О влиянии схем соединения обмоток силовых трансформаторов с высшим напряжением 6-10 кВ на эксплуатационные параметры сельских электрических сетей

Автор: Виноградов Александр Владимирович, Волчков Юрий Дмитриевич, Лансберг Александр Александрович, Сорокин Николай Сергеевич

Журнал: Агротехника и энергообеспечение @agrotech-orel

Рубрика: Электротехнологии и электрооборудование в сельском хозяйстве

Статья в выпуске: 1 (34), 2022 года.

Бесплатный доступ

ЦЕЛЬ ИССЛЕДОВАНИЯ. Работа направлена на выявление влияния схем и групп соединения обмоток силовых трансформаторов на эксплуатационные параметры сельских электрических сетей 0,4 кВ. МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ. Влияние оценивалось по величине токов короткого замыкания, определенных в соответствии с ГОСТ 28249-93, потерям мощности в обмотках силовых трансформаторов и величине токов, протекающих на стороне 10 кВ силового трансформатора при замыканиях в сети 0,4 кВ, рассчитанных по методу симметричных составляющих с учетом трансформации токов. РЕЗУЛЬТАТЫ ИССЛЕДОВАНИЯ. В ходе исследования было выявлено, что при использовании трансформаторов со схемой соединения обмоток Y/Zн токи однофазного короткого замыкания в сети наибольшие. При этом трансформаторы со схемой соединения обмоток Y/Yн характеризуются меньшими потерями мощности. При использовании трансформаторов со схемой соединения D/Yн токи при замыканиях в сети 0,4 кВ на стороне 10 кВ больше, чем при использовании других схем. ВЫВОДЫ. Выбор Трансформаторы со схемой Y/Yн рациональны при небольших длинах линий 0,4 кВ, Y/Zн при больших длинах линий и несимметричной нагрузке, D/Yн при больших длинах линий и относительно симметричной нагрузке.

Еще

Силовой трансформатор, схемы соединения, ток короткого замыкания, потери мощности и электроэнергии, звезда с нулём, треугольник, зигзаг с нулём

Короткий адрес: https://sciup.org/147237615

IDR: 147237615

Текст научной статьи О влиянии схем соединения обмоток силовых трансформаторов с высшим напряжением 6-10 кВ на эксплуатационные параметры сельских электрических сетей

Введение.

Следует отметить, что направления совершенствования эксплуатационных характеристик трансформаторов связаны с применением современных материалов с высокой электрической прочностью [2], разработки систем текущего мониторинга с использованием датчи ков и микроконтроллерных и микропроцессорных блоков управления [3, 4]. Пример ¹⁶ Агротехника и энергообеспечение. – 2022. – № 1 (34)

данной системы мониторинга трансформаторов в простейшем виде может представлять собой датчик температуры, обеспечивающий контроль температуры верхних слоев масла трансформатора, и микроконтроллер, реализующий обработку информации и контроль превышения допустимых значений, что в работе [5] реализовано на базе датчика температуры TMP36 с диапазоном контролируемых температур -40◦С - +125◦С и микроконтроллерной платы на базе Atmel.

Актуальным вопросом является и оценка технического состояния трансформаторов в разрезе энергосистемы, длительно находящихся в эксплуатации, анализ их надежности и определение частоты отказов и времени восстановления при повреждениях, что было реализовано в работе на примере электроустановок энергосистемы Косово [6]. Подобный анализ произведен и в работе [7], в ходе которого было выявлено состояние силовых трансформаторов, установленных на понижающих подстанциях с высшим напряжением 110 кВ. При этом нормативный срок службы в 25 лет не превысили только 2 трансформатора, а 77 единиц оборудования – находятся в эксплуатации от 25 до 50 лет.

Значение для эксплуатации электрических сетей имеют характеристики не только силовых трансформаторов, установленных на районных понижающих подстанциях, но и трансформаторов с высшим напряжением 6-10 кВ, непосредственно питающих сельские электрические сети 0,4 кВ. Так, в работе [8] было выявлено, что среди 6206 силовых трансформаторов 6-10 кВ филиала ПАО «Россети Центр»-«Орелэнерго» нормативный срок службы в 25 лет не превысили 1942 трансформатора, а срок службы 25-50 лет имеют 3479 единиц оборудования. При этом только 180 трансформаторов имеют номинальное напряжение высшей обмотки 6 кВ, а остальные 6026 – 10 кВ. На номинальное напряжение 0,23 кВ выполнены 255 трансформаторов, а 0,4 кВ – 5951. Важное значение с точки зрения эксплуатации имеет схема и группа соединения обмоток трансформатора, которые влияют на эффективность защиты их от коротких замыканий на стороне 0,4 кВ предохранителями 10 кВ, значения токов короткого замыкания в сети 0,4 кВ и другие параметры [9]. Так, в парке силовых трансформаторов 6-10 кВ филиала ПАО «Россети Центр»-«Орелэнерго» 73% имеют схему соединения обмоток звезда-звезда с нулевым проводом и нулевой группой соединения обмоток Y/Yн, трансформаторы со схемой соединения звезда – зигзаг с нулевым проводом и 11-й группой Y/Zн составляют 17% парка, а схемы соединения треугольник – звезда с нулевым проводом D/Yн и звезда – треугольник Y/D с 11 группой соединения обмоток используются, соответственно, в 290-а и 251-м трансформаторах, составляющих 5% и 4% от общего количества. При этом у 112 устаревших трансформаторов отсутствовали данные о схеме и группе соединения обмоток. Также следует отметить, что наибольшее количество трансформаторов характеризуются номинальными мощностями 100 кВА, 160 кВА, 63 кВА, 250 кВА, соответственно, это 1454, 1252, 853 и 802 единицы, а также среди всех находящихся в эксплуатации трансформаторов класса напряжения 6-10 кВ лишь 268 соответствуют современным требованиям по энергосбережению и имеют класс энергоэффективности выше Х2К2 согласно «СТО 34.01-3.2-011-2017. Стандарт организации ПАО «Россети». Трансформаторы силовые распределительные 6-10 кВ мощностью 63-2500 кВА. Требования к уровню потерь холостого хода и короткого замыкания. Дата введения: 12.04.2017». Среди 6206 трансформаторов «Орелэнерго» 5156 – типа ТМ, остальные – устаревшие типы трансформаторов с алюминиевыми обмотками и современные герметичные трансформаторы серий ТМГ.

