Point neutre du transformateur Surveillance du courant continu

Analyse technique du système de surveillance du point neutre du transformateur en courant continu

• Objectifs principaux de suiviLe composant CC ou quasi CC qui circule dans le fil de mise à la terre du neutre du transformateur.

• question fondamentaleLe transformateur ne peut pas être "polarisé en courant continu" en raison de l'injection de courants continus externes.

• Principales sources de menace: Les courants induits géomagnétiquement (GIC), le fonctionnement unipolaire de la boucle de terre des systèmes de transmission de courant continu à haute tension (HVDC) ou les courants des pôles de terre des stations de conversion, et les courants continus vagabonds provenant des électrolyseurs industriels et des systèmes de transport ferroviaire urbains.

• Risques de polarisation en courant continuLes effets de la saturation du noyau du transformateur sont les suivants : augmentation considérable du courant d'excitation et de la distorsion, surchauffe locale des enroulements et des pièces structurelles, augmentation des vibrations et du bruit, augmentation de la perte de puissance réactive et risque de provoquer un mauvais comportement ou un refus de fonctionnement de l'équipement de protection du relais.

• fonction du systèmeLe système est conçu pour mesurer avec précision, surveiller en temps réel, déclencher une alarme de dépassement de limite, analyser les données et transmettre à distance le courant continu neutre, afin de fournir une base décisionnelle pour l'évaluation de l'état de sécurité des transformateurs et des perturbations du courant continu dans le réseau de distribution d'électricité.

• valeur techniqueLe système d'alimentation en électricité est un moyen technique important pour garantir la sécurité des grands transformateurs électriques, maintenir le fonctionnement stable des réseaux électriques et faire face aux catastrophes météorologiques spatiales telles que les tempêtes géomagnétiques.

I. Causes et risques de la polarisation en courant continu

DC Bias (DC Bias) Il s'agit de la génération d'un flux magnétique continu constant dans le noyau de fer lorsque le courant continu circule dans les enroulements du transformateur. Ce flux continu est superposé au flux d'excitation de fréquence industrielle CA, ce qui entraîne un déplacement du flux dans le noyau sur un cycle de fréquence industrielle, la moitié positive ou négative du cycle étant plus susceptible d'entrer dans la région de saturation.

1) Analyse des principales causes :

• Courant induit géomagnétiquement (GIC): L'activité solaire (par exemple, les éruptions, les éjections de masse coronale) déclenche des changements spectaculaires dans le champ géomagnétique, induisant un champ électrique dans la croûte terrestre, qui crée une différence de potentiel quasi-directe (avec une période de changement de plusieurs minutes à plusieurs heures) dans les lignes de transmission à haute tension sur de longues distances et une boucle de courant à travers le fil de mise à la terre du neutre du transformateur.

• Systèmes de transmission à courant continu haute tension (CCHT)Dans le mode de fonctionnement unipolaire du circuit de terre, la terre est utilisée comme une boucle de courant. Une partie du courant continu peut circuler dans le système alternatif à travers la grille de mise à la terre du neutre du transformateur, affectant les transformateurs voisins.

• Alimentations en courant continu pour l'industrie et le secteur ferroviaireLes grands électrolyseurs industriels, les chemins de fer électrifiés ou les systèmes de métro urbain utilisent une alimentation en courant continu, et leurs courants vagabonds (Stray Current) peuvent s'infiltrer dans le réseau électrique alternatif à travers la terre et le système de mise à la terre.

2. les mécanismes de risques principaux :

• Saturation du noyau et distorsion du courant d'excitationLa polarisation en courant continu est une caractéristique électrique typique de la polarisation en courant continu : même de petits courants continus (quelques ampères) suffisent à saturer fortement le noyau d'un grand transformateur. Il en résulte une forte augmentation du courant d'excitation et la génération d'un grand nombre de composantes harmoniques d'ordre pair (2e, 4e, etc.), ce qui est la caractéristique électrique la plus typique de la polarisation par le courant continu.

