 34 500 вольт. В низковольтную сторону входят 208, 480, 2400 и 4160.

Рисунок 3: Показан поток мощности (киловольт-ампер) для каждой ветви, включая процентное напряжение (от номинального значения) и ток повреждения для главного распределительного устройства и центра управления двигателями. Предоставлено: CDM Smith

Подключение обмотки трансформатора и полное сопротивление

Стандартные схемы подключения и маркировка клемм включены в стандарты для определенных типов трансформаторов в соответствии со стандартом IEEE C57.12,70. Наиболее типичные соединения обмоток (фаз) для силовых трансформаторов, включая угловое смещение между высоким и низким напряжением, показано на рисунке 1. На основе этого стандарта угловое смещение трехфазных трансформаторов с треугольником-треугольником или звездой-звездой соединения должны иметь угол 0 градусов, а соединения звезда-треугольник или треугольник-звезда должны быть 30 градусов.

Как правило, выбор соединений обмоток в основном основан на общей конструкции системы, требуемом параметре системы (например, способности выдерживать ток короткого замыкания оборудования) и особенно схеме заземления нейтрали системы.Кроме того, соединение звездой можно настроить как один из типов заземления, таких как разомкнутый (незаземленный), сплошной (сплошное заземление, отсутствие преднамеренного импеданса в цепи заземления нейтрали), резистор (резистор используется в цепи заземления нейтрали), реактор (реактор используется в цепи заземления нейтрали) и несколько других менее применимых вариантов.

Конфигурация и схема заземления зависят от общей системы заземления нейтрали на объекте. Твердозаземленный трансформатор звездой (вторичная обмотка) — это типичное применение на объектах низковольтной системы (например.г., 4,16 кВ: 0,480 кВ).

Кроме того, Z (сопротивление, основанное на номинальных киловольт-амперных характеристиках с самоохлаждением трансформатора) обычно указывается на паспортной табличке, которая прикреплена к передней или внутренней части корпуса трансформатора. Это значение сильно влияет на параметры системы распределения электроэнергии, такие как падение напряжения, доступное короткое замыкание и падающая энергия. Например, выбор трансформатора с более высоким импедансом (т.

ANSI C57.12.10 определяет типичные значения импеданса для трансформаторов более 500 кВ. Это значение зависит от номинального тока в киловольт-амперах, а также от номинальных значений напряжения трансформатора со стороны высокого и низкого уровня. Например,% Z для трансформатора с высоковольтной стороной менее 34,5 кВ составляет от 5,5% до 7,5%. Обратите внимание, что типичный% Z для 13,8 киловольт (или меньше) на высокой стороне и 2,4 киловольта (или меньше) на нижней стороне составляет 5,75%.

Большинство промышленных силовых трансформаторов входят в этот диапазон уровней напряжения.Для трансформатора менее или равного 500 кВ типичный импеданс% Z может варьироваться от 2,3% до 5,2% в зависимости от уровня напряжения. Например, трансформатор на 100 киловольт-ампер с 8,32 киловольт (или меньше) на стороне высокого напряжения имеет типичное значение импеданса 2,6%.

Рис. 4: Поток мощности и результаты короткого замыкания для системы на основе фактических операций системы были рассчитаны с использованием ETAP. Предоставлено: CDM Smith

Размер трансформатора для новых систем

Из-за критической роли трансформаторов в электрических распределительных системах важно, чтобы трансформатор был правильно подобран по размеру, чтобы он мог соответствовать всем применимым условиям нагрузки.Если он меньше размера, это может создать проблемы в системах распределения электроэнергии, включая потерю нагрузки. В общем, расчет трансформатора может быть выполнен двумя способами:

• Подключенная нагрузка.
• Рабочая нагрузка.

В обоих случаях следует учитывать рост нагрузки и будущую модификацию оборудования и факторы снижения номинальных характеристик, такие как температура окружающей среды и высота над уровнем моря. Фактор роста обычно зависит от конструкции каждой системы и может варьироваться; От 110% до 130% — разумный диапазон.В обоих методах определение размеров выполняется от системы, расположенной ниже по потоку, до главного трансформатора (т. Е. Снизу вверх).

Разница между этими двумя методами заключается в определении суммарного количества подключенных киловольт-амперных нагрузок. Существует несколько факторов, которые определят, какой метод использовать, например, требуемый расчетный запас, спецификация проекта, стоимость, доступность места и влияние на падение напряжения и доступный ток короткого замыкания.

Электрическая распределительная система типичного промышленного объекта, такого как водоочистные сооружения, показана на Рисунке 2.Задача состоит в том, чтобы оценить размер нового вентилируемого трансформатора с самоохлаждением (или оценить размер существующего), исходя из его требуемых нагрузок, используя два ранее упомянутых метода.

Таблица 1: Отдельные нагрузки с соответствующими параметрами системы, такими как номинальная мощность, коэффициент мощности, КПД и коэффициент нагрузки 1, сведены в таблицу для определения типоразмера низковольтного трансформатора. Предоставлено: CDM Smith

При выборе размеров для всех подключенных нагрузок , консервативный метод, все подключенные нагрузки учитываются независимо от их рабочего состояния и функции системы.Подбор параметров выполняется от трансформатора, расположенного ниже по потоку, к основному. Как показано на Рисунке 3, выходной трансформатор (LV XFMR) является трехфазным на напряжение от 4,16 до 0,480 кВ, а главный трансформатор (служебный XFMR) — трехфазным, питающим от 13,8 до 4,16 кВ для различных типов нагрузок (например, нагрузки двигателя, частотно-регулируемые приводы, статические нагрузки, распределительный щит).

Отдельные нагрузки с соответствующими параметрами системы, такими как номинальная мощность, коэффициент мощности, КПД и коэффициент нагрузки, приведены в таблицах 1 и 2.Рассчитывается общий киловольт-ампер подключенной системы, включая расчетный запас, и затем выбирается следующий доступный типоразмер.

