CC BY
89УДК 621.314.212:621.314.222.6
О ВЛИЯНИИ СХЕМ СОЕДИНЕНИЯ ОБМОТОК СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ С ВЫСШИМ НАПРЯЖЕНИЕМ 6-10 кВ НА ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЕ ПАРАМЕТРЫ
СЕЛЬСКИХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ
12 3 2
Виноградов А.В. , Волчков Ю.Д. , Лансберг А.А. , Сорокин Н.С.
*ФГБНУ «Федеральный научный агроинженерный центр ВИМ»
2
ФГБОУ ВО «Орловский ГАУ имени Н.В. Парахина» Филиал ПАО «Россети Центр»-«Орелэнерго»
Аннотация. 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 У/Хн токи однофазного короткого замыкания в сети наибольшие. При этом трансформаторы со схемой соединения обмоток У/Ун характеризуются меньшими потерями мощности. При использовании трансформаторов со схемой соединения Б/Ун токи при замыканиях в сети 0,4 кВ на стороне 10 кВ больше, чем при использовании других схем. ВЫВОДЫ. Выбор Трансформаторы со схемой У/Ун рациональны при небольших длинах линий 0,4 кВ, У/Хн при больших длинах линий и несимметричной нагрузке, Б/Ун при больших длинах линий и относительно симметричной нагрузке.
Ключевые слова: силовой трансформатор, схемы соединения, ток короткого замыкания, потери мощности и электроэнергии, звезда с нулём, треугольник, зигзаг с нулём.
Введение.
В настоящее время совершенствование конструкции электрооборудования является актуальным направлением, касающимся, в том числе, силовых трансформаторов, предназначенных для преобразования электроэнергии из одного класса напряжения в другой. Так, в работе [1] произведен анализ конструкций магнитопроводов силовых трансформаторов от первых моделей, например: однофазного трансформатора мощностью 7,5 кВА произведенного компанией Ganz & Company 16 сентября, 1884, и трехфазного трансформатора, произведенного компанией General Electricity Company в 1899 - до современных силовых трансформаторов электрических станций и подстанций. Выявлено, что с 1885 по 1990 года произошло совершенствование стали, из которой изготавливают магнитопроводы трансформаторов, что позволило снизить потери от вихревых токов.
Следует отметить, что направления совершенствования эксплуатационных характеристик трансформаторов связаны с применением современных материалов с высокой электрической прочностью [2], разработки систем текущего мониторинга с использованием датчиков и микроконтроллерных и микропроцессорных блоков управления [3, 4]. Пример
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 -40С - +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/Ун, 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 Э^н 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- У/Ун;
- треугольник- звезда с нулевым проводом и 11-ой группой соединения обмоток-
В/Ун;
- звезда-зигзаг с нулевым проводом и 11-ой группой соединения обмоток - У^н.
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 А/Ун, У/Ън, при этом устаревшие трансформаторы типа ТМ имеют схему соединения обмоток У/Ун. 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]:
АР = |тД, (1)
ин
где Б - мощность, протекающая через трансформатор, кВА;
ин - номинальное напряжение сети в точке установки элемента, кВА;
Ъ - сопротивление трансформатора, Ом.
Полное сопротивление трансформатора можно определить по данным таблицы 1 по формуле (2):
7 = ^ЙтТх2, (2)
Я - 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 А/Ун, У/Ун, У/Ън.
