Классификация и маркировка силовых трансформаторов.

Классификация и маркировка силовых трансформаторов.

Выбор числа трансформаторов

При выборе числа трансформаторов на подстанциях необходимо учитывать, во-первых, требования к надежности электроснабжения потребителей I-й, II-й и III-й категорий, и, во-вторых, возможности обеспечения резервирования по электрическим сетям вторичного напряжения. При этом исходными данными для выбора числа трансформаторов на подстанциях являются: доля потребителей I-й, II-й и III-й категорий по степени надежности электроснабжения в суммарной расчетной мощности предприятия и варианты возможных схем внешнего и внутреннего электроснабжения, обеспечивающие требуемую степень резервирования.

На ГПП и ПГВ, как правило, устанавливается два силовых трансформатора. Это, во-первых, обеспечивает надежное питание потребителей всех категорий. А во-вторых, по сравнению с тремя трансформаторами значительно упрощает схему и конструкцию подстанции.

Однотрансформаторные ГПП и ПГВ допускается применять только при возможности обеспечения резервирования нагрузок I категории по сетям вторичного напряжения от соседних ГПП, ТЭЦ или от других независимых источников питания [3. 20].

Подстанции 35-110 кВ (ГПП, ПГВ) с числом силовых трансформаторов более двух применяются, когда нельзя обеспечить надежное питание из-за особенностей технологического режима или по условиям роста нагрузок, например:

-для питания электроприемников нефтеперекачивающих станций (НПС) двух нефтепроводов, расположенных на одной площадке, рекомендуется применять подстанции с тремя трансформаторами с расщепленными вторичными обмотками без РУ 6(10) кВ подстанции. Причем РУ-6(10) кВ НПС-1 и НПС-2 питаются каждое от одного трансформатора по двум линиям; третий трансформатор находится в горячем резерве и подключен к РУ 6(10) кВ НПС-1 и НПС-2 двумя линиями [24];

- для питания электроприемников НПС трех нефтепроводов, расположенных на одной площадке, рекомендуется применять подстанции с четырьмя трансформаторами с расщепленными вторичными обмотками без РУ 6(10) кВ подстанции. Причем РУ-6(10) кВ НПС-1, НПС-2 и НПС-3 питаются каждое от одного (своего) трансформатора по двум линиям; четвертый трансформатор находится в горячем резерве и подключен к РУ 6(10) кВ НПС-1, НПС-2 и НПС-3 двумя линиями [24];

- на стадии реконструкции по условиям дальнейшего роста нагрузок, когда технически и экономически целесообразной является установка третьего трансформатора вместо замены одного (или обоих) из работающих трансформаторов на трансформатор большей мощности [ 20].

Если третий (четвертый) трансформатор питается при этом от независимого источника питания, то при соответствующем построении схемы на стороне 6(10) кВ можно обеспечить достаточную надежность питания электроприемников особой группы.

Выбор числа (и мощности) распределительных (цеховых) трансформаторов в общем случае должен производиться на основании технико-экономических расчетов исходя из удельной плотности нагрузки, полной расчетной нагрузки объекта (корпуса, цеха, отделения), стоимости электроэнергии и других факторов [3]. В большинстве случаев на промышленных предприятиях применяются одно или двухтрансформаторные подстанции.

Однотрансформаторные распределительные подстанции следует применять [20]:

- для питания электроприемников III–й категории, которые в соответствии с ПУЭ допускают питание только от одного нерезервированного источника питания;

- для питания электроприемников любых категорий при наличии резервных связей на вторичном напряжении, обеспечивающих необходимую степень надежности для электроприемников I-й и II-й категорий, и при условии, что доля нагрузок I-й категории составляет не более 15-20% [спэ ].

Двухтрансформаторные распределительные подстанции следует применять [20]:

- при значительной мощности нагрузок I-й категории;

- при трехсменной (или непрерывном режиме) работе электроприемников II-й категории.

Подстанции с большим числом трансформаторов применяются редко. Хотя следует иметь в виду, что распределительные подстанции с числом трансформаторов более двух повышают надежность электроснабжения и во многих случаях более целесообразны, чем двух трансформаторные подстанции [20].

Режим циклических нагрузок

Режим нагрузки с циклическими изменениями (обычно цикл равен суткам), который определяют с учетом среднего значения износа за продолжительность цикла. Режим циклических нагрузок может быть режимом систематических нагрузок или режимом продолжительных аварийных перегрузок.