Типичный киловольт-ампер стандартного размера для трехфазного трансформатора на основе ANSI C57.12.00 обычно находится в диапазоне от 15 до 100 000 кВА, в зависимости от выходной мощности трансформатора. Ожидается, что входной киловольт-ампер будет выше на 1–5% (т.е. относится к КПД трансформатора) из-за потерь трансформатора в его сердечнике и обмотках, рассеиваемых в виде тепла.Эти потоки для каждого трансформатора показаны на рисунках 3 и 4.

В целом, если не указано иное, трансформаторы не должны подвергаться перегрузке и должны быть одобрены производителем для любых кратковременных перегрузок из-за более низкой температуры окружающей среды.

Оценка данных и выбранного размера киловольт-амперного трансформатора, приведенная в таблицах, подтверждена и проанализирована путем выполнения анализа потока нагрузки с использованием программного обеспечения ETAP для электрических систем. Поток мощности (киловольт-ампер) для каждой ветви, включая процентное напряжение (от номинального значения) и ток короткого замыкания для главного распределительного устройства и центра управления двигателями, показан на рисунке 3.

Таблица 2: Отдельные нагрузки с соответствующими параметрами системы, такими как номинальная мощность, коэффициент мощности, КПД и коэффициент нагрузки 1, сведены в таблицу для определения размера трансформатора среднего напряжения. Предоставлено: CDM Smith

Для определения размеров на основе реальных операций системы, все подключенные нагрузки будут учитываться в зависимости от их рабочих условий (т. Е. Коэффициентов нагрузки). Как и в случае подключенных нагрузок, определение размеров выполняется от трансформатора ниже по потоку к сети таким же способом.Общее количество киловольт-ампер, включая расчетный запас, коэффициенты нагрузки и выбранный размер трансформатора, рассчитано и показано в таблицах 3 и 4.

Оценка той же системы с трансформаторами разных размеров показана на рисунке 4. Поток мощности для каждой ветви, включая процентное напряжение и ток повреждения, также показаны для главного распределительного устройства и MCC.

Кроме того, есть несколько результатов, которые следует отметить при сравнении рисунков 3 и 4. Во-первых, метод подключенных нагрузок является более консервативным подходом при определении размеров трансформатора и обеспечивает лучший профиль напряжения системы на вторичной стороне, но он генерирует и вводит больше тока короткого замыкания.Это в основном связано с более высоким номиналом трансформатора в киловольт-амперах и, как следствие, более высокой инжекцией короткого замыкания в систему.

Таблица 3: Отдельные нагрузки с соответствующими параметрами системы, такими как номинальная мощность, коэффициент мощности, КПД с различными коэффициентами нагрузки, сведены в таблицу для определения типоразмера низковольтного трансформатора. Предоставлено: CDM Smith

Во-вторых, типичные силовые трансформаторы оснащены фиксированными ответвлениями (т. Е. Двумя ответвлениями на 2,5% выше номинального напряжения и двумя ответвлениями 2.Отводы на 5% ниже номинального напряжения), которые предназначены для регулировки напряжения трансформатора на первичной или вторичной стороне. Поэтому рекомендуется использовать эту возможность для увеличения (или уменьшения) напряжения системы, если это необходимо.

Например, при желании напряжение на шине MCC на Рисунке 4 может быть увеличено на 2,5% или 5%. Тем не менее, разработчик системы должен быть осторожен, чтобы не решить одну проблему (например, профиль напряжения системы) и одновременно создать другую проблему (например, увеличить ток короткого замыкания за счет увеличения напряжения системы).В дополнение к фиксированным ответвлениям трансформатор может быть оснащен автоматическим переключателем ответвлений, который обеспечивает более широкий диапазон, обычно от -10% до + 10% киловольт обмотки с меньшим шагом (0,625%) для регулировки и управления напряжением на шине в зависимости от желаемого значения напряжения. .

Таблица 4: Отдельные нагрузки с соответствующими параметрами системы, такими как номинальная мощность, коэффициент мощности, КПД с различными коэффициентами нагрузки, сведены в таблицу для определения размера трансформатора среднего напряжения. Предоставлено: CDM Smith

Также важно отметить, что трансформатор с номинальным коэффициентом К рекомендуется для определения размера трансформатора из-за тепловыделения, если объект содержит источники, генерирующие высокие гармоники, обычно более 15% общего гармонического искажения.K-фактор будет определять, насколько трансформатор должен быть уменьшен или увеличен для работы в такой системе. Обратитесь к ANSI / IEEE C57.110 для получения более подробной информации.

Трансформаторы играют решающую роль в обеспечении надлежащей работы энергосистемы. Они должны быть тщательно подобраны и выбраны при проектировании и анализе системы распределения электроэнергии, чтобы обеспечить надежную и безопасную работу системы электроснабжения. При выборе подходящего размера трансформатора следует учитывать применимые факторы снижения номинальных характеристик, такие как температура окружающей среды и высота над уровнем моря, а также влияние на напряжение системы распределения электроэнергии и ток короткого замыкания.

Методология модели развязанной цепи для расчета постоянных токов в сетях переменного тока, индуцированных током заземления HVDC

Abstract

Большие токи вводятся в землю от полюсов заземления систем HVDC в режиме монопольного заземления. Токи изменяют потенциал земной поверхности и приводят к возникновению постоянных токов в системах переменного тока. В этой статье предлагается эффективный с точки зрения вычислений метод расчета развязанных цепей для оценки нежелательных токов постоянного тока в сетях переменного тока.Во-первых, резистивная сеть заземления получается путем моделирования распределения постоянного тока заземления с использованием метода конечных элементов (FEM). Во-вторых, резистивная сеть заземления и сеть переменного тока объединяются для разработки модели развязанной схемы всей системы. Полученная модель используется для расчета постоянных токов в сетях переменного тока путем решения набора линейных уравнений. Предлагаемый метод является более эффективным в вычислительном отношении по сравнению с методами, связанными с полевыми цепями. Кроме того, его точность подтверждается показом тесного соответствия между нашими результатами и моделью, связанной с полевыми цепями, а также с фактическими измерениями.Наконец, в энергосистеме Шанхая с использованием предложенной методики рассчитываются постоянные токи. На основании этих расчетов предлагаются меры по снижению постоянных токов в сети переменного тока. Результаты наших исследований показывают, что постоянные токи в системах переменного тока можно уменьшить, используя два проекта HVDC с противоположной полярностью.

