Последующим отключением

справедливо для любой формы кривой тока. Величина / может быть найдена интегрированием кривой i*(t) или разложением кривой i(t) на гармоники с последующим определением действующего значения тока по формуле

*В Московском энергетическом институте разработана программа для ЭВМ, предусматривающая машинный расчет TI и х^ для стержней произвольной конфигурации с последующим определением т * и \п?. Это дает возможность без существенных затрат времени на подготовку данных проводить разбиение стержня на число слоев порядка п = 100 и более (см. Б.К. Клоков, В.Г. Фисенко, В.И. Цуканов. Расчет на ЭВМ вытеснения тока в стержнях сложной формы//Тр. МЭИ. 1979. Вып. 410. С. 14-17).

Измерение емкости и индуктивности. Емкость вводов, конденсаторов связи, обмоток машин и трансформаторов, а в некоторых случаях и силовых конденсаторов определяется при измерении тангенса угла диэлектрических потерь мостами МД-16, Р595, Р5026. Однако иногда .приходится измерять емкость при отсутствии этих мостов или значение емкости превышает те, которые могут быть измерены указанными мостами. В этих случаях, если можно пренебречь потерями в конденсаторе, измерения производятся амперметром и вольтметром на переменном токе с последующим определением значения емкости по формуле Cx=I/U2nf. Для грубой оценки емкости используются универсальные портативные мосты, например, типа УМ2. В лабораторных условиях используются универсальные мосты и установки. Методом амперметра — вольтметра может производиться и измерение индуктивности, взаимной ' индуктивности аналогично измерению емкости. Грубая оценка индуктивности может производиться также универсальными мостами.

туры аппроксимирующего выражения с последующим определением коэффициентов а{ этой функции. Выбор вида аппроксимирующей функции не является задачей однозначной и обычно делается из условия подобия аппроксимирующей и аппроксимируемой функции с учетом возможности (удобства) последующего использования выбранной функции, а расчет коэффициентов а( ведется из условия получения допустимой погрешности преобразования.

Задача 11.22. Решить задачу 11.21 при помощи интеграла Дюа-меля и разложением изображения на элементарные дроби при помощи неопределенных коэффициентов с последующим определением соответствующих оригиналов.

Статистической модификацией этого способа является коррекция характеристик оборудования объекта, осуществляемая путем сравнения плановых и фактических режимов с последующим определением коэффициента рассогласования /Сс, который обычно колеблется в пределах 0,94—0,99.

Особо важное значение имеют комплекты программ для расчета поля рассеяния обмоток. Эти программы позволяют выполнять расчет индукции поля рассеяния в области внутри и вне обмоток с последующим определением радиальных и осевых электродинамических сил, действующих при коротком замыкании на отдельные части обмоток, и суммарных сил для каждой обмотки, а также добавочных потерь в обмотках и деталях конструкции трансформатора.

йб свариваемым пбверхнбстям сводная к отысканий векторного магнитного потенциала, подчиняющегося уравнению Лапласа, с последующим определением составляющих магнитного и электрического полей.

справедлива для любой формы кривой тока. Величина / может быть найдена графическим интегрированием кривой i2 (/) или разложением кривой i (() на гармоники с последующим определением действующего значения тока по формуле

Трудности создания методики оценки долговечности на стадии роста трещины связаны также с необходимостью оценки темпе-ратурно-силовых условий эксплуатации различных зон корпуса, что представляет значительную расчетную и экспериментальную трудность. Поэтому для оценки долговечности корпусных деталей с трещиноподобными дефектами на практике применяется измерение средней скорости роста трещин непосредственно на обследуемой детали с последующим определением допустимого срока межремонтной кампании до удаления трещины и ремонта корпуса.

Следует отметить, что рассмотренная методика позволяет при оценке влияния асимметрии избежать определения гармонического состава напряжения в каждой фазе трехфазной нагрузки с последующим определением прямых и обратных гармонических составляющих и дает возможность непосредственного расчета всех параметров (модуль, начальная фаза, направление и частота вращения) дополнительного спектра напряжения ТПН, вызванного асимметрией СИФУ.