Большой объём проводимых в последние годы исследований, направленных в том числе на цифровизацию электрических сетей, позволил обосновать ряд мер по совершенствованию распределительных сетей 0,4 кВ, снижению потерь электроэнергии, в том числе в силовых трансформаторах. Много внимания посвящено разработке трансформаторов новых конструкций. Однако, на наш взгляд, вопросы влияния схем соединения обмоток потребительских силовых трансформаторов на эксплуатационные параметры в литературе представлены недостаточно. Это приводит к нерациональным затратам электросетевых компаний при закупках силовых трансформаторов, росту потерь электроэнергии, необоснованному снижению электробезопасности. Поэтому актуальной задачей является оценка влияния схем соединения трансформаторов на эксплуатационные параметры электрических сетей 0,4-10 кВ.

Цель работы оценить влияние схем и групп соединения обмоток силовых трансформаторов с высшим напряжением 6-10 кВ на эксплуатационные параметры сельских электрических сетей.

Материалы и методы исследования.

В соответствии с ГОСТ 11677-85 «Трансформаторы силовые. Общие технические условия» силовые трансформаторы сельских электрических сетей с высшим напряжением 610 кВ изготавливаются со следующими схемами и группами соединения обмоток:

- звезда-звезда с нулевым проводом и 0-ой группой соединения обмоток- Y/Yh;
- треугольник- звезда с нулевым проводом и 11-ой группой соединения обмоток- D/Yh;
- звезда-зигзаг с нулевым проводом и 11-ой группой соединения обмоток - Y/Zh.

При этом, согласно [8], схемы и группы соединения обмоток силовых трансформаторов влияют на следующие эксплуатационные параметры:

1) потери мощности и электроэнергии при протекании токов нагрузки (данный вопрос является особенно актуальным в настоящее время, так как электросетевые организации при транспорте электроэнергии по электрических сетям обеспечивают внедрение энергоэффективных технологий и ежегодно осуществляют разработку планов потерь, с целью оптимизации работы организации и получения большей прибыли);
2) величину токов короткого замыкания в электрической сети 0,4 кВ (данный параметр влияет на возможность эффективной защиты электрической сети 0,4 кВ защитными коммутационными аппаратами от аварийных режимов работы. Так при завышенной протяженности линии электропередачи (ЛЭП), в совокупности с малым сечением используемых проводников, сопротивление до наиболее удаленной точки линии оказывается высоким, что приводит к низким значениям токов однофазного короткого замыкания (ОКЗ). Так, на примере Дмитровского участка Кромского района электрических сетей филиала ПАО «Россети Центр»-«Орелэнерго» было выявлено, что токи (ОКЗ) имеют значения меньшие, чем номинальный ток трансформатора, питающего электрическую сеть, и защитного коммутационного аппарата (ЗКА) [10]. В свою очередь, это приводит к тому, что [11] даже при условии регулирования уставок электромагнитного расцепителя защитного коммутационного аппарата сети 0,4 кВ, часто не обеспечивается отключение линии в течение требуемого согласно ПУЭ интервала времени 0,4 с, отключение тока ОКЗ тепловым расцепителем в течение 5 с);
3) величину токов на стороне 6-10 кВ (данный параметр влияет на возможность отключения аварийного режима работы сельской электрической сети 0,4 кВ предохранителями на стороне 10 кВ. Так, в случае несрабатывания ЗКА 0,4 кВ через трансформатор будет протекать мощность установившегося короткого замыкания. Это будет отрицательно сказываться на магнитопроводе и обмотках трансформатора ввиду

несимметричных значений токов и наводимых ими магнитных потоков).

Оценка указанных эксплуатационных параметров в работе будет произведена на примере трансформаторов типа ТМГ-11 единичной мощностью 160 кВА, производимых ОАО «МЭТЗ им. В.И. Козлова». Технические характеристики, указанных трансформаторов согласно данных, предоставленных заводом, приведены в таблице 1. Указанные трансформаторы были выбраны в связи с тем, что в настоящее время завод выпускает только энергоэффективные трансформаторы со схемами ∆/Yн, Y/Zн, при этом устаревшие трансформаторы типа ТМ имеют схему соединения обмоток Y/Yн. Единичная мощность 160 кВА была выбрана в связи с тем, что среднеарифметическое значение мощности трансформаторов 6-10 кВ «Орелэнерго» - 153 кВА.

Оценить потери мощности в трансформаторах указанных групп и схем соединения обмоток при протекании мощности можно по формуле (1) [12]:

^р = S-R , (1)

ин где S – мощность, протекающая через трансформатор, кВА;

U н – номинальное напряжение сети в точке установки элемента, кВА;

Z – сопротивление трансформатора, Ом.

Полное сопротивление трансформатора можно определить по данным таблицы 1 по формуле (2):

Z = ^R 2 + Х 2 , (2)

R – активное сопротивление трансформатора, Ом;

X – индуктивное сопротивление трансформатора, Ом.

Таблица 1 – Технические характеристики трансформаторов серии ТМГ-11, произведенных ОАО «МЭТЗ им. В.И. Козлова», со схемами соединения ∆/Yн, Y/Yн, Y/Zн.

Модель	Uвн/ Uнн, кВ	Схема обмоток	Число фаз	Мощность, кВА	R1, мОм	X1, мОм	R0, мОм	X0, мОм
ТМГ-11	10/ 0,4 кВ	∆/Yн	3	160	17,5	41,8	11,04	44,14
		Y/Yн			16,3	40,6	256,12	1024,47
		Y/Zн			18,5	42	2,25	9

Расчет токов однофазного короткого замыкания в электрических сетях 0,4 кВ необходимо осуществлять в соответствии с «ГОСТ 28249-93. Короткие замыкания в электроустановках. Методы расчета в электроустановках переменного тока напряжением до

1 кВ. Дата введения 1995-01-01». Согласно ГОСТ, ток однофазного короткого замыкания определяется по методу симметричных составляющих по формуле (3):

кз

_______ УЗ'^ ср.НН _______

7(2Г 1 +Г о )²+(2Х₁+Х о )²

, кА

где Uср.НН – среднее номинальное напряжение сети, в которой произошло замыкание. Для сельских электрических сетей - 400 В;

r1, x1 – соответственно суммарное активное и суммарное индуктивное сопротивления прямой последовательности цепи КЗ, Ом. Эти сопротивления определяются по формулам (4, 5):