• Surchauffe localisée des enroulements et des composants structurelsLes noyaux saturés entraînent de grandes fuites de flux magnétique vers des zones extérieures au noyau, ce qui peut générer des pertes par courants de Foucault dans les enroulements, les colliers, les parois des réservoirs et d'autres composants structurels métalliques, déclenchant des points chauds localisés qui ne peuvent pas être détectés par les moyens de surveillance conventionnels et qui, dans les cas les plus graves, peuvent entraîner des dommages à l'isolation.

• Augmentation des vibrations et du bruitL'effet magnétostrictif est considérablement renforcé lorsque le noyau de fer est saturé et, en raison de la présence de composantes harmoniques, il peut entraîner une augmentation anormale des vibrations du corps du transformateur et du bruit de fonctionnement.

• Augmentation des pertes réactives et injection d'harmoniquesLe courant d'excitation déformé contient une grande quantité de composantes réactives, ce qui augmente la perte de puissance réactive du transformateur. En même temps, un grand nombre d'harmoniques sont injectées dans le réseau, polluant la qualité de l'énergie.

• Mauvaise activation ou refus des relais de protectionLe courant continu neutre peut saturer le noyau de fer du transformateur de courant (TC) utilisé pour la protection, ce qui fait que le côté secondaire du TC ne reflète pas avec précision le véritable courant du côté primaire, ce qui peut entraîner une mauvaise évaluation ou un mauvais fonctionnement des principaux dispositifs de protection tels que la protection différentielle.

II. composition du système et principe de fonctionnement

Le système de surveillance du point neutre des transformateurs en courant continu se compose généralement de quatre parties : l'unité de détection frontale, l'unité d'acquisition et de traitement des données, l'unité de communication et le logiciel maître d'arrière-plan.

1) Composition du système :

• Unité de détection frontaleLe cœur de l'appareil est un capteur de courant continu de haute précision. Les TC à induction électromagnétique classiques ne pouvant mesurer le courant continu, il est nécessaire d'utiliser un capteur de courant continu de haute précision.Capteurs à effet Hallpeut-êtreCapteurs FluxgateCe type de capteur détermine l'ampleur du courant en mesurant le champ magnétique généré par le courant. Ces capteurs déterminent l'ampleur du courant en mesurant le champ magnétique généré par le courant et sont capables de mesurer avec précision les composantes CA et CC. Les capteurs sont généralement conçus dans une configuration ouverte pour faciliter l'installation sans interrompre le fil de terre.

• Unité d'acquisition et de traitement des donnéesL'unité de traitement des données : Cette unité est le cœur du système et est généralement installée sur le terrain dans une armoire de convergence ou une boîte à bornes. Elle reçoit les signaux analogiques des capteurs frontaux et les numérise au moyen d'un convertisseur analogique-numérique (A/N) à haute résolution. Le microprocesseur haute performance intégré (MCU ou DSP) utilise des algorithmes de filtrage numérique (par exemple, filtrage passe-bas ou transformée FFT) pour séparer et calculer avec précision les composantes CC et CA du signal de courant composite.

• unité de communicationIl est responsable de la transmission à distance des données traitées (par exemple, la taille des composants CC, la valeur efficace CA, les informations sur les alarmes, etc. Il prend en charge les modes de communication par fibre optique, Ethernet, RS-485 et sans fil 4G/5G et est conforme aux normes IEC 61850, IEC 104 et à d'autres protocoles de communication d'énergie standard.

• Logiciel maître de backendLe logiciel principal : déployé sur le serveur du centre de surveillance, il fournit une interface utilisateur graphique (GUI). Le logiciel principal est responsable de la réception, du stockage et de l'affichage des données provenant de tous les points de surveillance. Il permet l'affichage en temps réel de la forme d'onde, l'interrogation des données historiques, l'analyse des courbes de tendance, la gestion des événements d'alarme et la génération de rapports.