ивн/
Модель инн, кВ Схема обмоток Число фаз Мощность, кВА Я1, мОм Х1, мОм Я0, мОм Х0, мОм
10/ А/Ун 17,5 41,8 11,04 44,14
ТМГ-11 0,4 кВ У/Ун 3 160 16,3 40,6 256,12 1024,47
У/Ън 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):
4 = ^срНН кА (3)
где Иср.НН - среднее номинальное напряжение сети, в которой произошло замыкание. Для сельских электрических сетей - 400 В;
г1, х1 - соответственно суммарное активное и суммарное индуктивное сопротивления прямой последовательности цепи КЗ, Ом. Эти сопротивления определяются по формулам (4, 5):
Г1 = гт + Гр + Гта + Гкв + Гш + гк + гыб + Гвл + Гд, мОм (4)
Х1 = хс + Хт + Хр + Хта + Хкв + Хш + Хк + ^1кб + ^вл, мОм (5)
где гт и хт - активное и индуктивное сопротивления прямой последовательности понижающего трансформатора, мОм. Приведены в таблице №1;
гта и х та - активное и индуктивное сопротивления первичных обмоток трансформаторов тока, мОм;
хс - эквивалентное индуктивное сопротивление системы до понижающего трансформатора, мОм, приведенное к ступени низшего напряжения;
гр и хр - активное и индуктивное сопротивление реакторов, мОм;
гкв и хкв - активное и индуктивное сопротивления токовых катушек автоматических выключателей, мОм;
гш и хш - активное и индуктивное сопротивления шинопроводов, мОм; г 1кб, г вл и х1кб, хвл - активные и индуктивные сопротивления прямой последовательности кабельных и воздушных линий электропередачи, мОм; гк - суммарное активное сопротивление различных контактов, мОм; гд - активное сопротивление дуги в месте КЗ, мОм. Зависит от условий возникновения
КЗ;
г0, х0 - соответственно суммарное активное и суммарное индуктивное сопротивления нулевой последовательности цепи КЗ, Ом. Эти сопротивления определяются по формулам (6), (7):
Го = Гот + Гр + Гта + + + Гк + ?окб + Повл + Гд, мОм (6)
Хо — Хот + Хр + Хта + ^кв
+ Хош + Хк + Хокб + *овл, мОм (7)
г0т и х0т - активное и индуктивное сопротивления нулевой последовательности понижающего трансформатора, мОм;
г0ш и х0ш - активное и индуктивное сопротивления нулевой последовательности шинопроводов, мОм;
г0кб и х0кб - активные и индуктивные сопротивления нулевой последовательности кабельных линий электропередачи, мОм;
г0вл и х0вл - активные и индуктивные сопротивления нулевой последовательности воздушных линий электропередачи, мОм.
Начальное значение периодической составляющей токов двухфазного и трехфазного КЗ рассчитывается по формулам (8), (9):
г2 _ ^ср-нн _ ^ср.нн _ Уз гз . (8)
/кз = = 2^ = 2 кА. (8)
/к3з = = кА. (9)
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
Y/Yo D/Yo Y/Z0 Y/Y0 D/Y0 Y/Z0 Y/Y0 D/Y0 Y/Z0
L, м 1п(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 У/Ун-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.
6000 -
^ 5000
Длина линии, м
-У/Ун -Б/Ун -У/7н
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 Б/Ун-11 и У^н-11 токи однофазного КЗ на шинах ТП 10/0,4 кВ имеют значения большие, чем токи двухфазного и трехфазного КЗ. Так, для схемы Б/Ун-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 У^н-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 Б/Ун и У^н 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 У/Ун, Б/Ун, У/2н 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 У^н 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 силовых
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 У^н 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 У/Ун 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, АР, Вт
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 У/Ун и У^н 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 У^н становятся меньше, чем в трансформаторах со схемой У/Ун и Э/Ун 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 У/Ун. 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 У/Ун 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 трансформатора предохранителями 10 кВ при замыканиях на стороне 0,4 кВ, а также
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 У/Ун будет в фазе А иметь значение 15,84 А, Б/Ун - в фазах А и В с одинаковыми значениями 100,99 А, а для схемы У/2н - 129, 62 А.
Таблица 4 - Значения токов на стороне 10 кВ при несимметричном однофазном коротком замыкании 1к(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/Yo D/Y0 Y/Z0
L, м 0,4 кВ 10 кВ 0,4 кВ 10 кВ 0,4 кВ 10 кВ
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 У/Ун при однофазном замыкании на стороне 0,4 кВ при удалении от ТП 10/0,4 кВ на 225 метров ток на стороне 10 кВ в фазе А будет составлять 10,32 А, что больше номинального тока
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 В и С по стороне 10 кВ для трансформатора У/Ун 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 Б/Ун и У^н. При однофазных замыканиях на удалении 325 м от ТП 10/0,4 кВ на стороне 10 кВ в фазах А и В будут протекать токи большие, чем номинальный ток 10 А плавкой вставки предохранителя, и для трансформаторов со схемами соединения Б/Ун и У^н 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 1к(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 У/Уо В/У0 У^0
L, м 0,4 кВ 10 кВ 0,4 кВ 10 кВ 0,4 кВ 10 кВ
ГЬ-е, А Га, А ГЬ, А Ге, А ГЬ-е, А Га, А ГЬ, А Ге, А ГЬ-е, А Га, А ГЬ, А Ге, А
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 У/Ун 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 Э/Ун и У^н 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 Э/Ун и У^н 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 У/Ун-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 У/Ун-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 Э/Ун-11 характеризуется большими значениями токов ОКЗ в сети 0,4 кВ, а также большими потерями, по сравнению с трансформаторами У/Ун-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 мм . При этом трансформаторы Э/Ун-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 У^н-П 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 У^н-П 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:
У/Ун-0 - при небольших длинах ЛЭП 0,4 кВ и относительно симметричной нагрузке;
D/Ун-И - при завышенных длинах ЛЭП 0,4 кВ, для собственных нужд ПС, ЭС;
Y/Z^11 - при завышенных длинах ЛЭП 0,4 кВ и несимметричной нагрузке.
