Сборник докладов - Электроэнергетика глазами молодежи 2010
Подождите немного. Документ загружается.
290
Рисунок 1 − Эквивалентная схема замещения электрической сети,
прилегающей к ТЭЦ1 и ТЭЦ2
Общее активное сопротивление второй параллельной связи между ТЭЦ1 и ТЭЦ2:
, (2)
где
– активное сопротивление 1-го участка второй линии ТЭЦ1–ТЭЦ2, Ом;
–
активное сопротивление 2-го участка второй линии ТЭЦ1–ТЭЦ2, Ом.
Общее реактивное сопротивление первой параллельной связи между ТЭЦ1 и ТЭЦ2:
, (3)
где
– реактивное сопротивление 1-го участка первой линии ТЭЦ1–ТЭЦ2, Ом;
–
реактивное сопротивление 2-го участка первой линии ТЭЦ1–ТЭЦ2, Ом.
Общее реактивное сопротивление второй параллельной связи между ТЭЦ1 и ТЭЦ2:
, (4)
где
– реактивное сопротивление 1-го участка второй линии ТЭЦ1–ТЭЦ2, Ом;
–
реактивное сопротивление 2-го участка второй линии ТЭЦ1–ТЭЦ2, Ом.
Полное (комплексное) сопротивление первой параллельной линии прямой связи
ТЭЦ1–ТЭЦ2:
. (5)
Полное (комплексное) сопротивление второй параллельной линии прямой связи
ТЭЦ1–ТЭЦ2:
. (6)
Общее полное (комплексное) сопротивление прямых связей между ТЭЦ без учета
собственных эквивалентных сопротивлений ТЭЦ1 и ТЭЦ2 относительно энергосистемы
при отключенной прямой связи равно:
. (7)
Общее полное (комплексное) сопротивление эквивалентной связи между электро-
станциями с учетом собственных эквивалентных комплексных сопротивлений ТЭЦ1 и
ТЭЦ2, относительно всей энергосистемы при отключенной обобщенной прямой связи (ВЛ
1–2) между ТЭЦ, рассчитанных в программной среде АРМ РЗА и предоставленных служ-
бой СЭР РДУ рассматриваемой энергосистемы:
экв
экв.ТЭЦ
экв.ТЭЦ
, (8)
1 2
С
С
Л
Л
3
4
Л
Л
ВН
ВН
291
где
экв.ТЭЦ
,
экв.ТЭЦ
– эквивалентное сопротивление рассматриваемой энергосистемы
относительно СШ 110 кВ ТЭЦ1 и ТЭЦ2 соответственно при отключенной прямой связи
(ВЛ 1–2) между ТЭЦ, Ом.
Определяется ток качания для настроечной наладки АЛАР между электростанциями:
ЧДА
ТЭЦ
ТЭЦ
√
3
, (9)
где
ТЭЦ
,
ТЭЦ
– эквивалентные ЭДС ТЭЦ1 и ТЭЦ2 соответственно, рассчитанные в сре-
де АРМ РЗА, кВ.
АЛАР внедряется для исключения неблагоприятных режимов, связанных с возник-
новением асинхронного хода и качаний между отдельными частями энергосистемы или
между отдельными электростанциями (изменений в виде колебаний частот на шинах
ТЭЦ1 иТЭЦ2, их напряжений, собственных и взаимных углов напряжений) и приводящих
к колебаниям (повышению и понижению до нуля) напряжений на шинах потребительских
и сетевых ПС 110/6–10 кВ и шинах токоприёмников 0,4–6–10 кВ. Эти колебания наруша-
ют технологические производственные процессы у потребителей агропромышленного
комплекса и вызывают дискомфорт у населения.
АЛАР – одна из наиболее важных и часто используемых функций противоаварий-
ной автоматики (ПА) энергосистем. Она предназначена для выявления асинхронного ре-
жима (АР) в пределах объекта сети (линии, блока) и выработки соответствующих управ-
ляющих воздействий с учетом знака скольжения для локальной и системной ПА.