Режим систематических нагрузок- режим, в течение части цикла которого температура охлаждающей среды может быть более высокой и ток нагрузки превышает номинальный, однако с точки зрения термического износа такая нагрузка эквивалентна номинальной нагрузке при номинальной температуре охлаждающей среды. Это достигается за счет понижения температуры охлаждающей среды или тока нагрузки в течение остальной части цикла. Нагрузка (перегрузка) трансформатора, которая допускается его нагрузочной способностью и которая за продолжительность цикла графика нагрузки не вызывает сокращения нормируемого срока службы трансформатора (за счет пониженного износа в часы пониженной нагрузки) называется систематической. Режим, в течение части цикла которого температура охлаждающей среды может быть более высокой и ток нагрузки превышает номинальный, однако с точки зрения термического износа такая нагрузка за время цикла (сутки) эквивалентна номинальной нагрузке, называют режимом систематических нагрузок.

При планировании нагрузок этот принцип может быть распространен на длительные периоды, в течение которых циклы со скоростью относительного износа изоляции более единицы компенсируются циклами со скоростью износа менее единицы.

Режим продолжительных аварийных перегрузок -режим нагрузки, возникающий в результате продолжительного выхода из строя некоторых элементов сети, которые могут быть восстановлены только после достижения постоянного значения превышения температуры трансформатора. Допустимая продолжительность такой нагрузки больше тепловой постоянной времени трансформатора. Предполагается, что такой режим будет возникать редко, однако может длиться в течение недель или даже месяцев и вызывать значительный термический износ. Тем не менее, такая нагрузка не должна быть причиной аварии вследствие термического повреждения или снижения электрической прочности изоляции трансформатора.

Режим кратковременных аварийных перегрузок -режим чрезвычайно высокой нагрузки, вызванный непредвиденными воздействиями, которые приводят к значительным нарушениям нормальной работы сети. При этом температура наиболее нагретой точки проводников достигает опасных значений и в некоторых случаях происходит временное снижение электрической прочности изоляции. Допустимая продолжительность такой нагрузки меньше тепловой постоянной времени трансформатора и зависит от достигнутой температуры до перегрузки; обычно продолжительность перегрузкисоставляет менее получаса. Их необходимо по возможности быстрее снизить или на короткое время отключить трансформатор во избежание его повреждения.

В ПУЭ [1] введены определения двух длительных режимов потребителя: нормального и послеаварийного. Нормальный режим потребителя электрической энергии – это режим, при котором обеспечиваются заданные значения параметров его работы. Послеаварийный режим– это режим, в котором находится потребитель электрической энергии в результате нарушения в системе его электроснабжения до установления нормального режима после ликвидации отказа. Если послеаварийный режим потребителя обусловлен выходом из строя одного из трансформаторов, то его продолжительность будет определяться временем ремонта или замены поврежденного трансформатора.

Проведем параллель между режимами потребителя и режимами нагрузок трансформатора.

Режим систематических нагрузок трансформатора возникает в нормальном режиме схемы электроснабжения потребителя при условии, что в какие-то интервалы времени суток ток нагрузки трансформатора превышает номинальный.

Режим продолжительных аварийных перегрузок трансформатора возникает в послеаварийном режиме системы электроснабжения потребителя, когда один из трансформаторов находится в ремонте, а второй воспринял на себя его нагрузку, при условии, что температура наиболее нагретой части обмотки и температура масла превысили нормально допустимые значения, но остаются меньше предельно допустимых значений. При этом нет опасности термического повреждения или снижения электрической прочности изоляции трансформатора, но имеет место повышенный термический износ трансформатора. Поэтому величина и длительность продолжительных аварийных перегрузок трансформатора в послеаварийном режиме потребителя должны быть ограничены, например, за счет разгрузки трансформатора путем отключения части электроприемников на все время ремонта или только в часы суточного максимума нагрузки трансформатора. Таким образом, в общем случае режим продолжительных аварийных перегрузок трансформатора возникает в послеаварийном режиме системы электроснабжения потребителя после разгрузки трансформатора путем отключения части электроприемников.

