Analyse du comportement opérationnel du transformateur de terre dans les conditions de défaut monophasé à la terre du système
1 Analyse théorique
Dans les réseaux de distribution, les transformateurs de terre jouent deux rôles clés : l'alimentation des charges basse tension et la connexion des bobines d'extinction d'arc aux neutres pour la protection de mise à la terre. Les défauts de mise à la terre, qui sont les défauts les plus courants dans les réseaux de distribution, ont un impact important sur les caractéristiques de fonctionnement des transformateurs, provoquant des changements brusques des paramètres électromagnétiques et de l'état.Pour étudier le comportement dynamique des transformateurs en cas de défaut de mise à la terre monophasée, on construit ce modèle : on suppose que les caractéristiques intrinsèques du transformateur restent stables pendant les défauts monophasés côté basse tension. Ensuite, on déduit ses règles de fonctionnement via le mécanisme de compensation de la bobine d'extinction d'arc. Les documents pertinents comprennent : Figure 1 (structure physique du transformateur), Figure 2 (circuit équivalent du système en cas de défaut monophasé) et Figure 3 (circuit équivalent opérationnel du transformateur).
u représente la tension de la source de puissance virtuelle, et sa formule de calcul est :
Dans la formule : Um est l'amplitude de la tension du bus ; w0 est la pulsation angulaire de la fréquence du réseau ; w0 est l'angle de phase de la tension généré après qu'un défaut de mise à la terre monophasée se soit produit dans le système. Lors d'un défaut à l'étape de combustion de l'arc, le courant iL de la bobine d'extinction d'arc est :
Dans la formule : δ1 est le facteur d'atténuation ; IL représente l'amplitude du courant du système et de l'inductance ; R1 est la résistance équivalente du transformateur principal et de la boucle modale de ligne ; e est l'angle de phase de la tension lorsque se produit un défaut de mise à la terre monophasée ; L désigne l'inductance séquentielle nulle du transformateur de terre et l'inductance de la bobine d'extinction d'arc.
Il existe une corrélation entre le courant inductif et le degré de désaccord de la bobine d'extinction d'arc, et la formule suivante peut être dérivée :
Dans la formule : iC est le courant de mise à la terre compensé ; C est la capacité de la ligne de distribution par rapport au sol ; v est le degré de désaccord du système de la sous-station. Lorsque le défaut de mise à la terre monophasée du système est dans un état de mise à la terre stable, le courant inductif de la bobine d'extinction d'arc tend à être stable.
En combinant l'analyse ci-dessus, on peut dériver l'équation suivante :
Dans la formule : RL est la résistance équivalente du transformateur principal et de la boucle modale de ligne (l'« inductance équivalente » originale est probablement une erreur typographique ; corrigée en « résistance équivalente » en fonction de la logique du circuit ; si c'est bien une inductance, conserver le symbole LL) ; w0 est la pulsation angulaire de la fréquence du réseau.
La formule (4) peut être substituée dans la formule (5) pour calculer le courant inductif, et on obtient la formule suivante :
Combinée avec la formule (6), lors de l'étape d'extinction de l'arc, l'inductance de la bobine d'extinction d'arc et la capacité de la ligne de distribution par rapport au sol sont connectées en série, et le courant du système est uniforme. Après que le courant inductif revient à la normale, la formule de calcul du courant inductif est la suivante :
Dans la formule : uC0+ est la tension de la capacité par rapport au sol du système lors de l'étape d'extinction de l'arc ; iL0+ est le courant inductif traversant la bobine d'extinction d'arc du système lors de l'étape d'extinction de l'arc ; w est la pulsation angulaire de résonance. Sur la base de l'analyse ci-dessus, à différents stades du défaut de mise à la terre monophasée du système, les facteurs influençant les caractéristiques de fonctionnement du transformateur de terre sont différents, comme indiqué spécifiquement dans le Tableau 1.
2 Construction et vérification du modèle de simulation
2.1 Construction du modèle
L'établissement du modèle de simulation est basé sur les paramètres du transformateur de terre dans une certaine région, comme détaillé dans le Tableau 2. Les paramètres de la ligne câblée sont présentés dans le Tableau 3.
2.2 Vérification du modèle
Dans la vérification du modèle, pour assurer l'authenticité et la validité de la recherche, on peut définir un défaut de mise à la terre monophasée du système à 4 km de la ligne câblée 1 A et du bus 10 kV. L'angle de phase de défaut prend 90° comme référence. Utilisez le modèle de simulation construit pour obtenir les courants séquentiels nuls de différentes lignes lors du défaut de mise à la terre monophasée du système, comme détaillé dans le Tableau 4.
Lorsqu'un défaut de mise à la terre monophasée se produit dans le système, la formule de calcul du courant capacitif de différentes lignes du transformateur de terre est :
En combinant les données du Tableau 4, lorsqu'un défaut de mise à la terre monophasée se produit dans le système, l'erreur maximale entre la valeur simulée du courant séquentiel nul de la ligne non défectueuse et la valeur calculée du courant capacitif réel est -0.848%, et il n'y a pas de différence significative.
3 Analyse de simulation des caractéristiques de fonctionnement
3.1 Influence de l'angle de phase initial du défaut
À l'étape de combustion de l'arc, les tensions triphasées se déforment considérablement. Les tensions des phases A, B et C augmentent, élargissant l'angle de phase initial du défaut et augmentant la distorsion de tension. À l'étape stable, un angle de phase initial plus grand raccourcit le temps de stabilisation des tensions triphasées. À l'étape d'extinction de l'arc, malgré les différents angles de phase initiaux, les tensions des phases changent de manière cohérente : la phase A monte à l'amplitude normale ; la phase B descend à l'amplitude normale ; la phase C descend en dessous de l'amplitude normale puis remonte. Pour les courants : à la première étape de combustion de l'arc, un angle de phase initial plus grand réduit la variation des courants triphasés ; à l'étape stable, il augmente la variation ; à l'étape d'extinction de l'arc, les variations de courant sont uniformes, quel que soit l'angle de phase initial.
3.2 Influence de la résistance de transition
À l'étape de combustion de l'arc d'un défaut de mise à la terre monophasée, une résistance de transition plus petite du transformateur de terre augmente la variation des tensions triphasées ; à l'étape stable, elle amplifie la variation de tension (les amplitudes des phases B et C sont plus petites). À l'étape d'extinction de l'arc, les tensions triphasées sont cohérentes sous différentes résistances : la phase A atteint l'amplitude normale, la phase B descend à l'amplitude normale, et la phase C descend puis remonte. Pour les courants : à l'étape de combustion de l'arc, une résistance plus petite augmente l'amplitude des courants triphasés. La première étape (grande résistance) a une faible amplitude de courant ; la deuxième (petite résistance) a une grande amplitude ; à la troisième étape, avec la bobine d'extinction d'arc arrêtée, les courants des phases A et C descendent puis remontent à la normale.
4 Conclusion
Un défaut de mise à la terre monophasée dans le système de la sous-station augmente les courants triphasés du côté du transformateur de terre (phases cohérentes, sans dommage pour l'équipement). Pour assurer un approvisionnement en électricité stable et sûr, il est nécessaire de comprendre le fonctionnement du transformateur et l'impact des facteurs après les défauts. Étant donné que le fonctionnement de la sous-station est affecté par de nombreux facteurs, les entreprises d'électricité devraient prioriser les inspections du système, améliorer les travaux d'inspection, assurer le fonctionnement des lignes de distribution, résoudre les défauts de mise à la terre monophasée et soutenir la vie quotidienne.