Образец цитирования: Zhu L, Fu C, Liu H, Zhao D, Su L, Rehman H, et al. (2019) Методология модели развязанной схемы для расчета постоянных токов в сетях переменного тока, индуцированных током заземления HVDC.PLoS ONE 14 (1): e0209548. https://doi.org/10.1371/journal.pone.0209548

Редактор: Йогендра Кумар Мишра, Институт материаловедения, ГЕРМАНИЯ

Поступила: 18 ноября 2017 г .; Принята к печати: 8 декабря 2018 г .; Опубликовано: 10 января 2019 г.

Авторские права: © 2019 Zhu et al. Это статья в открытом доступе, распространяемая в соответствии с условиями лицензии Creative Commons Attribution License, которая разрешает неограниченное использование, распространение и воспроизведение на любом носителе при условии указания автора и источника.

Доступность данных: Все соответствующие данные находятся в рукописи.

Финансирование: Шанхайская электроэнергетическая компания оказала поддержку в виде заработной платы авторам CF, DZ и LS. Компания State Grid Chengdu Power Supply Company оказала поддержку в виде заработной платы автору HL. Но у них не было никакой дополнительной роли в дизайне исследования, сборе и анализе данных, решении опубликовать или подготовке рукописи. Конкретные роли этих авторов сформулированы в разделе вкладов авторов.

Конкурирующие интересы: Я прочитал политику журнала, и у авторов этой рукописи есть следующие конкурирующие интересы: Шанхайская электроэнергетическая компания предоставила поддержку в виде заработной платы авторам CF, DZ и LS. Компания State Grid Chengdu Power Supply Company оказала поддержку в виде заработной платы автору HL. Это не влияет на нашу приверженность политике PLOS ONE в отношении обмена данными и материалами.

Введение

Система HVDC, работающая в режиме монопольного возврата на землю, вводит большие токи в землю, вызывая колебания потенциала земной поверхности, что приводит к возникновению постоянных токов в близлежащих электрических сетях переменного тока [1–7].В зоне очень плотной электросети, такой как Шанхай, может быть несколько терминалов HVDC, и расстояния между заземляющими электродами HVDC и подстанциями переменного тока не слишком велики. Это может привести к высокому постоянному току в системе переменного тока. Нежелательные токи постоянного тока очень вредны для сетей переменного тока, и их следует уменьшить. Эти постоянные токи, особенно в трансформаторах, могут вызывать вибрации, шум, дополнительные потери в сердечнике и т. Д. [7–13]. В литературе были предложены методы уменьшения постоянного тока, такие как установка резисторов или конденсаторов между нейтралью трансформатора и заземляющей сеткой [5, 9–10].Однако такие методы уменьшения постоянного тока на одной подстанции будут иметь тенденцию к увеличению постоянного тока на других близлежащих подстанциях. Следовательно, необходимо изучить эффективные методы комплексной оценки токов постоянного тока во всей сети переменного тока.

Анализ распределения постоянного тока для различных типов заземляющих полюсов [1,14–19], распределения потенциала поверхности земли [1,20–22] и факторов, влияющих на токи постоянного тока в системе переменного тока [5,7–12], имеют были изучены в литературе.Расчет постоянных токов в системах переменного тока — это задача, связанная с полевыми цепями. Это связано с тем, что сопротивление обмотки трансформатора и линии передачи влияет на распределение постоянного тока поля заземления в земле. Метод моментов [14–17, 20] и метод конечных элементов (МКЭ) [17, 22] были введены как прямые методы для решения связанной задачи полевых цепей. Эти методы требуют больших вычислительных ресурсов и времени, особенно для крупных энергосетей, таких как Шанхай. Таким образом, косвенные методы, использующие теорему Тевенина [1–2, 23–24], исследуются, чтобы уменьшить требования к вычислениям путем преобразования задачи связанной цепи поля в проблему резистивной сети.В [2] не учитываются взаимные сопротивления, что сказывается на точности расчетов. Авторы в [1] повысили точность расчетов за счет учета взаимных сопротивлений, полученных с помощью метода сложных изображений. Данные о потоке нагрузки используются в [23–24] для получения информации о сетке в реальном времени, что также является эффективным и точным методом расчета постоянного тока в системе переменного тока. Прямые методы, связанные с полевой цепью [14–17, 20, 22], хотя и точны, но требуют много времени, тогда как косвенные методы [1–2, 23–24] либо менее точны [2], либо подходят только для ограниченного грунта конструкции [1, 23, 24].Это побудило нас изучить косвенный метод, который является точным, не специфичным для конкретной территории и, тем не менее, не требует больших вычислений.

В этой статье предлагается метод развязанной схемы, который не предназначен для конкретной конструкции земли и является эффективным с вычислительной точки зрения без ущерба для его точности. Во-первых, резистивная сеть заземления получается с помощью FEM. В отличие от метода связанных цепей возбуждения, МКЭ используется только для расчета резистивной цепи заземления, а связанная проблема преобразуется в задачу линейных цепей, что делает ее менее трудоемкой в ​​вычислительном отношении.Во-вторых, взаимные сопротивления включаются в резистивную сеть заземления, полученную из расчетов методом конечных элементов, и решенную для постоянных токов в сети переменного тока с использованием набора линейных уравнений. Это позволяет избежать использования сложных методов изображения, что делает их применимыми для любых почвенных условий.

Работа организована следующим образом: Раздел 2 описывает проблему постоянных токов в сетях переменного тока в режиме монопольного возврата на землю, а Раздел 3 представляет предлагаемую нами методологию модели схемы для расчета постоянных токов в сетях переменного тока.Предлагаемая методология применяется к электросети района Шанхая в Разделе 4, и его вычислительная эффективность и точность оцениваются путем сравнения результатов расчетов с фактическими измерениями, выполненными на двух подстанциях района Шанхая. Кроме того, на основе этих расчетов в Разделе 4 предлагаются меры по снижению постоянных токов в сети переменного тока. Наконец, в Разделе 5 настоящего документа представлены результаты, внесенные в эту работу, и заключительные замечания.