Режим кратковременных аварийных перегрузок возникает вследствие увеличения мощности нагрузки трансформатора вследствие срабатывания АВР при аварийном отключении одного из трансформаторов в интервале времени от срабатывания АВР до разгрузки трансформатора при условии, что температура наиболее нагретой части обмотки или температура масла превысили предельно допустимые значения. В режиме реального времени режим кратковременных аварийных перегрузок является промежуточным режимом между нормальным и послеаварийным режимами потребителя.

Выбор числа трансформаторов рассмотрен в подразделе 7.2 настоящего пособия, выбор типа и исполнения трансформаторов - в подразделе 7.3, выбор мощности трансформаторов и проверка на допустимые перегрузки рассмотрены в подразделе 7.4.

Нагрузочная способность трансформатора – это свойство трансформатора нести нагрузку сверх номинальной при определенных условиях эксплуатации (предшествующей нагрузке трансформатора, температуре охлаждающей среды) называют нагрузочной способностью [12].

Режим допустимых систематических нагрузок. Режим систематических перегрузок допустим неограниченное время, если:

- износ изоляции за время цикла не превышает номинального (Н_РАСЧ < 24 часов);

- температура верхних слоев масла Q_М <95⁰С;

- температура верхней наиболее нагретой точки обмотки Q_ННТ <140⁰С;

- наибольший ток нагрузки не более 1,5 I_НОМ (К_З.М<1.5).

Режим допустимых продолжительных аварийных перегрузок.Если износ изоляции за сутки Н_РАСЧ > 24 часов. то режим перегрузки относят к аварийным, Режим аварийных перегрузок допустим. если

–если продолжительность его за время цикла не превышает расчетную допустимую (Т_ПЕР<Т_ДОП);

- температура верхних слоев масла Q_М <115⁰С;

- температура верхней наиболее нагретой точки обмотки Q_ННТ <160⁰С;

- наибольший ток нагрузки не более 2.0 (I_НОМ (К_З.М<2,0).

Режим допустимых кратковременных аварийных перегрузок – нормируется ПТЭЭП.

2.1.21. В аварийных режимах допускается кратковременная перегрузка трансформаторов сверх номинального тока при всех системах охлаждения независимо от длительности и значения предшествующей нагрузки и температуры охлаждающей среды в следующих пределах:

Масляные трансформаторы:

перегрузка по току, % 30 45 60 75 100
длительность перегрузки, мин. 120 80 45 20 10

Сухие трансформаторы:

перегрузка по току, % 20 30 40 50 60
длительность перегрузки, мин. 60 45 32 18 5.

Ограничения тока и температуры при нагрузках, превышающих номинальную по ГОСТ

При нагрузке, превышающей номинальную, в ГОСТ 14209 [11] рекомендуется не превышать предельные значения тока и температуры, приведенные в таблице.

Предельные значения температуры и тока для режимов нагрузки, превышающей номинальную

Тип нагрузки	Трансформаторы
распределительные	средней мощности
Режим систематических нагрузок
Ток, отн. ед.	1,5	1,5
Температура наиболее нагретой точки обмотки, °С
Температура масла в верхних слоях, °С
Режим продолжительных аварийных перегрузок
Ток, отн. ед.	1,8	1,5
Температура наиболее нагретой точки обмотки, °С
Температура масла в верхних слоях, °С
Режим кратковременных аварийных перегрузок
Ток, отн. ед.	2,0	1,8
Температура наиболее нагретой точки обмотки, °С	-
Температура масла в верхних слоях, °С	-

Не следует превышать приведенные в таблице 6.3 предельные значения тока нагрузки, температуры наиболее нагретой точки обмоток и температуры масла в верхних слоях. Для распределительных трансформаторов мощностью не более 2500 кВ×А для режимов кратковременных аварийных перегрузок предельные значения температуры масла в верхних слоях и наиболее нагретой точки не установлены, так как на практике невозможно контролировать продолжительность аварийной перегрузки распределительных трансформаторов. Следует иметь в виду, что при температуре наиболее нагретой точки, превышающей 140-160 °С, возможно выделение пузырьков газа, снижающих электрическую прочность изоляции трансформатора.

13. Последовательность и предварительное определение мощности силовых трансформаторов.

Выбор оптимальной мощности трансформаторов должен производиться в соответствии с величиной и характером электрических нагрузок. При этом должны быть учтены как экономические требования (в нормальном режиме), так и возможные в эксплуатации кратковременные и длительные перегрузки.