Список использованных источников:
1) 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.
2) Yuan Yuan, Ruijin Liao, A Novel Nanomodified Cellulose Insulation Paper for Power Transformer, Journal of Nanomaterials, 2014. https://doi.org/10.1155/2014/510864.
3) 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.
4) 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.
5) Shreyansh Likhar. Power Transformer Monitoring System. Columbia undergraduate science journal. Vol. 11 (2017). https://doi.org/10.7916/cusj.v11i0.5697.
6) 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.
7) 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.
8) 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.
9) 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).
10) 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.
11) 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.
12) 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.
13) 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.).
14) Шабад М.А. Защита трансформаторов 10 кВ. - М.: Энергоатомиздат, 1989. -144 с.: ил. (Биб-ка электромонтера; Вып. 623.).
15) 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.
16) 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.)
17) 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.)
18) Виноградов А.В. Принципы управления конфигурацией сельских электрических сетей и технические средства их реализации. Монография. — Орёл: изд-во «Картуш», 2022. — 392 с.
19) 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.
20) 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.
21) 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.
Bibliography:
1) 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.
2) Yuan Yuan, Ruijin Liao, A Novel Nanomodified Cellulose Insulation Paper for Power Transformer, Journal of Nanomaterials, 2014. https://doi.org/10.1155/2014/510864.
3) 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.
4) 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.
5) Shreyansh Likhar. Power Transformer Monitoring System. Columbia undergraduate science journal. Vol. 11 (2017). https://doi.org/10.7916/cusj.v11i0.5697.
6) 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.
7) Lansberg A.A. Analiz tekhnicheskogo sostoyaniya i srokov sluzhby silovyh transformatorov, ustanovlennyh na podstanciyah s vysshim napryazheniem 110 kV filiala PAO «MRSK Centra»-«Orelenergo» / A.A. Lansberg // Nauchnyj zhurnal molodyh uchenyh. - 2021. - № 2 (23). - S. 50-59.
8) Lansberg A.A., Vinogradov A.V., Vinogradova A.V. Struktura parka silovyh transformatorov s vysshim napryazheniem 6-10 kV na primere elektrosetevoj organizacii filiala PAO «Rosseti Centr»-«Orelenergo», obsluzhivayushchej selskie elektricheskie seti / A.A. Lansberg // Izvestiya vysshih uchebnyh zavedenij. - Problemy energetiki. - 2021. - T. 23. - № 5. - S. 34-45.
9) Alevtina Fedorovskaya, Vladimir Fishman. Silovye transformatory 6(10)/0,4 kV. Osobennosti primeneniya razlichnyh skhem soedineniya obmotok / Fedorovskaya Alevtina, Fishman Vladimir // Novosti ElektroTekhniki. - №1 (127). - 2021. - Informacionno-spravochnoe izdanie. Dostupno po: http://news.elteh.ru/arh/2009/60/07.php. (data obrashcheniya: 24.10.2021).
10) Sorokin N.S., Vinogradova A.V. Raschet tryohfaznyh i odnofaznyh korotkih zamykanij v elektricheskih setyah 0,4 kV dlya proverki chuvstvitelnosti zashchitnyh apparatov / N.S. Sorokin, A.V. Vinogradova // Agrotekhnika i energoobespechenie. - 2020. - № 4 (29). - S. 2534.
11) Lansberg A.A. Metod ocenki chuvstvitelnosti zashchitnogo kommutacionnogo apparata, ustanovlennogo na transformatornoj podstancii 10/0,4 kV selskoj elektricheskoj seti 0,4 kV / A.A. Lansberg // Nauchnyj zhurnal molodyh uchenyh. - 2021. - № 3 (24). - S. 51-60.
12) Makarov E.F. Spravochnik po elektricheskim setyam 0,4-35 kV i 110-1150 kV / pod red. I.T. Goryunova i A.A. Lyubimova. - M.: Papirus PRO, 2003-2005.
13) Golubev M.L. Raschet tokov korotkogo zamykaniya v elektrosetyah 0,4-35 kV. - 2-e izd. pererab. i dop. - M.: Energiya, 1980. - 88 s. il. - (B-ka elektromontera. Vyp. 505.).