Постоянные токи в сетях переменного тока в режиме монопольного возврата на землю

Постоянный ток, вводимый в землю из заземляющего полюса, может достигать нескольких тысяч ампер, когда система работает в режиме монопольного возврата на землю, вызванного отладкой системы или монополярным отказом .В случае UHVDC, постоянный ток заземления может достигать 4000 ~ 4500 A. Этот большой ток земли распространяется на бесконечную площадь, как показано на рис. 1, и изменяет потенциал поверхности земли, что в значительной степени связано с распределением плотности тока в земле [ 21].

Известно, что при подаче тока заземления на поверхности земли будет точечная разность потенциалов. Как правило, сетевые подстанции переменного тока расположены с разными потенциалами поверхности земли из-за большого тока заземления в режиме монопольного заземления.Разность потенциалов между подстанциями вызовет появление постоянных токов в трансформаторах и линиях передачи между ними, как показано на рис. 2. Эти постоянные токи будут относительно высокими из-за малых сопротивлений постоянному току трансформаторов и линий передачи. Постоянные токи очень вредны для трансформаторов, поскольку они могут создавать дополнительные вибрации, слышимый шум, потери в сердечнике и т. Д. [7–13].

На самом деле, плотность тока и потенциал земной поверхности будут зависеть не только от конструкции земли, но и от топологии сети переменного тока.Сопротивления трансформаторов и линий передачи создают связь между разными точками исходного подземного токового поля и влияют на разность потенциалов. Это делает расчеты постоянного тока в сети переменного тока проблемой, связанной с полевой цепью.

Предлагаемая методология схемной модели для расчета постоянного тока в сети переменного тока

Порядок расчета

Как обсуждалось в разделе 2, распределение постоянного тока заземления следует анализировать при рассмотрении подключения к сети переменного тока.Это делает проблему связанной с полевыми цепями. С другой стороны, площадь земли, участвующая в расчетах, должна быть как можно больше, потому что введенный ток заземления распространяется на бесконечную площадь земли. Следует учитывать удельное сопротивление различных частей земли и слоев. Кроме того, в численных расчетах, связанных с полевыми цепями, дискретные блоки должны быть достаточно маленькими, чтобы получать точные результаты расчетов. Однако существует противоречие между точностью и масштабом решения из-за ограниченных вычислительных возможностей, и принесение в жертву любого аспекта снизит точность.Следовательно, необходимо найти альтернативный метод расчета постоянного тока для больших площадей и сложных земляных конструкций.

Удельное сопротивление земли определенной части земли, являющееся неотъемлемым атрибутом, остается фиксированным и не изменяется с сетью переменного тока или без нее. Сопротивление каждой части земли можно получить, точно и разумно разделив землю. Поверхностный потенциал может быть рассчитан с использованием полученной модели схемы. Когда в модель добавляется сеть переменного тока, это будет модель резистивной сети, которую можно легко решить.Таким образом, проблема связанных цепей возбуждения может быть преобразована в проблему разделенных цепей. Ключевой шаг — разделить землю на достаточно мелкие части и получить сопротивление каждой части. Об этом мы поговорим в подразделе 3.2.

Предлагаемая методика состоит из четырех этапов, как показано на рис. 3. Во-первых, земля делится на сеть резисторов. Во-вторых, сопротивления сети рассчитываются на основе моделирования поля тока заземления методом МКЭ без сети переменного тока.В-третьих, модель линейной цепи получается путем сложения сопротивлений сети переменного тока в соответствующем ближайшем узле резистивной сети заземления. Наконец, постоянные токи в сети переменного тока получаются путем решения линейной модели в программном обеспечении для анализа цепей. Модель сложной схемы также может быть решена с помощью множителя Лагранжа путем минимизации электроэнергии, как описано в [25]. Для электросети с несколькими выводами HVDC постоянные токи в сети переменного тока, вызванные постоянным током заземления каждого вывода, могут быть рассчитаны отдельно, а общие постоянные токи могут быть получены суперпозицией.

Приемная резистивная сеть

Земля радиально разделена на блоки от заземляющего полюса [26]. Выбор размера блока основан на том принципе, что дискретная сеть сопротивлений может точно отражать распределение потенциала земной поверхности. На основе параметрического исследования и сравнения с результатами моделирования МКЭ параметры размера блока были выбраны как 75 м в радиальном направлении и 30 ° в круговом направлении, как показано на рис. 4. Эти блоки включают в себя радиальные и круглые резисторы.Наибольший радиус рассчитанной модели составляет 150 км, поэтому имеется 2000 радиальных резисторов и 2000 круговых резисторов в каждом радиальном направлении или в каждом из них. Радиальный и круговой резисторы соединены друг с другом, образуя сеть, как показано на рис. 5.

Грунт в каждой единице можно рассматривать как однородный с удельным сопротивлением ρ . Следовательно, радиальное сопротивление R _r и круговое сопротивление R _θ могут быть непосредственно рассчитаны как интеграл элементарного сопротивления и проводимости соответственно, как указано в (1) и (2) [26 ].(1) (2) где θ = 30 °, который представляет собой круговой угол каждой единицы, D представляет глубину в земле, тогда как r ₁ и r ₂ представляют внутренний и внешний радиус единицы соответственно. Значение D зависит от рассматриваемой глубины, которая принята равной 15 км в тематическом исследовании энергосистемы района Шанхая.

В случае анизотропной земли расчет резистивной сети заземления намного сложнее.Следовательно, программное обеспечение для моделирования FEM используется для расчета распределения постоянного тока заземления, а сопротивления могут быть получены как частное из максимальной разности потенциалов и среднего тока.

Радиальная плотность тока и потенциал элемента k ^th составляют J _k и V _k соответственно. Средний радиальный ток агрегата можно рассчитать по (3). (3) где l ₀ — средняя длина каждого элемента модели FEM, l = 75 м — единичная длина и S _k — средняя радиальная площадь k ^th элемент.Радиальная разность потенциалов может быть получена путем вычисления разности между максимальным потенциалом P _max и минимальным потенциалом P _min внутри блока с использованием (4).

Радиальное сопротивление R _ri заземляющего блока i ^th можно рассчитать по (5).