Г = F_T + Г р + Г та + Г_К в + Г ш + Г + Г 1кб + Г вд + Г д , мОм (4)

х 1 = х_с + х_т + х р + х_ТА + х_кв + х_ш + х_к + х_1кб + х_ВЛ , мОм (5)

где r т и х т – активное и индуктивное сопротивления прямой последовательности понижающего трансформатора, мОм. Приведены в таблице №1;
r та и x та – активное и индуктивное сопротивления первичных обмоток трансформаторов тока, мОм;
x c – эквивалентное индуктивное сопротивление системы до понижающего трансформатора, мОм, приведенное к ступени низшего напряжения;
r р и x р – активное и индуктивное сопротивление реакторов, мОм;
r кв и x кв – активное и индуктивное сопротивления токовых катушек автоматических выключателей, мОм;
r ш и x ш – активное и индуктивное сопротивления шинопроводов, мОм;
r 1кб , r вл и x 1кб , х вл – активные и индуктивные сопротивления прямой последовательности кабельных и воздушных линий электропередачи, мОм;
r к – суммарное активное сопротивление различных контактов, мОм;
r д – активное сопротивление дуги в месте КЗ, мОм. Зависит от условий возникновения КЗ;

r 0 , x 0 – соответственно суммарное активное и суммарное индуктивное сопротивления нулевой последовательности цепи КЗ, Ом. Эти сопротивления определяются по формулам (6), (7):

Г о = Г от + Г р + Г та + Г кв + Г ош + Г к + Г окб + Г овл + Г д , мОм

Х о

= х_0т + х р + Х_ТА + х

кв

+ х ош + х к + х окб + х овл , мОм

r 0т и х 0т – активное и индуктивное сопротивления нулевой последовательности понижающего трансформатора, мОм;
r 0ш и x 0ш – активное и индуктивное сопротивления нулевой последовательности шинопроводов, мОм;
r 0кб и x 0кб – активные и индуктивные сопротивления нулевой последовательности кабельных линий электропередачи, мОм;
r 0вл и х 0вл – активные и индуктивные сопротивления нулевой последовательности

воздушных линий электропередачи, мОм.

Начальное значение периодической составляющей токов двухфазного и трехфазного

КЗ рассчитывается по формулам (8), (9):

2 кз

^ ср.нн 2Я+ !

^ ср.нн 2^Z 2

^ZT • 1 3з , кА.

г 3 ^ср.нн __ ^ср.нн кз=;г^:;|=^3^’

Для оценки влияния схемы и группы соединения обмоток трансформатора на величину токов короткого замыкания в сети 0,4 кВ основными параметрами, оказывающими влияние на расчетные значения, являются сопротивления трансформатора и проводника сети, которые непосредственно использовались в расчете токов КЗ. Другие параметры позволяют в практической эксплуатации рассчитать на примере реального электроэнергетического объекта более точные значения токов КЗ. Расчет токов КЗ был осуществлён для линии, выполненной проводом СИП-2 3х35+1х54,6. При этом расчетная длина линии была принята равной 1 км (такие случаи имеются на практике). Согласно ТУ 16-705.500-2006 «Провода самонесущие изолированные и защищенные для воздушных линий электропередач» для провода СИП-2 3х35+1х54,6 активное сопротивление фазного провода – 1,111 Ом/км, нейтрального – 0,822 Ом/км; индуктивное сопротивление фазного провода 0,0802 Ом/км, нейтрального – 0,0691 Ом/км.

В свою очередь, значения токов, протекающих на стороне 10 кВ, при замыканиях в сети 0,4 кВ определяются по методу симметричных составляющих с использованием теории переходных процессов и преобразования векторных диаграмм токов с учетом коэффициента трансформации силового трансформатора и фазового сдвига, вызванного различными группами соединения обмоток трансформатора. Так, при однофазном коротком замыкании в фазе А, являющейся особой, согласно теории переходных процессов, фазой, т.е. фазой, в которой электрические параметры в данном режиме работы сети будут отличаться от двух других, токи на стороне 10 кВ можно определить с использованием расчетных коэффициентов, представленных в работах [13-15], определенных с использованием указанных методов.

Результаты и обсуждение.

Результаты расчетов токов симметричного и несимметричных коротких замыканий в электрической сети 0,4 кВ, выполненной проводом СИП-2 3х35+1х54,6 при использовании силовых трансформаторов 10/0,4 кВ типа ТМГ-11 с разными схемами и группами соединения обмоток представлены в таблице 2, при этом значения токов однофазных коротких замыканий отдельно представлены на рисунке 1.

Таблица 2 – Значения токов симметричного и несимметричных коротких замыканий при разных схемах и группах соединения обмоток трансформатора ТМГ-11/10/0,4 кВ 160 кВА в электрической сети 0,4 кВ, выполненной проводом СИП-2 3х35+1х54,6

Длина участка до точки КЗ	1-фазное КЗ, А			2-фазное КЗ, А			3-фазное КЗ, А
Длина участка до точки КЗ	Y/Y 0	D/Y 0	Y/Z 0	Y/Y 0	D/Y 0	Y/Z 0	Y/Y 0	D/Y 0	Y/Z 0
L, м	Iп(0), А
0	594	4353	5587	3612	3516	3485	4171	4060	4025
25	573	3043	3483	2995	2922	2890	3458	3374	3337
50	549	2150	2319	2425	2376	2352	2800	2743	2715
75	524	1627	1708	1990	1958	1940	2298	2260	2240
100	499	1299	1346	1670	1647	1634	1928	1902	1887
125	475	1078	1108	1431	1415	1405	1652	1633	1622
150	451	920	940	1248	1236	1228	1441	1427	1418
175	428	802	816	1105	1095	1089	1276	1265	1258
200	407	710	721	990	982	978	1143	1134	1129
225	387	637	646	896	890	886	1035	1028	1023
250	368	578	585	818	813	810	945	939	935
275	351	528	534	752	748	745	869	864	861

