Selezione e ottimizzazione della configurazione di protezione dei metodi di messa a terra del punto neutro del trasformatore da 110 kV

Introduzione

Nei sistemi di alimentazione ad alta tensione, il metodo di messa a terra del punto neutro del trasformatore è un fattore critico che influenza la sicurezza, l'affidabilità e la stabilità del sistema. Per i sistemi di alimentazione a 110 kV, la scelta del metodo di messa a terra del punto neutro influisce direttamente sui livelli di isolamento delle apparecchiature, sulla protezione dalle sovratensioni, sulla configurazione della protezione a relè e sull'affidabilità dell'alimentazione. In Cina, i sistemi a 110 kV adottano tipicamente un metodo di messa a terra parzialmente efficace, dove alcuni punti neutri del trasformatore sono direttamente messi a terra mentre altri rimangono non messi a terra, con l'obiettivo di limitare le correnti di cortocircuito monofase e prevenire i rischi di sovratensione.

Questo articolo analizza le caratteristiche, i vantaggi e i limiti dei diversi metodi di messa a terra del punto neutro dei trasformatori da 110 kV, esplora le strategie ottimali di configurazione della protezione e presenta le tendenze di sviluppo future.

1 Metodi chiave di messa a terra del punto neutro per trasformatori da 110 kV

1.1 Messa a terra diretta

Messa a terra direttaSi riferisce al collegamento diretto del punto neutro del trasformatore a terra. Questo metodo fissa efficacemente il potenziale del punto neutro, garantendo che durante un guasto a terra monofase, l'aumento di tensione della fase non guasta non superi 1,4 volte la tensione di fase. Ciò contribuisce a ridurre i requisiti di isolamento delle apparecchiature e a contenere i costi.

Tuttavia, uno svantaggio significativo è il corrente di guasto a terra monofase molto elevata(fino a diverse migliaia di ampere), il che può influire sulla capacità di interruzione dell'interruttore e sulla stabilità del sistema. Pertanto, la messa a terra diretta viene generalmente utilizzata nei sistemi a 110 kV e a tensioni superiori, dove è necessaria una rapida eliminazione del guasto.

1.2 Neutro non messo a terra

In un sistema non messo a terra, il punto neutro del trasformatore è isolato dalla terra. Quando si verifica un guasto a terra monofase, la corrente di guasto è molto piccola (principalmente la corrente capacitiva del sistema), consentendo al sistema di continuare a funzionare per un breve periodo (in genere fino a 2 ore). Ciò migliora significativamente affidabilità dell'alimentazione elettrica.

Tuttavia, nei sistemi non messi a terra, i guasti a terra monofase possono causare un aumento della tensione della fase non guasta fino al livello della tensione di linea. Se l'isolamento è debole, ciò può portare a una scarica, che si intensifica fino a un guasto fase-fase. Inoltre, la messa a terra intermittente dell'arco può generare sovratensioni d'arcoraggiungendo valori pari a 3-3,5 volte la tensione di fase, rappresentando una minaccia per l'isolamento del trasformatore.

1.3 Messa a terra tramite bassa impedenza

Per bilanciare i vantaggi e gli svantaggi della messa a terra diretta e dei sistemi non messi a terra, metodo di messa a terra dell'impedenzaViene spesso utilizzato. Ciò include la messa a terra tramite una piccola resistenza o una piccola reattanza.

• Messa a terra di piccola resistenzaLimita la corrente di guasto a poche centinaia di ampere, riducendo l'impatto sul sistema e consentendo al contempo un rapido intervento di protezione. Questo metodo sopprime efficacemente le sovratensioni ed è adatto a reti di distribuzione con un'elevata densità di cavi e correnti capacitive elevate.
• Messa a terra a piccola reattanzaPuò compensare la corrente capacitiva del sistema tramite corrente induttiva, riducendo la probabilità di riaccensione dell'arco. Questo metodo è spesso considerato un metodo di messa a terra compensato.

La messa a terra tramite bassa impedenza combina i vantaggi dei sistemi a messa a terra diretta e non diretta, offrendo soppressione delle sovratensioni e un'affidabilità relativamente elevata dell'alimentazione. È ampiamente utilizzata nei sistemi a 110 kV, soprattutto in quelli con correnti capacitive significative o che richiedono un'elevata qualità dell'energia.