2. le flux de travail :

Le capteur de courant continu à extrémité ouverte est monté sur le fil de terre neutre du transformateur -> Le capteur mesure en temps réel le signal de courant total circulant dans le conducteur -> Le signal est transmis à l'unité d'acquisition et de traitement des données -> L'unité d'acquisition effectue un échantillonnage à grande vitesse et une conversion A/N -> Le processeur interne extrait la composante CC au moyen d'algorithmes de traitement des signaux numériques -> Une comparaison est effectuée entre la valeur CC calculée et la valeur d'alarme prédéfinie (par exemple, valeur d'avertissement ou d'alarme) -> Si la limite est dépassée, un événement d'alarme est généré et une sortie d'alarme locale (par exemple, contact de relais) est déclenchée -> Les données et les informations d'alarme sont téléchargées vers la station maître back-end via l'unité de communication sur une base régulière ou lorsqu'elles sont déclenchées. Comparer la valeur DC calculée avec la valeur d'alarme prédéfinie (par ex. valeur d'avertissement, valeur d'alarme) -> Si la limite est dépassée, un événement d'alarme est généré immédiatement et déclenche la sortie d'alarme locale (par ex. contact de relais) -> Charger les données et les informations d'alarme vers la station maître arrière via l'unité de communication à intervalles réguliers ou au moment du déclenchement de l'événement.

Tableau des fonctions essentielles et des paramètres techniques

Foire aux questions (FAQ)

1) Pourquoi ne puis-je pas utiliser un TC de protection ordinaire pour mesurer le courant continu neutre ?
Les TC ordinaires fonctionnent sur la base de la loi de Faraday sur l'induction électromagnétique, qui repose sur le principe selon lequel un flux magnétique changeant induit un courant dans l'enroulement secondaire. Le courant continu produit un champ magnétique constant et ne peut pas induire de courant dans l'enroulement secondaire, de sorte que les TC ordinaires sont "aveugles" à la composante continue. En outre, le courant continu sature le noyau du TC, ce qui affecte sa capacité à mesurer avec précision la composante alternative.

2) Quel est le courant continu typique autorisé à circuler à travers le point neutre d'un transformateur ?
Il n'existe pas de norme internationale unique en la matière et cela dépend généralement de la conception du transformateur, de sa capacité et du matériau du noyau. En général, il est largement reconnu dans l'industrie de l'énergie que pour les grands transformateurs de puissance, des courants continus de quelques ampères (par exemple 3-5A) peuvent causer des effets de biais continus significatifs, et jusqu'à 10A ou plus peuvent constituer une menace sérieuse. C'est pourquoi les valeurs d'alarme des systèmes de surveillance sont généralement fixées à des niveaux d'ampérage à un chiffre.

3) En quoi ce système diffère-t-il de la surveillance du courant de protection de la séquence zéro/écart du neutre du transformateur ?
L'objet et le but de la surveillance sont complètement différents. Le courant de protection homopolaire est surveillé par la fonctionCourant alternatif industriel de séquence zéroIl est utilisé pour évaluer le défaut de mise à la terre du système ou le défaut de mise à la terre monophasé à l'intérieur du transformateur. Ce système est spécialisé dans la surveillanceComposante CC ou quasi CCLa menace de polarisation CC sur le corps du transformateur causée par des sources CC externes (par exemple, GIC, HVDC) est utilisée comme moyen de défense contre la polarisation CC. Les deux sont fondamentalement différents en termes de types de capteurs, d'algorithmes de traitement des signaux et de scénarios d'application.

4) Tous les grands transformateurs doivent-ils être équipés de ce système ?
Tous les transformateurs ne sont pas exposés au même risque. La priorité absolue pour le déploiement du système est accordée aux transformateurs situés dans les zones suivantes : latitudes élevées (risque élevé de GIC), près des stations de conversion de transmission UHV DC, et dans les sous-stations centrales proches des lignes de chemin de fer urbaines ou des grandes installations industrielles utilisant du DC. L'installation du système est une mesure préventive importante pour garantir la sécurité d'exploitation des transformateurs de grande capacité à ultra-haute et très haute tension dans ces zones.