300	335	487	491	696	693	690	804	800	797
325	320	451	455	648	645	643	748	745	742
350	306	420	424	606	603	601	699	696	694
375	293	394	396	569	566	565	657	654	652
400	281	370	372	536	534	532	619	616	615
425	270	349	351	506	505	503	585	583	581
450	260	330	332	480	479	477	554	553	551
475	250	313	315	456	455	454	527	525	524
500	241	298	300	435	434	433	502	501	500
525	233	284	286	415	414	413	480	478	477
550	225	272	273	398	396	396	459	458	457
575	217	260	261	381	380	379	440	439	438
600	210	250	251	366	365	364	423	421	421
625	204	240	241	352	351	350	406	405	405
650	197	231	232	339	338	338	391	391	390
675	192	223	223	327	326	326	378	377	376
700	186	215	216	316	315	315	365	364	363
725	181	208	208	305	305	304	353	352	351
750	176	201	201	296	295	294	341	341	340
775	171	194	195	286	286	285	331	330	329
800	167	188	189	278	277	277	321	320	320
825	162	183	183	270	269	269	311	311	310
850	158	178	178	262	261	261	302	302	301
875	154	173	173	255	254	254	294	293	293
900	151	168	168	248	247	247	286	286	285
925	147	163	164	241	241	241	279	278	278
950	144	159	160	235	235	234	271	271	271
975	141	155	156	229	229	229	265	264	264
1000	138	151	152	224	223	223	258	258	258

Исходя из результатов исследования следует, что токи однофазного КЗ при схеме и группе соединения обмоток Y/Yн-0 значительно меньше, чем токи двухфазного и трехфазного КЗ. Так, согласно расчетам, при использовании трансформатора ТМГ-11 единичной мощностью 160 кВА ток ОКЗ на шинах ТП 10/0,4 кВ равен 594 А.

^^^^^■. Y/Yн г D/Yн Y/Zн

Рисунок 1 – Значения токов однофазного короткого замыкания в сети 0,4 кВ при разных схемах и группах соединения обмоток трансформатора ТМГ-11/10/0,4 кВ 160 кВА в электрической сети 0,4 кВ, выполненной проводом СИП-2 3х35+1х54,6.

В свою очередь, токи двухфазного и трехфазного КЗ равны 3612 А и 4171 А. При этом для схем и групп соединения обмоток D/Yн-11 и Y/Zн-11 токи однофазного КЗ на шинах ТП 10/0,4 кВ имеют значения большие, чем токи двухфазного и трехфазного КЗ. Так, для схемы D/Yн-11 ток однофазного КЗ составляет 4353 А, а двухфазного и трехфазного КЗ, соответственно, 3516 А и 4060 А. Следует отметить, что для схемы и группы соединения обмоток Y/Zн-11 ток однофазного КЗ имеет наибольшее значение среди рассматриваемых и составляет – 5587 А, при значениях токов двухфазного и трехфазного КЗ – 3485 А и 4025 А. Подобные зависимости наблюдаются для рассматриваемых схем и групп соединения обмоток не только на шинах ТП 10/0,4 кВ, но и по всей протяженности сети 0,4 кВ.

При этом значения токов двухфазного и трехфазного КЗ в рассматриваемой сети 0,4 кВ отличаются не значительно, а наибольшие отличия имеют токи однофазного КЗ. При этом уже при замыкании в точке сети 0,4 кВ, находящейся в 75 метрах от ТП 10/0,4 кВ, токи однофазного КЗ для схем D/Yн и Y/Zн отличаются менее, чем на 5% и имеют значения 1627 А и 1708 А. В свою очередь, при замыкании на расстоянии 1 км от ТП 10/0,4 кВ, значения токов однофазного КЗ для рассматриваемых схем и групп соединения обмоток Y/Yн, D/Yн, Y/Zн различаются менее, чем на 10%, и составляют 138 А, 151 А и 152 А.

Исходя из результатов расчетов следует, что токи однофазного КЗ для схемы и группы соединения обмоток Y/Zн имеют наибольшие значения, чем для других схем и групп соединения.

Как ранее было отмечено, второй эксплуатационный параметр заключается в величине потерь мощности и электроэнергии в силовых трансформаторах. В таблице 3 представлены результаты расчета потерь мощности в рассматриваемых с илов ых 23

трансформаторах ТМГ-11 мощностью 160 кВА при разных схемах и группах соединения обмоток. Расчет был проведен по формуле (1) с использованием фактических значений сопротивления, приведенных в таблице 1, и разных коэффициентах загрузки силовых трансформаторов. Так, было выявлено, что трансформатор со схемой соединения обмоток Y/Zн характеризуется наивысшим значением фактических потерь. При полной загрузке трансформатора данное значение составляет 2,96 кВт. В свою очередь, трансформаторы со схемой и группой соединения обмоток Y/Yн имеют наименьшие потери среди рассматриваемых схем соединения обмоток. Так, при полной загрузке трансформатора значение потерь составит 2,608 кВт.

Таблица 3 – Потери активной мощности в силовых трансформаторах 10/0,4 кВ типа ТМГ-11 единичной мощностью 160 кВА при разных схемах соединения обмоток и коэффициенте загрузки

Коэффициент загрузки, Кз, %	Мощность, протекающая через трансформатор, кВА	Потери мощности при разных схемах соединения обмоток трансформатора ТМГ-160, ∆P, Вт
Коэффициент загрузки, Кз, %	Мощность, протекающая через трансформатор, кВА	Y/Yн	D/Yн	Y/Zн
10	16	26,1	28	29,6
20	32	104,3	112	118,4
30	48	234,7	252	266,4
40	64	417,3	448	473,6
50	80	652	700	740
60	96	938,9	1008	1065,6
70	112	1277,9	1372	1450,4
80	128	1669,1	1792	1894,4
90	144	2112,5	2268	2397,6
100	160	2608	2800	2960

Так, если бы рассматриваемые трансформаторы со схемами соединения обмоток Y/Yн и Y/Zн в течение года работали с неизменным коэффициентом загрузки 100%, то годовые потери электроэнергии в них бы составили 22846 кВт∙ч и 25930 кВт∙ч, при этом разница стоимости потерь составит 7185 рубля в год при тарифе на потери 2,33 руб/кВт·ч. При значительной несимметрии нагрузки потери в трансформаторах со схемой Y/Zн становятся меньше, чем в трансформаторах со схемой Y/Yн и D/Yн за счёт снижения несимметрии токов и напряжений по фазам [16, 17].