Это уравнение не подходит для кругового сопротивления, поскольку круговой ток и разность потенциалов обычно очень малы, что может привести к большой ошибке в расчетах.Следовательно, чтобы преодолеть эту проблему, круговое сопротивление вычисляется с использованием кажущегося сопротивления ρ , которое может быть получено из (1) как; (6)

Таким образом, формулу кругового сопротивления можно получить, подставив (6) в (2).

Радиальное и круговое сопротивления каждого блока, рассчитанные с использованием (5) и (7), используются для создания резистивной цепи заземления, которая позволяет рассчитывать токи постоянного тока в сети переменного тока.

Влияние заземляющих электродов

Модель с конечными элементами построена для двойного кольцевого заземляющего электрода для анализа влияния заземляющих электродов на распределение потенциала земной поверхности.Радиус двух колец составляет 200 м и 400 м соответственно, а глубина колец составляет 3 м с током в 4000 А. Такой же ток также подается для одноточечного заземления. Смоделированные потенциальные кривые для этих двух случаев в одном направлении показаны на рис. 6. Эти графики показывают, что результирующие потенциалы почти одинаковы, когда расстояние превышает 5 км. Конфигурация заземляющих электродов оказывает значительное влияние на общее сопротивление заземления, ступенчатое напряжение и повышение температуры в почве [26], но не на поверхностные потенциалы, когда расстояние достаточно велико.Расстояние между заземляющими электродами и подстанциями должно быть не менее 10 км, чтобы уменьшить влияние тока заземления на работу подстанции [26]. Таким образом, влиянием конфигурации заземляющего электрода на наведенный постоянный ток можно пренебречь. Аналогичный вывод сделан и в [1]. С другой стороны, если конфигурация заземляющих электродов включена в расчет FEM, сетка возле заземляющих электродов будет значительно увеличена и станет намного более сложной.Поэтому при численном расчете постоянных токов целесообразно пренебречь конфигурацией заземляющих электродов систем HVDC.

Применение методологии модели развязанных цепей к электросети района Шанхая

Земляное сооружение в районе Шанхая

Многослойная модель земли в районе Шанхая построена для расчета постоянных токов в сети переменного тока. Район Шанхая расположен в дельте реки Янцзы, восточной стороне азиатского континента и западном берегу Тихого океана.Он выходит на Восточно-Китайское море на восток и на залив Ханчжоу на юге. Это один из самых развитых районов Китая с очень плотной электросетью. Расчетная площадь составляет около 400 км × 500 км, а рассматриваемая глубина земли составляет 15 км. Как показано на рис. 7, земля разделена на пять частей в соответствии с их сопротивлением, включая бассейн реки Янцзы, Восточно-Китайское море, залив Ханчжоу, сушу и слой коренных пород. Толщина верхних слоев 0,35 км, толщина коренного слоя 14.65 км. Из-за наличия аллювиальной равнины в районе Шанхая удельное сопротивление каждой части можно рассматривать как однородное, что согласуется с результатами наших измерений. Удельное сопротивление каждой части показано в таблице 1. Кроме того, границы раздела аппроксимированы прямыми линиями для упрощения моделирования и расчетов.

Четыре линии HVDC задействованы в этих расчетах, включая проекты Ge-Nan HVDC, Lin-Feng HVDC, San-Hu HVDC и Fu-Feng UHVDC. Схема подключения четырех преобразовательных подстанций и электрических сетей переменного тока представлена ​​на рис.8.

В проектах HVDC Ge-Nan и Lin-Feng используется заземляющий полюс Fengjing. Пропускная способность проектов Lin-Feng и Ge-Nan HVDC составляет 3000 МВт и 1200 МВт соответственно. Наибольшие токи заземления в режиме монопольного заземления составляют 3000 А и 1200 А для проектов Lin-Feng и Ge-Nan HVDC соответственно. Заземляющий полюс проекта San-Hu HVDC установлен в Huaxin, и его максимальный ток заземления составляет 3000 A. Заземляющий полюс проекта Fu-Feng UHVDC установлен на границе Шанхая и Чжэцзяна и имеет самый большой ток заземления 4000 A.

Сопротивления электрических сетей переменного тока относятся к сопротивлениям постоянному току обмоток трансформатора, сопротивлениям нейтральной точки и сопротивлениям линий передачи постоянному току. Уровни напряжения в электросети Шанхая составляют 1000 кВ, 500 кВ, 220 кВ, 110 кВ и ниже. Постоянный ток не будет течь в электросеть напряжением 110 кВ и ниже, потому что их нейтрали не заземлены. Подстанции на 1000 кВ не учитываются в расчетах, потому что они расположены очень далеко друг от друга. Следовательно, проблема постоянных токов в сети переменного тока в первую очередь должна быть исследована при уровнях напряжения 500 кВ и 220 кВ.Подстанции на 500 кВ пронумерованы знаком «#» в последовательности, как показано на рис. 8, а подстанции 220 кВ также представлены в этом документе номерами в формате «# 2 **».

Оценка точности и вычислительной эффективности методологии схемной модели

Постоянные токи на двух подстанциях (№02 и №10) Шанхайской электросети были измерены Исследовательским институтом электроэнергетики Шанхайской электроэнергетической компании. Проект Fu-Feng HVDC работал в режиме монопольного заземления, и измерения проводились для двух заземляющих токов 2750 А и 4000 А.Постоянный ток измерялся на заземляющих проводах нейтрали трансформатора с помощью HIOKI «3285 ЗАЖИМ НА AC / DC HiTESTER». Это оборудование может отделять постоянный ток от компонентов переменного тока. Значения постоянного тока записывались непосредственно по показаниям оборудования, работающего в режиме постоянного тока. Грубая погрешность составляет 1% или ниже в диапазоне 10–200 А, и производитель указывает, что погрешность измерения может немного увеличиться, если ток ниже 10 А. Геомагнитно-индуцированный ток (GIC) аналогичен нейтральному постоянному току, индуцированному большой постоянный ток заземляющего электрода HVDC и может накладываться на нейтральный постоянный ток.Влияние GIC на измеряемый постоянный ток необходимо оценивать на основе мониторинга активности геомагнитных возмущений (GMD). В тот день, когда проводились измерения, не было отчета GMD в районе Шанхая, что означает, что влияние GIC можно не учитывать в этих данных [27].