Различают выбор мощности распределительных трансформаторов и трансформаторов ГПП.

Выбор мощности распределительных трансформаторов должен производиться на основании технико-экономических расчетов. Предварительный выбор мощности производится либо по удельной плотности нагрузки, либо по рекомендуемым коэффициентам загрузки..

Определение мощности трансформаторов по удельной плотности нагрузок производится для цехов при известной плотности нагрузки в кВА/(квадратный метр). При плотности нагрузки менее 0,2 кВА/м² целесообразно применять трансформаторы мощностью 1000 кВА и менее. При плотности нагрузки 0,2 кВА/м² и более целесообразно применять трансформаторы мощностью 1600-2500 кВА.

Определение мощности трансформаторов по коэффициенту загрузки производится при отсутствии данных об удельной плотности нагрузок. В том числе, как для цехов, так и для промысловых объектов, При этом для трансформаторов распределительных подстанций следует, как правило, принимать следующие коэффициенты загрузки:

- для объектов с преобладающей нагрузкой I категории при двухтрансформаторных подстанциях - 0,65-0,7;

- для цехов с преобладающей нагрузкой II категории при однотрансформаторных подстанциях с взаимным резервированием трансформаторов - 0,7-0,8;

- для цехов с преобладающей нагрузкой II категории при возможности использования централизованного резерва трансформаторов и для цехов с нагрузками III категории - 0,9-0,95.

Предварительный выбор мощности трансформаторов ГПП и ПГВ следует производить в соответствии с нормами технологического проектирования понижающих подстанций с высшим напряжением 35-750 кВ. При этом при выходе из работы одного трансформатора оставшийся в работе трансформатор должен обеспечивать работу предприятия на время замены выбывшего трансформатора с учетом возможного ограничения нагрузки без ущерба для основной деятельности предприятия и с использованием допустимой перегрузки трансформатора.

Наивыгоднейшая мощность трансформатора соответствует минимуму приведенных затрат, которые учитывают капитальные затраты на строительство и монтаж трансформаторных подстанций (включая стоимость трансформаторов) и текущие затраты, связанные с эксплуатацией, в том числе и стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах.

С другой стороны известно, что минимальные потери мощности в трансформаторе имеет место при коэффициенте загрузки

,

где Р_О и Р_К - паспортные значения потерь мощности в стали (потери холостого хода) и в обмотках (нагрузочные потери). Для понижающих силовых трансформаторов, применяющихся в электрических сетях промышленных предприятий, значения b_Э находятся в интервале 0,36 - 0,59. Однако при такой низкой загрузке трансформаторов возрастает установленная мощность трансформатора, а следовательно и доля капитальных затрат на трансформаторы. Поэтому оптимальный коэффициент загрузки трансформаторов b, учитывающий не только потери мощности в трансформаторе, ни и потери мощности в питающей сети, капитальные затраты на строительство и монтаж трансформаторных подстанций, как правило выше, чем b_Э. На стадии проектирования рекомендуется для трансформаторов ГПП b = 0,65-7 [13].

При этом номинальная мощность трансформаторов распределительных подстанций и трансформаторов ГПП определяется по выражению

, (6.1)

где S_T - полная расчетная мощность нагрузки, передаваемая через N трансформаторов, на пятый год эксплуатации.

Для ГППв качестве S_T рекомендуется принимать расчетную(максимальную) мощность S_Р (S_М) получасового максимума, а для всех остальных трансформаторов, в том числе для распределительных подстанций, - среднюю мощность S_СМ за наиболее нагруженную смену.

При температуре охлаждающей среды, отличающейся от стандартной (20^оС), при выборе номинальной мощности трансформатора должна быть учтена температура охлаждающей среды. Температура охлаждающей среды влияет на тепловой режим трансформатора, а, следовательно, и на допустимый коэффициент нагрузки. Если температура охлаждающей среды отличается от стандартной, а нагрузка трансформатора в течение некоторого времени значительно не изменяется, то при расчете допустимой нагрузки трансформатора в ГОСТ 14209 [11] рекомендуется пересчитать допустимый ток (мощность) нагрузки. При этом значение приемлемого коэффициента нагрузки b в формуле (6.1) можно умножить на коэффициент учета температуры. Значения этого коэффициента для продолжительного режима приведены в таблице 6.1 для различных температур охлаждающей среды [11].