Как ранее было указано, среди 6206 трансформаторов 6-10 кВ филиала «Орелэнерго» 73% имеют схему и группу соединения обмоток Y/Yн. Таким образом, с учетом проведенных технико-экономических расчетов, можно предположить, что построение энергосистемы Орловской области с использованием преимущественно силовых трансформаторов 6-10 кВ со схемой Y/Yн обусловлено меньшими потерями электроэнергии и ущербом от сокращения передаваемой мощности ввиду потерь.

В таблице 4 представлены результаты расчетов токов на стороне 10 кВ при устойчивом однофазном коротком замыкании в фазе А в сети 0,4 кВ при разных схемах и группах соединения обмоток трансформатора ТМГ-11/10/0,4 кВ 160 кВА в электрической сети 0,4 кВ, выполненной проводом СИП-2 3х35+1х54,6.

Расчёт значения токов КЗ на стороне 10 кВ позволяет оценить возможность защиты транс форматора предохранителями 10 кВ при замыканиях на стороне 0,4 кВ, а также ²⁴ Агротехника и энергообеспечение. – 2022. – № 1 (34)

возможность защиты ими сети 0,4 кВ при отказе защитного коммутационного аппарата 0,4 кВ. Трансформатор единичной мощностью 160 кВА характеризуется номинальным током 9,25 А на стороне высокого напряжения 10 кВ. Таким образом, для его защиты с учетом возможной перегрузки целесообразно использовать плавкие вставки с номинальным током 10 А. При замыкании на шинах ТП 10/0,4 кВ плавкий предохранитель со стороны 10 кВ своевременно перегорит и отключит трансформатор от сети 10 кВ при всех рассматриваемых схемах соединения обмоток. При этом максимальные значения токов на стороне 10 кВ для схемы Y/Yн будет в фазе А иметь значение 15,84 А, D/Yн – в фазах А и В с одинаковыми значениями 100,99 А, а для схемы Y/Zн - 129, 62 А.

Таблица 4 – Значения токов на стороне 10 кВ при несимметричном однофазном коротком замыкании Iк(1) при разных схемах и группах соединения обмоток трансформатора ТМГ-11/10/0,4 кВ 160 кВА в электрической сети 0,4 кВ, выполненной проводом СИП-2 3х35+1х54,6.

Длина до точки КЗ	Y/Y 0				D/Y 0				Y/Z 0
L, м	0,4 кВ	10 кВ			0,4 кВ	10 кВ			0,4 кВ	10 кВ
L, м	Ia, A	Ia, A	Ib, A	Ic, A	Ia, A	Ia, A	Ib, A	Ic, A	Ia, A	Ia, A	Ib, A	Ic, A
0	594	15,84	7,92	7,92	4353	100,99	100,99	_-	5587	129,62	129,62	_-
25	573	15,28	7,64	7,64	3043	70,60	70,60	-	3483	80,81	80,81	-
50	549	14,64	7,32	7,32	2150	49,88	49,88	-	2319	53,80	53,80	-
75	524	13,97	6,99	6,99	1627	37,75	37,75	-	1708	39,63	39,63	-
100	499	13,31	6,65	6,65	1299	30,14	30,14	-	1346	31,23	31,23	-
125	475	12,67	6,33	6,33	1078	25,01	25,01	_-	1108	25,71	25,71	_-
150	451	12,03	6,01	6,01	920	21,34	21,34	_-	940	21,81	21,81	_-
175	428	11,41	5,71	5,71	802	18,61	18,61	_-	816	18,93	18,93	_-
200	407	10,85	5,43	5,43	710	16,47	16,47	-	721	16,73	16,73	-
225	387	10,32	5,16	5,16	637	14,78	14,78	-	646	14,99	14,99	-
250	368	9,81	4,91	4,91	578	13,41	13,41	-	585	13,57	13,57	-
275	351	9,36	4,68	4,68	528	12,25	12,25	_-	534	12,39	12,39	_-
300	335	8,93	4,47	4,47	487	11,30	11,30	_-	491	11,39	11,39	_-
325	320	8,53	4,27	4,27	451	10,46	10,46	_-	455	10,56	10,56	_-

350	306	8,16	4,08	4,08	420	9,74	9,74	-	424	9,84	9,84	-
375	293	7,81	3,91	3,91	394	9,14	9,14	-	396	9,19	9,19	-
400	281	7,49	3,75	3,75	370	8,58	8,58	-	372	8,63	8,63	-
425	270	7,20	3,60	3,60	349	8,10	8,10	_-	351	8,14	8,14	_-
450	260	6,93	3,47	3,47	330	7,66	7,66	_-	332	7,70	7,70	_-
475	250	6,67	3,33	3,33	313	7,26	7,26	_-	315	7,31	7,31	_-
500	241	6,43	3,21	3,21	298	6,91	6,91	-	300	6,96	6,96	-
525	233	6,21	3,11	3,11	284	6,59	6,59	-	286	6,64	6,64	-
550	225	6,00	3,00	3,00	272	6,31	6,31	-	273	6,33	6,33	-
575	217	5,79	2,89	2,89	260	6,03	6,03	-	261	6,06	6,06	-
600	210	5,60	2,80	2,80	250	5,80	5,80	_-	251	5,82	5,82	_-
625	204	5,44	2,72	2,72	240	5,57	5,57	_-	241	5,59	5,59	_-
650	197	5,25	2,63	2,63	231	5,36	5,36	_-	232	5,38	5,38	_-
675	192	5,12	2,56	2,56	223	5,17	5,17	-	223	5,17	5,17	-
700	186	4,96	2,48	2,48	215	4,99	4,99	-	216	5,01	5,01	-
725	181	4,83	2,41	2,41	208	4,83	4,83	-	208	4,83	4,83	-
750	176	4,69	2,35	2,35	201	4,66	4,66	_-	201	4,66	4,66	_-
775	171	4,56	2,28	2,28	194	4,50	4,50	_-	195	4,52	4,52	_-
800	167	4,45	2,23	2,23	188	4,36	4,36	_-	189	4,38	4,38	_-
825	162	4,32	2,16	2,16	183	4,25	4,25	_-	183	4,25	4,25	_-
850	158	4,21	2,11	2,11	178	4,13	4,13	-	178	4,13	4,13	-
875	154	4,11	2,05	2,05	173	4,01	4,01	-	173	4,01	4,01	-
900	151	4,03	2,01	2,01	168	3,90	3,90	-	168	3,90	3,90	-
925	147	3,92	1,96	1,96	163	3,78	3,78	_-	164	3,80	3,80	_-
950	144	3,84	1,92	1,92	159	3,69	3,69	_-	160	3,71	3,71	_-
975	141	3,76	1,88	1,88	155	3,60	3,60	_-	156	3,62	3,62	_-
1000	138	3,68	1,84	1,84	151	3,50	3,50	-	152	3,53	3,53	-