Постоянные токи, протекающие в электрических сетях района Шанхая, также были рассчитаны с использованием как предложенной модели цепи, так и модели, связанной с полевой цепью, при одних и тех же условиях измерения. Результаты расчетов и средние результаты измерений представлены в таблице 2.Сравнение показывает, что предложенная модель развязанной схемы и метод связи полевых цепей дают аналогичные результаты. Кроме того, результаты обоих методов очень близки к реальным измерениям для подстанции №2. Однако измеренные значения для ПС №10 несколько ниже расчетных. Небольшая разница между фактическими измерениями и расчетными значениями может быть связана с более низкой точностью измерительного устройства, когда ток измерения ниже 10 А, как указано производителем.Эти результаты подтверждают, что развязка и выбор размера блока почти не влияют на точность вычислений, что доказывает эффективность предложенного метода для расчетов постоянного тока в энергосистеме большой площади.

Далее мы сравниваем вычислительную эффективность традиционного метода связанных цепей возбуждения и предлагаемого метода развязанных цепей. В традиционном подходе постоянные токи на каждой итерации получаются с использованием трудоемких расчетов методом конечных элементов, связанных с полевыми цепями.Наш метод состоит из двух этапов, описанных в разделе 3.1. Первый шаг — получить резистивную сеть заземления с помощью расчетов методом конечных элементов. Расчет МКЭ выполняется только один раз. Второй шаг этого процесса — решить линейную резистивную цепь, которая включает резистивную сеть заземления, полученную на первом шаге, и резистивную сеть переменного тока. Время вычисления для решения линейной схемы намного меньше, и поэтому им можно пренебречь по сравнению с моделированием МКЭ.Например, при использовании компьютера с конфигурацией, указанной в таблице 3, типичное время расчета для первого шага предлагаемого метода составляет 896 минут (около 15 часов), а для второго шага требуется менее 1 минуты. Результат первого шага можно напрямую использовать на втором шаге для каждой итерации, выполняемой для различных конфигураций сетки, пока модель недр остается неизменной. С другой стороны, время вычисления для метода FEM, связанного с полевыми цепями, на каждой итерации аналогично времени вычисления первого шага предлагаемого метода из-за того же размера модели.Следовательно, вычислительное время предлагаемого метода будет почти на ( N -1) раз меньше, чем у обычного связанного метода, как показано в таблице 3, где N — общее количество итераций.

Расчеты постоянного тока в сети переменного тока в районе Шанхая и меры по их снижению

Как подробно описано в разделе 4.2, предлагаемый метод расчета постоянного тока в сети переменного тока требует меньшего времени вычислений без потери точности. В этом разделе мы применяем предложенную методику модели схемы для расчета постоянного тока в электросети переменного тока в электрической сети Шанхая и предлагаем меры по уменьшению этого нежелательного постоянного тока в сети переменного тока.В подразделе 4.3.1 исследуется влияние комбинаций полярностей линий HVDC на токи постоянного тока в сети переменного тока, а также рекомендуются комбинации полярностей для уменьшения токов постоянного тока. Подключение к сети переменного тока является еще одним важным фактором, влияющим на токи постоянного тока, протекающие в сети переменного тока. Поэтому влияние этого фактора было рассмотрено в подразделе 4.3.2. Наконец, в подразделе 4.3.3 анализируется влияние расположения подстанции на токи постоянного тока в сети переменного тока.

Влияние комбинаций полярностей линий HVDC на постоянный ток в сети переменного тока.

Полярность напряжения полюса под напряжением в режиме монополярного заземления системы HVDC определяется как полярность монопольной системы заземления. В этом подразделе мы рассмотрели влияние системы HVDC на системы переменного тока 500 кВ и 220 кВ для различных комбинаций полярности систем HVDC Fu-Feng, Lin-Feng и San-Hu при работе в режиме монопольного заземления. Кроме того, постоянный ток в системе переменного тока рассчитывается только для двух систем HVDC, находящихся под напряжением одновременно, как показано в таблице 4.Это связано с тем, что случай трех систем HVDC, работающих в режиме монопольного возврата на землю, встречается довольно редко.

Теоретически, постоянный ток в сети переменного тока из-за двух систем HVDC может быть рассчитан с использованием принципа суперпозиции. Это означает, что постоянные токи в сети переменного тока из-за двух линий HVDC с одинаковой полярностью будут складываться, в то время как постоянные токи противоположной полярности будут компенсировать друг друга. Результаты расчетов, представленные в таблице 4, действительно согласуются с этим теоретическим анализом. Это можно наблюдать для всех трех комбинаций линий HVDC, когда полярности двух линий HVDC одинаковы, постоянные токи выше из-за их аддитивного эффекта.В то время как если полярности двух линий HVDC противоположны, индуцированные постоянные токи компенсируют друг друга, тем самым уменьшая чистые постоянные токи, протекающие в сети переменного тока. Отсюда следует вывод о том, что две системы HVDC должны работать с режимами монополярного возврата на землю противоположной полярности для уменьшения постоянных токов в сети переменного тока.

Влияние подключения подстанций переменного тока на токи постоянного тока.