Общие требования к алгоритму работы АЛАР:
1) селективность: АЛАР должна срабатывать при нахождении электрического цен-
тра качаний (ЭЦК) в пределах защищаемого объекта, ее действие должно быть отстроено
от режимов нагрузки, синхронных качаний (СК), КЗ, а также от АР в других сечениях;
2) чувствительность к асинхронному режиму в пределах защищаемого объекта;
3) быстродействие: время действия АЛАР (
ср
) на деление энергосистемы на не-
синхронно работающие части должно быть меньше времени возможного перехода двух-
частотного АР в многочастотный (
перех.в многочас.АР
), но больше времени существования
режима синхронных качаний (
ск
) или времени отключения КЗ с АПВ (
отклАПВ
). Время
перех.в многочас.АР
изменяется в пределах от 15 до 30 с, большее значение – для энергосис-
тем с преобладанием ГЭС;
4) фиксация знака скольжения sign
:
при sign
0 АЛАР должна действовать на отключение избыточной генера-
торной мощности
г
;
при sign
0 АЛАР должна действовать на отключение избыточной мощно-
сти нагрузки
н
.
Требования к ступеням АЛАР:
1) I ступень должна выявлять АР на первом цикле;
2) II и III ступени АЛАР (резервные) должны:
иметь счетчики циклов АР с уставкой 2–4;
контролировать длительность цикла: при превышении допустимой длительности
цикла
ц
счетчики циклов должны сбрасываться, а ступени не должны срабаты-
вать, чтобы не препятствовать возможной ресинхронизации (восстановлению
синхронного режима) энергосистемы;
292
контролировать общую длительность АР: при превышении допустимой дли-
тельности
АР
ступени должны срабатывать;
3) III ступень должна срабатывать через время не более 20 с после срабатывания
II ступени.
АЛАР может действовать:
на ресинхронизацию без деления (отключение
н
или
г
);
на деление по сечению с ЭЦК на несинхронно работающие части;
на деление по части сечения с ЭЦК с последующей ресинхронизацией.
На энергоблоках во избежание выделения районов со значительным избытком ге-
нерирующей мощности рекомендуется установка АЛАР, имеющих опережающую на-
стройку по отношению к другим устройствам, производящим деление энергосистемы.
В соответствии с рисунком 2 АЛАР линии входит в состав шкафа защит и автома-
тики блока типа ШЭ2607 103.
Рисунок 2 – Схема привязки защит и АЛАР блока
В соответствии с рисунком 3 структурная схема АЛАР линии содержит ряд про-
граммных блоков:
блоки логики I, II и III ступени (Bl, В2, ВЗ соответственно);
блок разрешения и запрета избыточных и дефицитных каналов при превышении
допустимого времени АР и допустимого времени цикла соответственно (В4);
блок блокировки при КЗ и неисправностях в цепях напряжения (В5);
блок определения знака скольжения (В6);
блок логики пуска и сброса счетчиков циклов АР (В7).
На блокировку АЛАР действует сигналы от защит линии, реле
положения «отклю-
чено» (РПО) выключателя, блокировки при неисправностях в цепях напряжения (БНН) и
сигналы, которые формируются при КЗ от следующих измерительных органов (ИО):
РТ БКЗ – реле тока, реагирующего на скачкообразные изменения тока прямой и
обратной последовательности;
РТ
– реле тока обратной последовательности;
293
РН
мин
– реле минимального напряжения, состоящего из трех фазных реле на-
пряжения, включенных на выходе по схеме «И».
Измерительными органами AЛAP являются три реле сопротивления
и
С
, реле
направления активной мощности М и реле тока прямой последовательности РТ. С помо-
щью
С
выполняется сигнальная ступень AЛAP. С помощью
, М и М выделяются три
зоны, в каждой из которых предусмотрена одна рабочая ступень действия AЛAP. По ана-
логии с дистанционной защитой эти зоны рассматриваются далее как рабочие ступени
AЛAP.
Рисунок 3 – Структурная схема АЛАР линии
Для отстройки от срабатывания при однофазных КЗ каждый измерительный орган
сопротивления состоит из трех междуфазных реле сопротивления (
АВ, ВС, СА), вклю-
ченных по схеме «И». Реле М состоит из трех фазных реле активной мощности, включен-
ных по схеме «ИЛИ».
Характеристика реле
имеет форму прямоугольника, симметричного относитель-
но оси , верхняя сторона которого проходит по оси , нижняя – через точку (0,
уст
), а
боковые стороны – через точки (
уст
, 0) и (
уст
, 0). Угол максимальной чувствительно-
сти φ
мч
реле
равен 270°.