В случае отказа защитного коммутационного аппарата линии 0,4 кВ для схемы Y/Yн при однофазном замыкании на стороне 0,4 кВ при удалении от ТП 10/0,4 кВ на 225 метров ток н а стороне 10 кВ в фазе А будет составлять 10,32 А, что больше номинального тока

²⁶ Агротехника и энергообеспечение. – 2022. – № 1 (34)

плавкой вставки. Это позволяет сделать вывод о том, что при установившемся однофазном КЗ в сети 0,4 кВ плавкий предохранитель в фазе А по истечении времени может перегореть и обеспечить резервирование ЗКА 0,4 кВ. При этом токи в фазах B и С по стороне 10 кВ для трансформатора Y/Yн меньше номинального тока плавкого предохранителя и при однофазном КЗ на ТП 10/0,4 кВ имеют значения 7,92 А.

Аналогичные выводы можно сделать и для трансформаторов со схемами соединения D/Yн и Y/Zн. При однофазных замыканиях на удалении 325 м от ТП 10/0,4 кВ на стороне 10 кВ в фазах A и В будут протекать токи большие, чем номинальный ток 10 А плавкой вставки предохранителя, и для трансформаторов со схемами соединения D/Yн и Y/Zн будут составлять 10,46 А и 10,56 А, при этом однофазное КЗ для данных трансформаторов будет сопровождаться отсутствием тока в фазе С.

В таблице 5 представлены результаты расчета токов на стороне 10 кВ при устойчивом двухфазном коротком замыкании в фазе А в сети 0,4 кВ при разных схемах и группах соединения обмоток трансформатора ТМГ-11/10/0,4 кВ 160 кВА в электрической сети 0,4 кВ, выполненной проводом СИП-2 3х35+1х54,6.

Таблица 5 – Значения токов на стороне 10 кВ при двухфазном коротком замыкании Iк(2) при разных схемах и группах соединения обмоток трансформатора ТМГ-11/10/0,4 кВ 160 кВА в электрической сети 0,4 кВ, выполненной проводом СИП-2 3х35+1х54,6.

Длина до точки КЗ	Y/Y 0				D/Y 0				Y/Z 0
L, м	0,4 кВ	10 кВ			0,4 кВ	10 кВ			0,4 кВ	10 кВ
L, м	Ib-c, A	Ia, A	Ib, A	Ic, A	Ib-c, A	Ia, A	Ib, A	Ic, A	Ib-c, A	Ia, A	Ib, A	Ic, A
0	3612	_-	125,12	125,12	3516	70,32	162,40	70,32	3485	69,70	160,97	69,70
25	2995	-	103,75	103,75	2922	58,44	134,96	58,44	2890	57,80	133,48	57,80
50	2425	-	84,00	84,00	2376	47,52	109,74	47,52	2352	47,04	108,63	47,04
75	1990	-	68,93	68,93	1958	39,16	90,44	39,16	1940	38,80	89,60	38,80
100	1670	_-	57,85	57,85	1647	32,94	76,07	32,94	1634	32,68	75,47	32,68
125	1431	_-	49,57	49,57	1415	28,30	65,36	28,3	1405	28,10	64,89	28,10
150	1248	_-	43,23	43,23	1236	24,72	57,09	24,72	1228	24,56	56,72	24,56
175	1105	_-	38,28	38,28	1095	21,90	50,58	21,9	1089	21,78	50,30	21,78
200	990	-	34,29	34,29	982	19,64	45,36	19,64	978	19,56	45,17	19,56
225	896	-	31,04	31,04	890	17,80	41,11	17,8	886	17,72	40,92	17,72
250	818	-	28,34	28,34	813	16,26	37,55	16,26	810	16,20	37,41	16,20

275	752	-	26,05	26,05	748	14,96	34,55	14,96	745	14,90	34,41	14,90
300	696	_-	24,11	24,11	693	13,86	32,01	13,86	690	13,80	31,87	13,80
325	648	_-	22,45	22,45	645	12,90	29,79	12,9	643	12,86	29,70	12,86
350	606	_-	20,99	20,99	603	12,06	27,85	12,06	601	12,02	27,76	12,02
375	569	-	19,71	19,71	566	11,32	26,14	11,32	565	11,30	26,10	11,30
400	536	-	18,57	18,57	534	10,68	24,66	10,68	532	10,64	24,57	10,64
425	506	-	17,53	17,53	505	10,10	23,32	10,1	503	10,06	23,23	10,06
450	480	-	16,63	16,63	479	9,58	22,12	9,58	477	9,54	22,03	9,54
475	456	_-	15,80	15,80	455	9,10	21,02	9,1	454	9,08	20,97	9,08
500	435	_-	15,07	15,07	434	8,68	20,05	8,68	433	8,66	20,00	8,66
525	415	_-	14,38	14,38	414	8,28	19,12	8,28	413	8,26	19,08	8,26
550	398	-	13,79	13,79	396	7,92	18,29	7,92	396	7,92	18,29	7,92
575	381	-	13,20	13,20	380	7,60	17,55	7,6	379	7,58	17,51	7,58
600	366	-	12,68	12,68	365	7,30	16,86	7,3	364	7,28	16,81	7,28
625	352	_-	12,19	12,19	351	7,02	16,21	7,02	350	7,00	16,17	7,00
650	339	_-	11,74	11,74	338	6,76	15,61	6,76	338	6,76	15,61	6,76
675	327	_-	11,33	11,33	326	6,52	15,06	6,52	326	6,52	15,06	6,52
700	316	_-	10,95	10,95	315	6,30	14,55	6,3	315	6,30	14,55	6,3
725	305	-	10,57	10,57	305	6,10	14,09	6,1	304	6,08	14,04	6,08
750	296	-	10,25	10,25	295	5,90	13,63	5,9	294	5,88	13,58	5,88
775	286	-	9,91	9,91	286	5,72	13,21	5,72	285	5,70	13,16	5,70
800	278	_-	9,63	9,63	277	5,54	12,79	5,54	277	5,54	12,79	5,54
825	270	_-	9,35	9,35	269	5,38	12,42	5,38	269	5,38	12,42	5,38
850	262	_-	9,08	9,08	261	5,22	12,06	5,22	261	5,22	12,06	5,22
875	255	-	8,83	8,83	254	5,08	11,73	5,08	254	5,08	11,73	5,08
900	248	-	8,59	8,59	247	4,94	11,41	4,94	247	4,94	11,41	4,94
925	241	-	8,35	8,35	241	4,82	11,13	4,82	241	4,82	11,13	4,82
950	235	-	8,14	8,14	235	4,70	10,85	4,7	234	4,68	10,81	4,68
975	229	_-	7,93	7,93	229	4,58	10,58	4,58	229	4,58	10,58	4,58
1000	224	_-	7,76	7,76	223	4,46	10,30	4,46	223	4,46	10,30	4,46