Таблица 6.1

Допустимые коэффициенты нагрузки для продолжительного режима при различных температурах охлаждающей среды

(охлаждение типа М. Д . ONAN, ON, OF и OD)

Температура охлаждающей средыС	Трансформаторы
распределительные	средней и большой мощности
ONAN (М)	ONAN (М )	ONAF (Д)
-25	1,37	1,33	1,33
-20	1,33	1,30	1,30
-10	1,25	1,22	1,22
	1,17	1,15	1,15
	1,09	1,08	1,08
	1,00	1,00	1,00
	0,91	0,92	0,92
	0,81	0,82	0,82

В процессе работы нагрузка трансформатора может изменяться и в отдельные моменты времени может превышать номинальную. Для учета возможных в эксплуатации кратковременных и длительных перегрузок номинальную мощность трансформаторов целесообразно выбирать в следующей последовательности. Сначала предварительно рассчитывают целесообразную мощность трансформатора по (6.1) исходя из рекомендуемых коэффициентов нагрузки в нормальном режиме и намечают два варианта с номинальными мощностями (из стандартного ряда), ближайшими к рассчитанному значению. В общем случае целесообразно принимать ближайшую большую и ближайшую меньшую номинальные мощности. Однако, если расчетное значение номинальной мощности оказалось вблизи одного из стандартных значений, то может оказаться целесообразным принять стандартные значения номинальной мощности в обоих вариантах либо в большую, либо в меньшую сторону.

Выбранные трансформаторы проверяют:

- на допустимую систематическую нагрузку в нормальном режиме схемы электроснабжения;

- на допустимую кратковременную аварийную перегрузку (при срабатывании АВР) без учета разгрузки трансформатора;

- на допустимую продолжительную аварийную перегрузку в послеаварийном режиме схемы электроснабжения с учетом разгрузки трансформатора оперативным персоналом путем отключения части неответственных электроприемников (потребителей), если такое отключение возможно и допустимо для данного потребителя.

Допустимые систематические и аварийные перегрузки для масляных трансформаторов мощностью до 100 МВ·А включительно – установлены в ГОСТ 14209-97 [11], а для сухих трансформаторов и трансформаторов с негорючим жидким диэлектриком - в стандартах или технических условиях на конкретные группы или типы трансформаторов.

Режим допустимых систематических нагрузок. Режим систематических перегрузок допустим неограниченное время, если:

- износ изоляции за время цикла не превышает номинального (Н_РАСЧ < 24 часов);

- температура верхних слоев масла Q_М <95⁰С;

- температура верхней наиболее нагретой точки обмотки Q_ННТ <140⁰С;

- наибольший ток нагрузки не более 1,5 I_НОМ (К_З.М<1.5).

Режим допустимых продолжительных аварийных перегрузок.Если износ изоляции за сутки Н_РАСЧ > 24 часов. то режим перегрузки относят к аварийным, Режим аварийных перегрузок допустим. если

–если продолжительность его за время цикла не превышает расчетную допустимую (Т_ПЕР<Т_ДОП);

- температура верхних слоев масла Q_М <115⁰С;

- температура верхней наиболее нагретой точки обмотки Q_ННТ <160⁰С;

- наибольший ток нагрузки не более 2.0 (I_НОМ (К_З.М<2,0).

Режим допустимых кратковременных аварийных перегрузок – нормируется ПТЭЭП.

2.1.21. В аварийных режимах допускается кратковременная перегрузка трансформаторов сверх номинального тока при всех системах охлаждения независимо от длительности и значения предшествующей нагрузки и температуры охлаждающей среды в следующих пределах:

Масляные трансформаторы:

перегрузка по току, % 30 45 60 75 100
длительность перегрузки, мин. 120 80 45 20 10

Сухие трансформаторы:

перегрузка по току, % 20 30 40 50 60
длительность перегрузки, мин. 60 45 32 18 5.

Если трансформаторы в обоих вариантах проходят все проверки, то проводят технико-экономические расчеты и окончательное решение принимают на основе сопоставления вариантов по приведенным затратам.

14. Преобразование реальных суточных графиков нагрузки в эквивалентные им двухступенчатые прямоугольные графики

Для определения допустимости того или иного режима работы трансформатора необходимо строить кривые нагрева и оценивать его тепловой режим за время цикла. В инженерной практике и при проектировании кривые теплового нагрева не строят. Тепловой режим и износ изоляции трансформатора определяют косвенно по коэффициентам эквивалентного графика нагрузки.