Характеристика реле
С
сигнальной ступени имеет форму линзы (с вертикальной
осью, направленной по оси ), которая составлена из дуг двух окружностей. Каждая дуга
опирается на сумму сопротивлений
уст
уст
и соответствует углу между векторами
ЭДС генератора и системы.
294
Реле M используется для отстройки от режима нагрузки, фиксации знака скольже-
ния, а также для счета циклов АР.
Алгоритм работы АЛАР линии разрабатывался применительно к схеме, которая
состоит из системы 1 с ЭДС
и внутренним сопротивлением
С
и системы 2 с ЭДС
и
внутренним сопротивлением
С
, между которыми включена линия с сопротивлением
Л
(4,61 Ом). Устройство АЛАР установлено на обеих электростанциях.
На рисунке 4 сопротивления
С
,
Л
и
С
показаны на комплексной плоскости .
Место установки АЛАР соответствует началу координат. Точки, соответствующие на-
чальному (нагрузочному) режиму (1 или 2) и асинхронному режиму (3–6) показаны в
предположении, что ЭДС
и
равны по модулю. При этом точки 1–6 лежат на гори-
зонтальной прямой 1 (годографе ), проходящей через середину суммарного сопротивле-
ния моделируемой энергосистемы (
С
Л
С
).
Рисунок 4 – Схема системы (а) и характеристики
измерительных органов АЛАР линии (б)
Точка 1 (
нач
) соответствует режиму, при котором ток протекает от шин электро-
станции 1 в линию, и ЭДС
опережает
, то есть система 1 является избыточной. Угол
между ЭДС
и
равен углу между прямыми, проведенными из точки годографа к
концам суммарного сопротивления системы. При условии, что угол отсчитывается от
,
начальный угол δ
нач
в режиме 1 меньше 90° (по условиям устойчивости нагрузочного
режима). В точке 2, напротив, ток протекает от линии к шинам,
опережает
, угол
δ
нач
больше 270°. Переход угла δ
нач
через 180° при АР эквивалентен изменению направ-
ления активной мощности.
АЛАР линии (структурная схема приведена на рисунке 4, б) имеет одну зону рабо-
ты, охватывающую линию, и реагирует на прохождение ЭЦК через сопротивление линии
Л
(в соответствии с рисунком 4, б, точка 5). АЛАР линии содержит три ступени.
ИО AЛAP линии, в соответствии с рисунком 3, являются реле
и
С
, реле М и ре-
ле РТ
. Реле
и
С
состоят из трех междуфазных реле (АВ, ВС и СА). включенных по
логической схеме «И» для отстройки от несимметричных КЗ на землю. Peлe
имеет ха-
рактеристику в форме прямоугольника, которая с заданным запасом охватывает реактив-
ное сопротивление линии. Peлe
используется во II и III ступенях AЛAP для ограниче-
295
ния зоны срабатывания AЛAP защищаемой линии и для определения момента действия
ступени при выходе годографа входного сопротивления из области срабатывания реле
.
Характеристика реле
С
состоит из двух дуг. Каждая дуга является геометрическим
местом точек, в которых угол δ
нач
одинаков (вписанный угол δ
нач
опирается на дугу ок-
ружности 2δ) и равен критическому углу δ
кр
, при котором в данном нагрузочном режиме
может наступить потеря устойчивости передачи мощности по линии.
I ступень АЛАР может использоваться как сигнальная или как быстродействующая
(на первом цикле) рабочая ступень и не имеет счетчика циклов. Все ступени АЛАР линии
имеют по два выхода – «избыточный» и «дефицитный», которые действуют на выходные
реле. Избыточный выход соответствует положительному скольжению, когда система 1
ускоряется по отношению к системе 2, а дефицитный выход соответствует отрицательно-
му скольжению.
Структурная схема АЛАР линии содержит программные блоки ступеней В1–ВЗ и
вспомогательные программные блоки В4–В7, подобные применяемым в АЛАР блока.
Существующие алгоритмы построения ЧДА на каждой электростанции базируются
на применении реле частоты как исполнительного органа, реагирующего на изменения
частоты от допустимой уставки или отклонения частоты от допустимого диапазона.
На электростанциях ТЭЦ1 и ТЭЦ2 на каждой СШ-110 и 220 кВ, а также на приле-
гающих потребительских и системных ПС 110/35/10–6 кВ 1-го и даже 2-го окаймляющего
пояса ТЭЦ, устанавливаются реле частоты типа ЦД2100 (производство «Точэлектропри-
бор», г. Омск), имеющее 5 уставок по времени и частоте, и 7 дискретных управляющих
воздействий, реле РЧМ-МЭ и т.п.