Следует отметить, что при схеме соединения Y/Yh плавкие вставки при установившемся двухфазном КЗ в сети 0,4 кВ могут обеспечить резервирование ЗКА 0,4 кВ при КЗ на удалении до 750 м от ТП 10/0,4 кВ. В случае использования трансформаторов со схемами соединения D/Yh и Y/Zh значения токов на стороне 10 кВ в фазе В будут больше номинального тока плавкой вставки по всей протяженности сети в 1 км, а в фазах А и С при двухфазном КЗ на 425 м от ТП 10/0,4 кВ для схем D/Yh и Y/Zh значения токов будут составлять, соответственно, 10,1 и 10,06 А. При установившемся симметричном трехфазном коротком замыкании в электрической сети 0,4 кВ токи в фазах А, В и С на стороне 10 кВ определяются отношением тока трехфазного КЗ к коэффициенту трансформации силового трансформатора и будут равны как по стороне 0,4 кВ, так и по стороне 10 кВ.

Трехфазное короткое замыкание характеризуется наибольшими значениями токов КЗ, в связи с чем, целесообразность оценки эффективности защиты плавкими предохранителями 10 кВ трансформатора и возможности защиты линии 0,4 кВ при отказе ЗКА 0,4 кВ отсутствует.

Заключение.

В ходе работы было выявлено, что характеристики, в частности схемы соединения силовых трансформаторов с высшим напряжением 6-10 кВ, влияют на следующие эксплуатационные параметры: значения токов симметричного и несимметричных коротких замыканий в сети 0,4 кВ; потери электроэнергии и мощности; значения токов на стороне 10 кВ при установившихся коротких замыканиях в сети 0,4 кВ.

Было выявлено, что трансформаторы со схемой и группой соединения Y/Yh-0 характеризуются наименьшими потерями, позволяющими снизить издержки электросетевых организаций от ущербов, связанных с потерями электроэнергии в трансформаторах. При этом ввиду больших сопротивлений нулевой последовательности данные трансформаторы имеют меньшие значения токов однофазного КЗ в сети 0,4 кВ по сравнению с трансформаторами с другими схемами и группами соединения обмоток. В отдельных случаях это может привести к несрабатыванию ЗКА 0,4 кВ при ОКЗ в сети 0,4 кВ, что требует проведения мероприятий по повышению чувствительности ЗКА 0,4 кВ путем регулирования его уставок или замены на другой ЗКА 0,4 кВ, применения средств секционирования сети [18, 19, 20, 21]. Также трансформаторы со схемой и группой соединения Y/Yh-0 характеризуются меньшими значениями токов, протекающих на стороне 10 кВ при несимметричных замыканиях в сети 0,4 кВ, что может привести к невозможности отключения трансформатора предохранителями 10 кВ при КЗ в сети 0,4 кВ.

Использование трансформаторов со схемой и группой соединения D/Yh-11 характеризуется большими значениями токов ОКЗ в сети 0,4 кВ, а также большими потерями, по сравнению с трансформаторами Y/Yh-0. При этом данные трансформаторы при несимметричных замыканиях в сети 0,4 кВ характеризуются наибольшими значениями токов, протекающих в фазах на стороне 10 кВ. Это обуславливает широкую область применения данных трансформаторов в качестве трансформаторов собственных нужд электростанций и подстанций, которые позволят обеспечить защиту трансформатора со стороны 10 кВ при замыканиях на стороне 0,4 кВ ввиду использования малых сечений медных и алюминиевых проводов, используемых для питания цепей оперативного тока, которые согласно «СТО 56947007-29.240.10.248-2017. Нормы технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением 35-750 кВ (НТП ПС). Стандарт организации ПАО «ФСК ЕЭС». Дата введения: 25.08.2017.» выполняются сечениями 2,5-4 мм2. При этом трансформаторы D/Yh-11, согласно теории электротехники, должны иметь больший уровень прочности фазной изоляции на стороне высокого напряжения 10 кВ ввиду использования схемы соединения треугольник.

Трансформаторы со схемой и группой соединения Y/Zн-11 характеризуются наибольшими потерями и наибольшими значениями токов однофазного КЗ в сети 0,4 кВ среди рассмотренных схем и групп соединения обмоток силовых трансформаторов 6-10 кВ. Они также позволяют обеспечить эффективность защиты трансформатора предохранителями на стороне 10 кВ от замыканий в сети 0,4 кВ. Важным преимуществом трансформатора со схемой и группой соединения Y/Zн-11 является возможность снижения несимметрии фазных напряжений в сельских сетях 0,4 кВ с однофазными потребителями ввиду его конструкционных особенностей, заключающихся в намотке обмотке фазы на 2 стержня магнитопровода, что позволяет в отдельных случаях обеспечить качество электроэнергии у потребителей.

При сооружении, реконструкции и техперевооружении сельских электрических сетей 0,4 кВ можно рекомендовать применение трансформаторов с разными схемами:

Y/Yн-0 – при небольших длинах ЛЭП 0,4 кВ и относительно симметричной нагрузке;

D/Yн-11 – при завышенных длинах ЛЭП 0,4 кВ, для собственных нужд ПС, ЭС;

Y/Zн-11 – при завышенных длинах ЛЭП 0,4 кВ и несимметричной нагрузке.