При этом для проверки трансформаторов на перегрузку необходимо преобразовать реальный суточный график нагрузки в эквивалентный двухступенчатый. Форма двухступенчатого графика нагрузки приведена на рисунке 6.1. Реальный суточный график нагрузки и двухступенчатый должны быть эквивалентны по потерям мощности в трансформаторе. В этом случаи они будут эквивалентны и по температуре нагрева трансформатора, а следовательно и по скорости износа изоляции. На рисунке 6.1 К₁ и К₂ – это две ступени нагрузки, причем К₁ – это начальная или предварительная нагрузка, К₂ - максимум нагрузки. Продолжительность максимума нагрузки - t (или h) часов.

Рисунок 6.1 - Эквивалентный двухступенчатый график нагрузки

Применяются как точные методы преобразования, так и приближенные.

Уточненный метод. Преобразование исходного суточного графика нагрузки трансформатора в эквивалентный по потерям двухступенчатый прямоугольный график с представлением нагрузки в долях номинального тока (или номинальной мощности) выполняют в следующей последовательности.

Сначала график нагрузки представляют в относительных единицах: в долях номинального тока (или номинальной мощности)

На полученном графике нагрузки трансформатора проводят линию номинального тока l_н, (или номинальной мощности). При построении в относительных единицах эта линия соответствует К = 1 (рисунок 6.2).

В точках А и Б пересечения номинальной линии с кривой исходного графика нагрузки выделяется участок перегрузки продолжительностью h’.

Оставшуюся часть исходного графика с меньшей нагрузкой разбивают на т интервалов длительностью Dt (как правило Dt = 30 мин.) и определяют начальную нагрузку К₁ эквивалентного графика

(7.2)

где S_1, S₂, S_m - средние значения нагрузки на соответствующих интервалах Dt.

Участок перегрузки h’ на исходном графике нагрузки разбить на р интервалов Dh и определяется предварительное превышение перегрузки эквивалентного графика нагрузки

(7.3)

где _, , - средние значения нагрузки на соответствующих интервалах Dh.

Сравнивают значение с максимальным коэффициентом нагрузки K_max исходного графика: если , следует принять K₂ = ; если же , следует принять K₂ = 0,9 К_max, а продолжительность h перегрузки эквивалентного графика нагрузки рассчитать по формуле

(7.4)

Если исходный суточный график нагрузки трансформатора содержит два близких по значению максимума различной продолжительности, значения h и К₂ определяются по максимуму большей продолжительности, а значение К₁ - как среднеквадратичное значение остальной нагрузки.

Если исходный суточный график нагрузки трансформатора содержит несколько последовательных близких максимумов, значения К₂ и h определяются из охвата всех максимумов, а значение K₁ - как среднеквадратичное значение оставшейся нагрузки.

1 - исходный график нагрузки,

2 - эквивалентный прямоугольный график нагрузки

Рисунок 7.2 - Преобразование исходного графика нагрузки трансформатора в эквивалентный двухступенчатый прямоугольный

Упрощенные методы преобразования реального графика нагрузки в эквивалентный двухступенчатый

В Упрощенных методах преобразования реального графика нагрузки в эквивалентный двухступенчатый коэффициент К₂ максимума нагрузки принимается равным максимальному коэффициенту нагрузки реального графика, а длительность перегрузки и начальная нагрузка определяются графоаналитическим способом.

График нагрузки с одним максимумом.В этом случае значение t следует определять, как показано на рисунке 6.2. Проводится горизонтальная прямая К₂ , соответствующая максимальной нагрузке. Проводится (подбирается) прямая К₁ и выбирается интервал времени t, так, чтобы между реальным графиком и эквивалентным двухступенчатым, выполнялись условия равенства площадей: 1=2+3+4 и a+b=c+d.

Выполнение первого из этих условий означает, что значение К₁ определяют как среднее значение нагрузки для участка графика нагрузки без максимума. Выполнение второго из этих условий означает, что площадь прямоугольника со сторонами К₁, t равна площади под максимумом реального графика нагрузки.

Рисунок 6.2- График нагрузки с одним максимумом

Классификация и маркировка силовых трансформаторов.