Установка реле частоты на ПС второго окаймляющего пояса производится в случае
необходимости (если не хватает активной нагрузки на ПС первого пояса) оперативной (в
реальном времени) «подгонки» начального баланса активных нагрузок потребительских и
сетевых ПС с нагрузками генераторов обеих ТЭЦ вместе и по отдельности.
На СШ-110 кВ ТЭЦ автоматика ЧДА действует через реле частоты ЦД2100 на от-
ключение «лишней» части генераторов при аварийном снижении частоты в ОЭС Урала до
47,5–48 Гц. Через реле ЦД2100, установленные на примыкающих ПС, ЧДА подобно АЧР
(при
тех же уставках по частоте и времени, что и на ТЭЦ) действует на отключение ли-
ний, которые обращены от ПС 110 кВ в сторону рассматриваемой энергосистемы. Таким
образом, происходит начальное выделение генерации электростанций ТЭЦ1 и ТЭЦ2 на
автономную нагрузку.
Баланс активных нагрузок – потребляемой и генерируемой – достигается двумя
технологическими способами:
1) «грубым» логически-
аналитическим путем сравнения в логическом устройстве
ЧДА типа МКПА-2, установленных на ТЭЦ1 и ТЭЦ2, суммарной телеизмеряемой нагруз-
ки на ПС 1-го и 2-го поясов, переданной в МКПА-2 ТЭЦ1 и ТЭЦ-2, с измеряемой в «глав-
ном» МПКА-2 суммарной генерирующей мощностью обеих ТЭЦ с последующим выбо-
ром и отключением «лишних» генераторов на одной из ТЭЦ;
2) «точным», более гибким регулированием баланса с помощью «доводки» генера-
ции ТЭЦ до выделенной нагрузки, благодаря работе АРС, действующей на прикрытие или
открытие соплового аппарата турбины.
Такое выделение двух электрически связанных электростанций на автономную ра-
боту с помощью ЧДА, как правило, предшествует работе АЛАР.
296
Заключение. Комплексное применение автоматики ЧДА и АЛАР на двух электри-
чески связанных смежных электростанциях с взаимоувязанными уставками по частоте (в
ЧДА) и току качания по прямым связям между электростанциями (в АЛАР) способствует
обеспечению более надежного электроснабжения потребителей, подключенных к приле-
гающей сети обеих электростанций через станционно-сетевые ВЛ.
Список использованных источников
1. Переходные процессы электрических систем в примерах и иллюстрациях / Под. ред.
В.А. Веникова. М.-Л.: Энергия, 1967. 456 с.
2. Веников В.А. Переходные электромеханические процессы в электрических системах.
М.: Высшая школа, 1970. 472 с.
3. Жданов П.С. Вопросы устойчивости электрических систем / Под. ред. Л.А. Жукова. М.:
Энергия, 1979. 456 с.
4. Лопухов В., Иванов С., Малый А., Шурупов А. Автоматика ликвидации асинхронного
режима // Новости Электротехники. 2009. № 6.
297
РАЗРАБОТКА МАТЕМАТИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ УПРАВЛЕНИЯ
РЕЖИМАМИ РАБОТЫ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ
НА ОСНОВЕ ОЦЕНКИ ИХ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ
А.Н. Назарычев, Д.А. Андреев
1
, А.С. Асташов
2
, Е.А. Киреев
3
1
ИГЭУ,
2
Филиал ОАО «СО ЕЭС» Ивановское РДУ,
3
ОАО «РусГидро»
Согласно статистическим данным [1, 2] около 50 % тяжелых аварий в электроэнер-
гетических системах (ЭЭС), в том числе в ЕЭС, происходит из-за неправильных действий
диспетчерского персонала, релейной защиты, технологической и противоаварийной авто-
матики, одной из причин которых является использование при эксплуатации недостаточно
полной и достоверной информации о техническом состоянии оборудования ЭЭС.
Силовые трансформаторы
и автотрансформаторы, являясь неотъемлемыми и зна-
чимыми элементами преобразования и распределения электроэнергии, оказывают сущест-
венное влияние на процессы функционирования ЭЭС в целом. Поэтому для обеспечения
необходимого качества управления режимами работы данного типа оборудования, а, сле-
довательно, и режимам работы ЭЭС, математическая модель трансформатора должна
быть достаточно точной и учитывать влияние различных эксплуатационных факторов на
его текущее техническое состояние.