Список литературы О влиянии схем соединения обмоток силовых трансформаторов с высшим напряжением 6-10 кВ на эксплуатационные параметры сельских электрических сетей

Tamas Orosz. Evolution and Modern Approaches of the Power Transformer Cost Optimization Methods. Periodica Polytechnica Electrical Engineering and Computer Science, 63 (1), pp. 37-50, 2019. https://doi.org/10.3311/PPee.13000.
Yuan Yuan, Ruijin Liao, A Novel Nanomodified Cellulose Insulation Paper for Power Transformer, Journal of Nanomaterials, 2014. https://doi.org/10.1155/2014/510864.
Meng, Junhong, Singh, Maninder, Sharma, Manish, Singh, Daljeet, Kaur, Preet and Kumar, Rajeev. «Online Monitoring Technology of Power Transformer based on Vibration Analysis»: «Journal of Intelligent Systems», vol. 30, no. 1, 2021, pp. 554-563. https://doi.org/10.1515/jisys-2020-0112.
Zou L. (2013) Real-Time Monitoring System for Transformer Based on GSM. In: Yang Y., Ma M., Liu B. (eds) Information Computing and Applications. ICICA 2013. Communications in Computer and Information Science, vol 391. Springer, Berlin, Heidelberg. https://doi.org/10.1007/978-3-642-53932-9 31.
Shreyansh Likhar. Power Transformer Monitoring System. Columbia undergraduate science journal. Vol. 11 (2017). https://doi.org/10.7916/cusj.v11i0.5697.
Vezir Rexhepi. An Analysis of Power Transformer Outages and Reliability Monitoring. Energy Procedia. Volume 141, December 2017, Pages 418-422. https://doi.org/10.1016/j.egypro.2017.11.053.
Лансберг А.А. Анализ технического состояния и сроков службы силовых трансформаторов, установленных на подстанциях с высшим напряжением 110 кВ филиала ПАО «МРСК Центра»-«Орелэнерго» /А.А. Лансберг // Научный журнал молодых ученых. -2021. - № 2 (23). - С. 50-59.
Лансберг А.А., Виноградов А.В., Виноградова А.В. Структура парка силовых трансформаторов с высшим напряжением 6-10 кВ на примере электросетевой организации филиала ПАО «Россети Центр»-«Орелэнерго», обслуживающей сельские электрические сети/А.А. Лансберг// Известия высших учебных заведений. - Проблемы энергетики. - 2021. - Т. 23. - № 5. - С. 34-45.
Алевтина Федоровская, Владимир Фишман. Силовые трансформаторы 6(10)/0,4 кВ. Особенности применения различных схем соединения обмоток / Федоровская Алевтина, Фишман Владимир // Новости ЭлектроТехники. - №1 (127). - 2021. -Информационно-справочное издание. Доступно по: http://news.elteh.ru/arh/2009/60/07.php. (дата обращения: 24.10.2021).
Сорокин Н.С., Виноградова А.В. Расчет трёхфазных и однофазных коротких замыканий в электрических сетях 0,4 кВ для проверки чувствительности защитных аппаратов / Н.С. Сорокин, А.В. Виноградова // Агротехника и энергообеспечение. - 2020. - № 4 (29). - С. 25-34.
Лансберг А.А. Метод оценки чувствительности защитного коммутационного аппарата, установленного на трансформаторной подстанции 10/0,4 кВ сельской электрической сети 0,4 кВ / А.А. Лансберг // Научный журнал молодых ученых. - 2021. - № 3 (24). - С. 51-60.
Макаров Е.Ф. Справочник по электрическим сетям 0,4-35 кВ и 110-1150 кВ / под ред. И.Т. Горюнова и А.А. Любимова. - М.: Папирус ПРО, 2003-2005.
Голубев М.Л. Расчет токов короткого замыкания в электросетях 0,4-35 кВ. - 2-е изд. перераб. и доп. - М.: Энергия, 1980. - 88 с. ил. - (Б-ка электромонтера. Вып. 505.).
Шабад М.А. Защита трансформаторов 10 кВ. - М.: Энергоатомиздат, 1989. -144 с.: ил. (Биб-ка электромонтера; Вып. 623.).
Шабад М.А. Расчеты релейной защиты и автоматики распределительных сетей. - 3-е изд., перераб. и доп. - Л.: Энергоатомиздат. Ленингр. отд-ние. 1985 - 296 с., ил.
Симметрирующее устройство для трансформаторов. Средство стабилизации напряжения и снижения потерь в сетях 0,4 кВ. Электронный ресурс. Заголовок с экрана. Режим доступа: Новости Электротехники №1 (31) Симметрирующее устройство для трансформаторов Средство стабилизации напряжения и снижения потерь в сетях 0,4 кВ (elteh.ru) (дата обращения 25.02.2022г.)
Сулеев М. А., Валиуллин К. Р. Преимущества применения трансформаторов со схемой соединения «Звезда-Зигзаг». Электронный ресурс. Заголовок с экрана. Режим доступа: Преимущества применения трансформаторов со схемой соединения «звезда-зигзаг» (urfu.ru) (дата обращения 25.02.2022г.)
Виноградов А.В. Принципы управления конфигурацией сельских электрических сетей и технические средства их реализации. Монография. — Орёл: изд-во «Картуш», 2022. — 392 с.
Vinogradov, A.V., Vinogradova, A.V., Bolshev, V.E., Psarev, A. I. Sectionalizing and Redundancy of the 0.38 kV Ring Electrical Network: Mathematical Modeling Schematic Solutions //International Journal of Energy Optimization and Engineering (IJEOE). - 2019. - Т. 8. -№. 4. - С. 15-38. DOI: 10.4018/IJE0E.2019100102.
Vinogradova, A., Vinogradov, A., Vasilyev, A. N., Dorokhov, A., Bolshev, V., & Psaryov, A. (2021). Place Selection of Sectionalizing Units in 0.38 kV Power Networks: A Methodology for Protection Against Short Circuits. International Journal of Energy Optimization and Engineering (IJEOE), 10(4), 35-52.
Vinogradova, A., Vinogradov, A., Bolshev, V., Izmailov, A., Dorokhov, A., &Bukreev, A. Allocation of 0.4 kV PTL Sectionalizing Units under Criteria of Sensitivity Limits and Power Supply Reliability//Applied Sciences. - 2021. - T. 11. - №. 24. - C. 11608. https://doi.org/10.3390/app112411608.

Еще

Статья научная