При испытании новых токопроводов часто невозможно поднять испытательное напряжение до требуемого значения из-за наличия дефектных изоляторов и требуется сначала выявить дефектные изоляторы. Выявление дефектных изоляторов у длинных и мощных токопроводов достаточно трудоемко. При наличии испытательной установки достаточной мощности н напряжения (например, 100 — 300 кВ-А при 30—50 кВ) дефектные изоляторы можно определить обычным многократным подъемом переменного напряжения до 15—30 кВ с приложением его в течение 10—15 мин и последующим отключением установки и ощупыванием изоляторов на нагрев. Если это не дает эффекта, следует увеличить время приложения напряжения до 30—60 мин. Изоляторы, имеющие нагрев, подлежат замене, после чего изоляцию токопровода испытывают вновь.

Остановимся на защите от перегрузки по мощности. Этот аварийный режим является следствием короткого замыкания и непременно сопровождается ростом тока /к, от которого сработает предохранитель с последующим отключением стабилизатора от входного напряжения. Таким образом, перегрузка по мощности сводится к кратковременной перегрузке, длительность которой tu равна промежутку времени (доли секунд) от момента короткого замыкания до момента разрыва цепи плавкой вставкой предохранителя.

Другим недостатком защитных промежутков, как указано выше, является переход импульсного пробоя ПЗ в устойчивую дугу, переходящую в ряде случаев в к. з. с последующим отключением участка электрической установки. В связи с этим защитные промежутки рекомендуется устанавливать только на тех участках, которые оборудованы автоматами повторного включения (АПВ).

В эксплуатации выключатель может неоднократно включаться на существующее КЗ с последующим отключением, поэтому ГОСТ 687 — 78Е предусматривает для выключателей определенный цикл операций.

При устойчивом повреждении на линии W1 отключаются Ql, Q3 и действием АВР на стороне 6—10 кВ включается секционный выключатель QB, обеспечивая питание потребителей от Т2. Если линия выводится в ремонт, то действиями дежурного персонала подстанции или оперативной выездной бригадой отключается линейный разъединитель QS1, включается разъединитель в перемычке и трансформатор Т1 ставится под нагрузку включением выключателя со стороны НН (Q3) с последующим отключением секционного выключателя. В этой схеме возможно питание Т1 от линии W2 при ремонте линии W1 (или питание Т2 от линии W1).

Типы защит: а) продольная дифференциальная токовая защита, с циркулирующими токами, действующая без выдержки времени на отключение всех выключателей трансформатора. При наличии короткоза-мцкателя—¦, включение его, с последующим отключением отделителя в бестоковую паузу АПВ линии;

15 В до 8 10В при перегрузке с последующим отключением до нулевого уровня по прошествии максимально разрешенного временного интервала

Режим 52 — это режим кратковременной нагрузки (рис 2.9) Двигатель в режиме 52 работает при постоянной нагрузке в течение времени меньшего, чем требуется для получения теплового равновесия, с последующим отключением на время, за которое температура двигателя становится равной температуре окружающей среды.

фов показана частота данного перехода (применительно к ЕЭС СССР). Необходимо учесть два характерных пути развития аварий. В системах со слабыми связями относительно быстро происходит перегрузка связей и различных видов нарушений устойчивости с последующим отделением подсистем. В системах с с и л ь-ными связями возникает небаланс мощности, изменяется частота всей энергосистемы с последующим отключением генераторов или нагрузки с помощью АЧР. При этом в энергосистемах со слабыми связями потребители отключаются чаще, чем в энергосистемах с сильными связями.

в) для частей ЭЭС и для систем, входящих в ОЭС, — отключение питающих линий; при наличии слабых связей — отключение генерирующей мощности с последующим отключением слабых связей вследствие увеличения передаваемой мощности сверх предела их статической устойчивости;

г) для ОЭС в целом — главным образом возможность их разделения на части из-за отключений межсистемных связей или отключений генерирующей мощности с последующим отключением этих связей из-за аварийного изменения передаваемой по ним мощности, а также возможность возникновения асинхронного хода по отдельным связям и, как следствие этого, развитие аварии с отключением генерирующей мощности.