На российских энергообъектах основная масса трансформаторов была установлена
в 60–70 гг. XX века, и с тех пор парк практически не обновлялся. Сегодня износ подстан-
ционного высоковольтного оборудования (трансформаторов, реакторов, коммутационных
аппаратов) 110–750 кВ превышает 50–60 %, а около 10 % трансформаторов полностью
отработали нормативный срок службы [3].
Нормативный ресурс трансформатора 25–30 лет,
однако, фактически они работают
без серьезного уменьшения надежности 40–50 лет, причем специалисты достаточно высо-
ко оценивают отечественную продукцию с точки зрения надежности и долговечности.
Однако в последние годы наблюдается возрастание числа повреждений трансформаторов,
особенно с длительным сроком службы. Дело в том, что при их эксплуатации возрастает
вероятность появления аварийных ситуаций, вызванных дефектами и повреждениями в
трансформаторе. Последствия этого для функционирования электроэнергетической сис-
темы трудно переоценить. Например, отказ мощного трансформатора узловой подстанции
может повлечь за собой отключение большого числа потребителей, а также причинение
серьезного экономического и физического ущерба. Из последних примеров можно упомя-
нуть возгорание трансформатора № 2 на ПС 500 кВ «Арзамасская» во время его включе-
ния 9.07.2010 г., повлекшее отключение 1572 смежных трансформаторных подстанций.
Интегральным показателем технического состояния электрооборудования является
технический ресурс. Трансформаторы и автотрансформаторы являются статическими
элементами, и поэтому в качестве единицы измерения ресурса целесообразно выбрать
временные единицы (год).
Согласно исследованиям [4–6] и нормативно-технической документации [7, 8] ос-
новной причиной сработки ресурса силовых трансформаторов является старение изоляци-
онных конструкций. Износ изоляции трансформаторов происходит более интенсивно, чем
износ его проводящих конструкций, поэтому очевидно, что изоляция трансформатора
достигнет своего предельного состояния быстрее, чем его проводящие части. Тем не ме-
нее, как изоляционные, так и проводящие материалы конструктивных элементов транс-
форматоров взаимодействуют между собой. При этом протекают химические реакции, в
результате которых конструктивные элементы трансформаторов разрушаются.
298
Согласно закону Вант Гоффа–Аррениуса, существенное влияние на скорость про-
текания химических реакций, а значит и на процесс сработки ресурса, оказывает темпера-
тура процесса. Поэтому за наиболее значимый эксплуатационный фактор для силовых
трансформаторов целесообразно выбрать именно температуру.
Расчет температуры наиболее нагретой точки в переходных режимах достаточно
трудоемкий и сложный. Решить данную проблему можно путем разбиения рассматривае-
мого срока эксплуатации (год, месяц, сутки) на короткие временные промежутки (1 мину-
та, 5 минут, 10 минут), на которых значение температуры вследствие инерционности теп-
ловых процессов можно считать условно постоянным. Таким образом, расчет фактически
сработанного ресурса трансформатора за рассматриваемые сутки сводиться к итерации
коротких отрезков, на которых температуру наиболее нагретой точки трансформатора
можно считать постоянной.
Значение температуры наиболее нагретой точки на каждом временном отрезке в
данном случае будет определяться следующим выражением, приведенным в [5],
Θ
ннт
Θ
окр.ср
м.ном
1
ном
⁄
1
ннт.м.ном
ном
,
, (1)
где Θ
окр.ср
– температура окружающей среды (воздуха);
м.ном
– превышение температуры
масла в верхних слоях над температурой охлаждающей среды (40°C – для системы охла-
ждения ДЦ, 60°C – для М (Д)),
ннт.м.ном
– превышение температуры наиболее нагретой
точки обмотки над температурой масла в верхних слоях (
ннт.м.ном
98 Θ
охл
м.ном
);
– отношение потерь короткого замыкания трансформатора к потерям холостого хода.
Указанные величины принимаются по справочным данным в зависимости от типа систе-
мы охлаждения трансформатора и его марки.
Таким образом, из формулы (1) видно, что температура наиболее нагретой точки
трансформатора зависит от температуры охлаждающей среды и от величины текущей на-
грузки трансформатора.