14) Shabad M.A. Zashchita transformatorov 10 kV. - M.: Energoatomizdat, 1989. - 144 s.: il. (Bib-ka elektromontera; Vyp. 623.).
15) Shabad M.A. Raschety relejnoj zashchity i avtomatiki raspredelitel'nyh setej. - 3-e izd., pererab. i dop. - L.: Energoatomizdat. Leningr. otd-nie. 1985 - 296 s., il.
16) Simmetriruyushchee ustrojstvo dlya transformatorov. Sredstvo stabilizacii napryazheniya i snizheniya poter v setyah 0,4 kV. Elektronnyj resurs. Zagolovok s ekrana. Rezhim dostupa: Novosti Elektrotekhniki №1 (31) Simmetriruyushchee ustrojstvo dlya transformatorov Sredstvo stabilizacii napryazheniya i snizheniya poter' v setyah 0,4 kV (elteh.ru) (data obrashcheniya 25.02.2022g.)
17) Suleev M. A., Valiullin K. R. Preimushchestva primeneniya transformatorov so skhemoj soedineniya «Zvezda-Zigzag». Elektronnyj resurs. Zagolovok s ekrana. Rezhim dostupa: Preimushchestva primeneniya transformatorov so skhemoj soedineniya «zvezda-zigzag» (urfu.ru) (data obrashcheniya 25.02.2022g.)
18) Vinogradov A.V. Principy upravleniya konfiguraciej selskih elektricheskih setej i tekhnicheskie sredstva ih realizacii. Monografiya. — Oryol: izd-vo «Kartush», 2022. — 392 s.
19) 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. - T. 8. - №. 4. - S. 15-38. DOI: 10.4018/IJE0E.2019100102.
20) 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.
21) 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. - S. 11608. https://doi.org/10.3390/app112411608.
Александр Владимирович Виноградов, д.т.н., доцент, руководитель научного направления, заведующий лабораторией электроснабжения и теплообеспечения ФГБНУ ФНАЦ ВИМ, профессор кафедры «Электроснабжение» Орловского ГАУ [email protected]
Юрий Дмитриевич Волчков, к.т.н., доцент кафедры «Электроснабжение» Орловского ГА У, [email protected]
Александр Александрович Лансберг, инженер отдела энергосбережения и повышения энергоэффективности филиала ПАО «Россети Центр»-«Орелэнерго», 1атЬе^.аа@т^-1.ги
Николай Сергеевич Сорокин, старший преподаватель кафедры «Электроснабжение» Орловского ГА У, sorokin-nc @уши1ех. ги
ON THE INFLUENCE OF THE CONNECTION SCHEME OF WINDINGS OF POWER TRANSFORMERS WITH A HIGHER VOLTAGE OF 6-10 kV ON THE OPERATIONAL PARAMETERS OF RURAL ELECTRIC NETWORKS
1 939
Vinogradov A.V.1, Volchkov Yu.D.9, Lansberg A.A.3, Sorokin N.S.9
Annotation. THE PURPOSE OF THE STUDY. The work is aimed at identifying the influence of circuits and groups of connection of windings of power transformers on the operational parameters of rural electrical networks of 0.4 kV. RESEARCH METHODS. The influence was estimated by the magnitude of short-circuit currents determined in accordance with GOST 2824993, power losses in the windings of power transformers and the magnitude of currents flowing on the 10 kV side of the power transformer during 0.4 kV network short circuits calculated by the method of symmetrical components taking into account the transformation of currents. THE RESULTS OF THE STUDY. In the course of the study, it was revealed that when using transformers with a Y/Zn winding connection scheme, the single-phase short-circuit currents in the network are the greatest. At the same time, transformers with a Y/Yn winding connection scheme are characterized by lower power losses. When using transformers with a D/Yn connection circuit, the currents in the 0.4 kV mains on the 10 kV side are greater than when using other circuits. CONCLUSIONS. The choice of transformers with the Y/Yn scheme is rational for small line lengths of 0.4 kV, Y/Zn for large line lengths and asymmetric load, D/Yn for large line lengths and relatively symmetrical load.
Keywords: power transformer, connection circuits, short circuit current, power and electricity losses, star with zero, triangle, zigzag with zero.
Vinogradov A.V., Federal State Budgetary Scientific Institution «Federal Scientific Agroengineering Center VIM»;
Volchkov Yu.D., Federal State Educational Institution of Higher Education «<Orel State Agrarian University named by N.V. Parakhin»;
Lansberg A.A., Branch of PJSC «<Rosseti Center»-«Orelenergo»;
Sorokin N.S., Federal State Educational Institution of Higher Education «Orel State Agrarian University named by N.V. Parakhin».