2. Configurazione di protezione per i punti neutri dei trasformatori da 110 kV

2.1 Minacce di sovratensione

Il livello di isolamento del punto neutro di un trasformatore da 110 kV è tipicamente semiisolato, con una tensione nominale di tenuta pari solo a un terzo di quella del punto neutro. Ciò rende il punto neutro vulnerabile ai danni da sovratensione. I principali tipi di sovratensione includono:

• Sovratensione a frequenza di rete: Derivanti da commutazioni di linea, cortocircuiti asimmetrici o improvvise interruzioni di carico.
• Sovratensione di risonanzaCausato da oscillazioni dovute all'interazione tra elementi induttivi e capacitivi durante il funzionamento o i guasti del sistema.
• Sovratensione di commutazione: Risultante dalla conversione di energia magnetica ed elettrostatica durante l'apertura o la chiusura degli interruttori automatici.
• Sovratensione da fulmineCausato da fulmini, caratterizzato da elevata ampiezza e breve durata.

2.2 Dispositivi di protezione comuni

Per proteggere il punto neutro del trasformatore, si utilizzano comunemente i seguenti dispositivi di protezione:

• Scaricatori di sovratensioneQuesti dispositivi limitano le sovratensioni da fulmine e alcune sovratensioni di manovra. Tuttavia, i limitatori di sovratensione standard sono spesso inadeguati per il basso livello di isolamento dei punti neutri dei trasformatori da 110 kV, il che rende la scelta complessa.
• Lacune di isolamentoQuesti dispositivi proteggono dalle sovratensioni dovute alla frequenza di rete e alle risonanze. Quando si verifica una sovratensione, lo spinterometro si rompe, mettendo a terra il punto neutro per limitare l'aumento di tensione. Uno svantaggio è la difficoltà di regolare con precisione la distanza dello spinterometro, che può portare a un errato coordinamento della protezione.
• Collegamento in parallelo del limitatore di sovratensione e dello spazioQuesto è un metodo di protezione ampiamente utilizzato. Il limitatore di sovratensione gestisce le sovratensioni da fulmine, mentre lo spinterometro interviene sulle sovratensioni a frequenza di rete e di risonanza. Lo spinterometro protegge inoltre il limitatore di sovratensione da sovratensioni a frequenza di rete eccessive che potrebbero causarne il guasto. Questo approccio offre vantaggi complementari.

2.3 Configurazione della protezione a relè

La protezione a relè per il punto neutro di un trasformatore da 110 kV comprende principalmente i seguenti aspetti:

• Protezione dalla corrente di sequenza zeroPer i trasformatori collegati direttamente a terra, la protezione contro le correnti di sequenza zero è configurata per eliminare rapidamente i guasti a terra. La protezione è solitamente suddivisa in sezioni, con brevi ritardi per la localizzazione del guasto e ritardi più lunghi per l'intervento su tutti i lati del trasformatore.
• Protezione dalla tensione di sequenza zero e protezione dalla corrente di traferroPer i trasformatori non messi a terra, sono previste protezioni contro la tensione di sequenza zero e contro le correnti di spinterometro. Quando un guasto a terra provoca la perdita del punto di terra del sistema, con conseguente aumento della tensione del punto neutro, lo spinterometro si rompe. La protezione contro le correnti di spinterometro o la protezione contro la tensione di sequenza zero interviene con un ritardo temporale (0,3-0,5 s) per disconnettere il trasformatore da tutti i lati.
• Coordinamento della protezione di backupPer garantire la selettività, i ritardi temporali delle protezioni di sequenza zero devono essere coordinati. Ad esempio, il ritardo temporale per una protezione di backup su un trasformatore dovrebbe essere maggiore di quello della protezione di linea che esso supporta.

3 Raccomandazioni di ottimizzazione e analisi di un caso

3.1 Limiti dei metodi tradizionali

Mentre l'uso di scaricatori di sovratensione paralleli con interruzioniSebbene sia comune, questo approccio presenta diversi inconvenienti:

• Difficoltà nella selezione dei limitatori di sovratensioneÈ difficile trovare scaricatori di sovratensione standard che soddisfino i requisiti sia di elevata tensione di esercizio continua che di bassa tensione residua impulsiva da fulmine per i punti neutri dei trasformatori da 110 kV.
• Sfide nella definizione del divarioLa tensione di rottura del traferro è soggetta a dispersione, il che rende difficile coordinare con precisione il funzionamento del traferro in caso di guasto con "perdita di terra" e con "terra".
• Complessità della protezione a relèLa protezione contro la "perdita di terra" (come la protezione da sovratensione di sequenza zero e da sovracorrente tra gli elettrodi) potrebbe non funzionare correttamente, rendendo necessari ulteriori criteri di blocco, il che aumenta la complessità e riduce l'affidabilità.

3.2 Vantaggi della messa a terra tramite piccola reattanza

La ricerca e la pratica indicano che messa a terra del punto neutro tramite una piccola reattanzaoffre vantaggi significativi rispetto ai metodi tradizionali di messa a terra parziale:

• Requisiti di livello di isolamento ridottiDopo aver adottato una messa a terra a bassa reattanza, il livello di isolamento del punto neutro del trasformatore può essere abbassato da 35 kV a 20 kV, eliminando la necessità di scaricatori di sovratensione e di intercapedini e semplificando la configurazione della protezione.
• Modalità di messa a terra unificataQuesto metodo elimina la presenza di un sistema isolato non messo a terra, consentendo la semplificazione o l'omissione delle relative protezioni e migliorando così l'affidabilità.
• Mantenimento dei vantaggiMantiene i vantaggi della messa a terra parziale, come la protezione semplice e affidabile dalla sequenza zero, limitando al contempo le correnti di cortocircuito monofase.

3.3 Analisi di un caso di studio

Un esempio è la trasformazione di una sottostazione terminale da 110 kV. Il progetto originale prevedeva un scaricatore di sovratensione parallelo con uno spazioper la protezione del punto neutro. Tuttavia, dopo l'adozione di una messa a terra a bassa reattanza, il requisito del livello di isolamento del punto neutro del trasformatore è stato ridotto, i dispositivi di protezione sono stati semplificati e l'affidabilità operativa è stata migliorata. I calcoli hanno dimostrato che la resistenza di terra poteva limitare la corrente di guasto a poche centinaia di ampere e la protezione di sequenza zero poteva essere facilmente coordinata.

Un altro caso ha coinvolto un guasto in una sottostazione da 110 kV dove un guasto transitorio monofase a terra sulla linea in ingresso ha portato alla rottura del gap del punto neutro e allo sgancio del trasformatore. L'analisi ha rivelato che sebbene il guasto della linea fosse transitorio, feedback da un gran numero di motori asincroniSul lato del carico, l'energia fornita ha alimentato l'arco, sostenendo il guasto. Ciò evidenzia che per i trasformatori con carichi motori significativi (sorgenti equivalenti), una protezione completa del punto neutro, comprensiva di protezione da sovracorrente di sequenza zero, corrente di spinterometro e tensione di sequenza zero, è essenziale durante la fase di progettazione.

4 Conclusioni e prospettive

La scelta del metodo di messa a terra del punto neutro di un trasformatore da 110 kV e della relativa configurazione di protezione è un compito complesso che richiede la considerazione della struttura del sistema, delle caratteristiche del carico e dei requisiti di affidabilità. Sebbene il metodo tradizionale di messa a terra parziale, combinato con scaricatori di sovratensione e traferri, sia comune, presenta delle difficoltà nella selezione dei dispositivi e nel coordinamento delle impostazioni. metodo di messa a terra a bassa reattanzaoffre un'alternativa promettente, potenzialmente in grado di ridurre i requisiti di isolamento, semplificare la protezione e migliorare l'affidabilità.

Le tendenze di sviluppo future si concentreranno sulle seguenti aree:

• Applicazione di nuovi dispositiviAd esempio, intercapedini composite o intercapedini controllabili utilizzate in parallelo con scaricatori di sovratensione, migliorando l'affidabilità e la precisione della protezione.
• Tecnologia di protezione digitaleUtilizzo di sistemi di protezione basati su microcomputer con algoritmi avanzati (ad esempio, identificazione della forma d'onda, analisi armonica) per migliorare la sensibilità e l'affidabilità della protezione contro i guasti a terra.
• Standardizzazione e modularizzazioneSviluppo di apparecchiature di protezione del punto neutro standardizzate e modulari per semplificare la progettazione e la manutenzione.

In sintesi, l'ottimizzazione del metodo di messa a terra del punto neutro e della configurazione di protezione dei trasformatori da 110 kV è fondamentale per migliorare la sicurezza, l'affidabilità e la redditività del sistema elettrico. Con i progressi tecnologici, si prevede che emergeranno e si diffonderanno soluzioni più intelligenti ed efficienti.