Фактический сработанный ресурс трансформатора при указанной температуре
наиболее нагретой точки за рассматриваемый короткий временной промежуток ∆τ, рав-
ный продолжительности поступления телеметрической информации, определяется как
∆τ
ннт
98
∆
, (2)
где (часы, минуты, секунды) – рассматриваемый временной интервал; ∆8,656°С.
Суммарный фактический сработанный за сутки эксплуатации ресурс трансформа-
тора будет равен сумме элементарных наработок:
, (3)
где – число временных отрезков за сутки.
Наиболее интенсивный нагрев изоляции обмоток происходит при перегрузке
трансформаторов. Этому режиму уделим особое внимание.
Допустимость перегрузок трансформаторов при их эксплуатации регламентируется
нормативно-технической документацией [9]. Здесь учитываются система охлаждения
трансформатора, температура охлаждающей среды, график нагрузки и другие факторы.
Выделяют два типа перегрузок оборудования: систематические и аварийные.
Систематические перегрузки допускаются для масляных трансформаторов незави-
симо от системы охлаждения, за исключением трансформаторов на напряжения выше
299
330 кВ, автотрансформаторов на напряжения выше 220 кВ, а также обмоток низшего на-
пряжения автотрансформаторов на напряжения до 220 кВ включительно. Автотрансфор-
маторы напряжением до 220 кВ включительно допустимо перегружать только в режиме
ВН–СН (или СН–ВН), причем в размере вдвое меньше, чем разрешается согласно диа-
граммам нагрузочной способности.
Кроме систематических перегрузок, могут возникнуть кратковременные аварийные
перегрузки, которые вызываются аварийным выходом из работы оборудования электро-
станции или подстанции (генератора, трансформатора). В то короткое время, на которое
разрешается аварийная перегрузка, персонал должен принять меры к замене вышедшего
из работы оборудования резервным (если это не производится автоматически) или к
уменьшению нагрузки за счет отключения потребителей.
Трансформаторы всех мощностей на напряжения до 330 кВ включительно незави-
симо от системы охлаждения допускают аварийные перегрузки. Что касается остальных
трансформаторов, на которые не распространяются систематические перегрузки, то для
них допустимость аварийных перегрузок устанавливается заводом-изготовителем.
Вследствие конструктивных особенностей автотрансформаторов их режим нагруз-
ки отличается от режима нагрузки трансформаторов. Автотрансформаторы маркируются
по проходной мощности, т. е. мощности, которую можно передать от обмотки высшего
напряжения в обмотку среднего напряжения. Мощность, трансформируемая через обмот-
ку низшего напряжения, меньше проходной и называется типовой. Она представляет со-
бой ту мощность, которую можно передать в двухобмоточном трансформаторе эквива-
лентного типа, т. е. с такой же затратой активных материалов.
В связи с этим является целесообразным разработать алгоритм определения вели-
чины, типа и допустимой длительности перегрузки силовых трансформаторов, который
бы позволил в постоянном режиме отслеживать значение нагрузки и информировать пер-
сонал о возникновении тех или иных перегрузок оборудования.
В инструкции по эксплуатации оборудования Филиала ОАО «ФСК ЕЭС» «Волго-
Окское ПМЭС» [10] приведены следующие значения аварийных и систематических пере-
грузок автотрансформаторов:
Нагрузка в долях номинальной ()
1,3 1,45 1,6 1,75 2,0
Длительность перегрузки, мин 120 80 45 20 10
Допустимые систематические перегрузки автотрансформатора, допустимые только
в режиме ВН–СН, определяются по таблице в зависимости от температуры перегрева
м
верхних слоев масла перед наступлением перегрузки (при нормальной работе маслоохла-
дителей), которая рассчитывается по формуле
м
м.ном
1
ном
⁄
1
, (4)
Путем интерполяции указанных значений перегрузок получим функциональную
зависимость длительности аварийных перегрузок в зависимости от их кратности :
доп.авар.пер
15900
3,716
. (5)
Аналогичные выражения могут быть получены для систематических перегрузок в
зависимости от кратности и превышения температуры верхних слоев масла над темпера-
турой воздуха перед перегрузкой
м
.
На приведенной на рисунке блок-схеме алгоритма оценки перегрузки автотранс-
форматора АТ1 и расчета его ресурса условно можно выделить два блока: