Кратковременно такой режим допускается. И так повышенный риск при переключениях. Перегеруз одного из трансформаторов в разумных пределах на разумное время допустим. Допустим, вывод трансформатора без погашения потребителей. Но, если после каких-то переключений забыли на долгое время нарушенную схему (СВ включен и В-10 выводимого трансформатора включен), можете нарваться на неприятности. В нашей энергосистеме произошел отказ АПВ при КЗ на одной из параллельных линий по этой причине.
По поводу ОЗЗ. Мнения моих слушателей - диспетчеров расходятся (это речь идет по поводу ОЗЗ в сети 6 - 10 кВ). Когда поочередным отключением фидеров выявить место повреждения не удается, остается выявлять место повреждения на секции шин или на вводе. Можно ли выявить переводом на питание от смежного трансформатора? Дополнительный риск, который берет на себя диспетчер.

Да, все верно, каждый трансформатор питается от собственной линии, которая не имеет отпаек, это две тупиковые линии с односторонним питанием, которые берут начало с 1 и 2 секций шин 110кВ узловой подстанции со схемой 3\2

Насчет 2 вопроса. Под параллельной работой я имею ввиду соединение двух трансформаторов на одной ПС 10\0,4 по стороне 0,4кВ, по стороне 10кВ трансформаторы питаются от разных секций шин, причем эти две секции  разделены по всей сети 10кВ. Если на 1 секции шин "Земля", то на 2 секции ее не будет. Т.е. если говорить по правилам трансформаторы имеют два отдельных источника питания. Хотелось бы услышать как в жизни и как по правилам, потому что в местной инструкции по ликвидации аварий нет четкого ответа. Более всего интересно какие процессы произойдут и какие токи пойдут, к тому же в правилах не нахожу ничего по такому вопросу. Спасибо

Вы про секционирование, что имеете ввиду, длительное (на десятки минут и часы) включение СВ 10 кВ (замыкание секций на совместную работу), когда секции работают и от Т-1 и от Т-2?
Режимного влияния при замкнутом "поле" на ПС 110 кВ, никакого не будет, при одинаковых напряжениях на секциях 10 кВ вашей подстанции.
Другое дело защиты линий, когда есть объединения по 10 кВ, могут не пойми как отработать и погасить обе линии, если место повреждение будет в районе третьих зон дистанционных защит.

Добавлено: 2023-08-28 11:42:11

Смотрите, Правила переключений, нам говорят вот что:
215. Не допускается включение "в кольцо" сети напряжением 0,4 кВ между разными центрами питания.
Замыкание "в кольцо" в сети напряжением 0,4 кВ трансформаторов, питающихся от одной ЛЭП, допускается как исключение для разгрузки перегружающихся трансформаторов.
А раздел, где это говорится называется вот так: XVIII. Особенности организации переключений в электроустановках электрических сетей напряжением 35 кВ и ниже.
Но те, кто писал и этот раздел и требования к нему, как бы даже не очень хорошо представляют, что такое обыкновенная подстанция напряжением 110 кВ. Говорю я так потому что, на каждой подстанции 110 кВ, есть так называемые собственные нужды, которые как раз и образуют сеть 10/0,4 кВ или 6/0,4 кВ. И чем больше подстанция, тем разветвленнее сеть собственных нужд. Соответственно, если работать по правилам, то для перевода сети СН с одного ТСН на другой, требуется кратковременное погашение одной из секций. Тридцать лет назад, когда первый раз написали такую формулировку (сегодняшние писатели не задумываясь просто ее переписали), никаких компьютеров на подстанциях не было. Сегодня же, отключение питания компьютеров, может повлечь за собой серьезные последствия. Риск, в независимости есть земля в  сети 10/6 кВ или нет, по 0,4 заключается только в том, что:
1) конструктивно РУ НН (0,4 кВ) выполнено на предохранителях или даже на рубильниках, без автоматов 0,4 кВ.
2) фазы могут не совпасть, объединяемых сетей;
3) возникнуть недопустимые нагрузки в объединяемых сетях, которые определяются напряжением  с обеих сторон.
Поэтому в зависимости от ситуации, надо подходить к вопросу объединения каждый раз индивидуально.
Вышестоящие диспетчеры редко когда разрешат объединять, по той причине, что они не понимают и не знают, как работают сети 0,4 кВ. Исключения бывают тогда, когда сам диспетчер вышел из бывших подстанционников и он сам делал переводы нагрузки. Чаще всего скажут, а как в проекте?. А в проекте никак в 99,9 % случаев. Это не вопрос проекта.
Я считаю, что правильно  будет, если есть техническая возможность объединения, то надо объединять и выполнять перевод нагрузки без погашения. Если нет, то надо делать с погашением. Техническая возможность это значит, что есть автоматические выключатели с защитами и вы наглядно видите, сфазированы ли стороны или нет.
А диспетчеры правильно будут действовать если даже не зная схемы. но задав ряд вопросов, сделают необходимые и достаточные выводы для перевода нагрузки или отказа в переводе. А не так как это повсеместно - читайте инструкцию. звонинте начальнику или смотрите проект.
Кстати, в этих же Правилах переключений, приводят примеры перевода нагрузки с ТСН-1 на ТСН-2 на электростанции, без погашения, т.е. замыкают сеть 0,4 кВ собственных нужд электростанции в кольцо, тем самым показывая операции противоположные тем, которые должны быть выполнены в вышеупомянутой главе.