В этом подразделе анализируется влияние подключений подстанций переменного тока с использованием предлагаемой техники схемной модели.В качестве примера изучаются различные комбинации подключения подстанции № 10, когда система Lin-Feng HVDC работает в режиме монопольного заземления. Шесть различных комбинаций подключения подстанции № 10 к остальной части энергосистемы переменного тока описаны в таблице 5. Расчетные токи постоянного тока на подстанциях 500 кВ и 220 кВ показаны в таблицах 6 и 7 соответственно. Комбинация 0 в Таблице 5 показывает исходные соединения, где все линии передачи связаны с подстанцией №10. Постоянный ток на подстанции №10 для исходной комбинации соединений равен 30.57 А, как показано в Таблице 6. Постоянный ток согласно комбинации 4 на подстанциях № 10 снижается до 15,19 А, когда линии 5195, 2101, 2102 и линия 2113 отключены. Эта комбинация снижает постоянный ток ПС №10 на 50,3%. Постоянные токи на других подстанциях 500 кВ почти одинаковы для различных комбинаций подключения подстанции № 10, как можно увидеть в таблице 6. Влияние постоянного тока можно также проанализировать для подстанций 220 кВ, наблюдая за таблицей 7. Постоянные токи на подстанции подстанции № 225 и № 219 уменьшаются, когда комбинация подключения подстанции № 10 изменяется с 0 на 4.Однако постоянные токи подстанций № 221 и № 223 увеличиваются для вышеупомянутой комбинации. Таким образом, мы можем сделать вывод, что комбинация подключения подстанции влияет на постоянные токи в сети переменного тока, и можно проанализировать различные комбинации для уменьшения постоянных токов. Предлагаемый метод может быть эффективно использован для выполнения такого анализа, поскольку он требует меньших вычислительных затрат по сравнению с традиционной техникой, связанной с полевыми цепями.

Влияние расположения подстанции на токи постоянного тока.

Постоянные токи оконечной подстанции обычно более серьезные, чем токи других подстанций. К оконечной подстанции подключена только одна линия электропередачи. Как показано в Таблице 4, когда линии высокого напряжения постоянного тока Fu-Feng и Lin-Feng работают в режиме монополярного заземления противоположной полярности, подстанции №202, №209 и №219 имеют очень высокие постоянные токи. Когда линии высокого напряжения постоянного тока Lin-Feng и San-Hu работают в режиме монопольного заземления с противоположной полярностью, подстанции № 209, № 217 и № 219 имеют самые высокие токи постоянного тока.Из рисунка 8 видно, что все эти подстанции являются оконечными. Такие наблюдения заставили нас предположить, что расположение новых оконечных подстанций должно быть тщательно спроектировано. Проблема более высокого постоянного тока может быть уменьшена путем выбора местоположения новой оконечной подстанции так, чтобы она находилась на эквипотенциальных линиях с существующими подстанциями.

Выводы

В этой работе была предложена и подтверждена новая методология модели схемы для расчета токов постоянного тока в сетях переменного тока, которые возникают из-за того, что система HVDC работает в режиме монопольного заземления.Предложенная методика может быть применена к сложной электросети с любым строением грунта. Резистивная сеть заземления получена на основе моделирования конструкции заземления методом конечных элементов (FEM) с подачей тока заземления HVDC. Эта заземляющая резистивная сеть объединяется с резистивной сетью переменного тока, а затем рассчитывается для постоянных токов в сети переменного тока. Предлагаемая нами методика расчета токов постоянного тока более эффективна в вычислительном отношении по сравнению с традиционными методами, связанными с полевыми цепями. Точность предложенной методики подтверждается сравнением расчетных значений постоянного тока с фактическими измерениями, выполненными на двух подстанциях в районе Шанхая.На основе расчетов постоянного тока с использованием предложенной методологии предлагаются меры по снижению постоянного тока в сети переменного тока области Шанхая. Было обнаружено, что постоянный ток в системе переменного тока можно уменьшить, управляя двумя системами HVDC с противоположными полярностями. Кроме того, комбинация подключения к сети переменного тока и расположение новых оконечных подстанций могут быть спроектированы для снижения токов постоянного тока в сети переменного тока.

Ссылки

1. 1. Пан З., Чжан Л., Ван Х, Яо Х, Чжу Л., Лю И и др.Моделирование обратного тока высоковольтного постоянного тока в системах переменного тока с учетом взаимных сопротивлений. IEEE Transactions on Power Delivery. 2016; 31 (1): 165–173.
2. 2. Чжан Б., Чжао Дж., Цзэн Р., Хе Дж. Численный анализ распределения постоянного тока в энергосистеме переменного тока рядом с системой HVDC. IEEE Transactions on Power Delivery. 2008; 23 (2): 960–965.
3. 3. Lagace PJ, Houle J, Gervais Y, Mukhedkar D. Оценка распределения напряжения вокруг тороидальных заземляющих электродов HVDC в N-слойных почвах.IEEE Transactions on Power Delivery. 1988; 3 (4): 1573–1579.
4. 4. Коварский Д., Пинто Л.Дж., Кароли С.Е., Сантос Н. Поверхностные потенциалы почвы, индуцированные обратным током заземления HVDC Итайпу. I. Теоретическая оценка. IEEE Transactions on Power Delivery. 1988; 3 (3): 1204–1210.
5. 5. Цзэн Р., Ю З., Хе Дж., Чжан Б., Ню Б. Исследование по ограничению постоянного тока нейтрали трансформатора во время монополярной работы HVDC. IEEE Transactions on Power Delivery. 2011; 26 (4): 2785–2791.
6. 6. Чоу К., Ву И, Хан Дж., Ли К. Сравнительная оценка линий HVDC и HVAC, интегрированных в крупную морскую ветряную электростанцию ​​- реальный пример из Тайваня. Транзакции IEEE по отраслевым приложениям. 2012; 48 (5): 1639–1648.
7. 7. Хе Дж, Ю З., Цзэн Р., Чжан Б. Характеристики вибрации и звукового шума трансформатора переменного тока, вызванные системой HVDC при монопольной работе. IEEE Transactions on Power Delivery. 2012; 27 (4): 1835–1842.
8. 8. Резаи-Заре А.Улучшенная модель трансформатора для переходных процессов низкой и средней частоты — Часть II: Результаты проверки и моделирования. IEEE Transactions on Power Delivery. 2015; 30 (1): 316–325.
9. 9. Zhu H, Overbye TJ. Размещение блокирующего устройства для смягчения воздействия геомагнитно-индуцированных токов. IEEE Transactions on Power Systems. 2015; 30 (4): 2081–2089.
10. 10. Этемади А.Х., Резаи-Заре А. Оптимальное размещение блокирующих устройств GIC для смягчения последствий геомагнитных возмущений.IEEE Transactions on Power Systems. 2014; 29 (6): 2753–2762.
11. 11. Overbye TJ, Shetye KS, Hutchins TR, Qiu Q, Weber JD. Анализ чувствительности электросети к геомагнитно-индуцированным токам. IEEE Transactions on Power Systems. 2013; 28 (4): 4821–4828.
12. 12. Ли X, Вэнь X, Маркхэм П. Н., Лю Ю. Анализ нелинейных характеристик трехфазного пятиконечного трансформатора при смещении постоянного тока. IEEE Transactions on Power Delivery. 2010; 25 (4): 2504–2510.
13. 13.Pan Z, Wang X, Tan B, Zhu L, Liu Y, Liu Y и др. Метод потенциальной компенсации для ограничения смещения постоянного тока трансформаторов во время монополярной работы HVDC. IEEE Transactions on Power Delivery. 2016; 31 (1): 103–111.
14. 14. Марти Л., Ю Ч., Резаи-Заре А., Ботелер Д. Моделирование геомагнитно-индуцированных токов с помощью кусочно-слоистых моделей Земли. IEEE Transactions on Power Delivery. 2014; 29 (4): 1886–1893.
15. 15. Марти Л., Берге Дж., Варма РК.Определение геомагнитно-индуцированного потока тока в трансформаторе по поглощению реактивной мощности. IEEE Transactions on Power Delivery. 2013; 28 (3): 1280–1288.
16. 16. Чжэн К., Пирджола Р.Дж., Ботелер Д.Х., Лю Л. Геоэлектрические поля, обусловленные мелкомасштабными и крупномасштабными источниками токов. IEEE Transactions on Power Delivery. 2013; 28 (1): 442–449.
17. 17. Мэй Г., Сунь Й., Лю Ю. Моделирование распределения постоянного тока в электросети переменного тока в режиме заземления HVDC.Журнал электромагнитного анализа и приложений. 2010; 02 (07): 418–423.
18. 18. Лю Кью, Ли Л., Чжэн Дж. Распределение постоянного тока в системах HVDC монополярной работы с заземлением в сложной структуре грунта. Чжунго Дяньцзи Гунчэн Сюэбао (Труды Китайского общества электротехники). 2007; 27 (36): 8.
19. 19. Чжан Б., Цуй Х, Цзэн Р., Хе Дж. Расчет распределения постоянного тока в энергосистеме переменного тока вблизи системы HVDC с использованием метода моментов в сочетании с уравнениями цепи.IEEE Transactions on Magnetics. 2006; 42 (4): 703–706.
20. 20. Виллы JET, Портела CM. Расчет электрического поля и распределения потенциала в почвенной и воздушной средах для заземляющего электрода системы HVDC. IEEE Transactions on Power Delivery. 2003; 18 (3): 867–873.
21. 21. Лу Дж., Сяо Д., Мао С., Мэй Г. Анализ влияния заземленного полюса постоянного тока на распределение потенциала земной поверхности. Гаодианья Джишу (Техника высокого напряжения). 2006; 32 (9): 55–58.
22. 22.Hao Z, Yu Y, Zhang B, Cheng L, Cao R, Ding M и др. Распределение потенциала земной поверхности при работе HVDC в режиме монопольного заземления. Электроэнергетическая автоматизация. 2009; 610–14.
23. 23. Пан З., Чжан Л., Тан Б., Мэй Дж., Вэнь Х. Моделирование и анализ распределения тока высоковольтного и обратного тока на землю постоянного тока в электросети переменного тока. Дяньли Ситун Цзидунхуа (Автоматизация электроэнергетических систем). 2011; 35 (21): 110–115.
24. 24. Ван Ф, Чжан Л., Цюань Дж., Се Ц., Пань З., Вэнь Х.Разработка программного обеспечения для распределения постоянного тока в сети переменного тока. Гаодианья Цзишу / Техника высокого напряжения. 2012; 38 (11): 3054–3059.
25. 25. Он JH. Учебное пособие и эвристический обзор множителя Лагранжа для оптимальных задач. Нелинейный Sci Lett A. 2017; (8): 121–148.
26. 26. Чжао В. Технология передачи постоянного тока высокого напряжения. Пекин: China Electric Power Press; 2004.
27. 27. Геомагнитная сеть Китая. Отчет о геомагнитной буре.http://www.geomag.org.cn/dataProduct/dproduct.aspx?c=stromana.

Система заземления подстанции (система заземления)

Система заземления подстанции состоит из сетки ( заземляющий мат ), образованной горизонтальными подземными проводниками.

• Обеспечение безопасности персонала на подстанциях от поражения электрическим током.
• Обеспечьте заземление для соединения нейтрали обмотки трансформатора, подключенной к статору, с землей (заземление нейтрали).
• Снимите перенапряжения с воздушных проводов заземления или молниеотводов на землю. Обеспечить заземляющий тракт для разрядников перенапряжения.
• Обеспечьте путь для разряда между фазой и землей с помощью заземлителей.
• Для заземления конструкций и других нетоковедущих металлических предметов на подстанции (заземление оборудования).

Помимо такой сетки ниже уровня земли в землю вбиваются заземляющие штыри (электроды). Они электрически связаны с сетью заземления, корпусами оборудования, конструкциями, нейтралью и т. Д. Все это подключается к системе заземления станции с помощью полос заземления.

Если распределительные устройства имеют грунт с низким удельным сопротивлением, сопротивление заземления системы заземления будет низким. Если удельное сопротивление грунта высокое, стержни сетки укладываются на меньшем расстоянии друг от друга.В землю вставляют больше электродов.

Забор, корпус оборудования, резервуары, опоры, конструкции, башни, стальные конструкции, водопроводные трубы и т. Д. Должны быть заземлен.

Значение сопротивления заземления

Значение сопротивления заземления системы заземления определяет повышение напряжения в различных заземленных точках во время замыкания на землю.

Если ток замыкания на землю равен I, сопротивление заземления равно R, повышение напряжения в условиях короткого замыкания будет V = IR.

Допустимое повышение потенциала и максимально возможный ток замыкания на землю задают предел максимального значения сопротивления заземления.

Для достижения сопротивления заземления в указанных пределах необходимо достаточное количество штырей заземления и достаточная площадь поверхности сетки заземления и более близкие стержни сетки заземления.