Трансформаторы
|
Скачать 1.78 Mb.
|
|
9.3. О применении подстанций с емкостными делителями напряжения Всесоюзный научно-исследовательский институт электроэнергетики для электроснабжения рассредоточенных потребителей небольшой мощности от линий электропередачи 110-500 кВ разработал два вида подстанций с емкостными делителями напряжения (ПДНЕ) - подстанции с емкостными делителями напряжения 110-220 кВ конденсаторного типа (ПДНК) и подстанции с емкостными делителями напряжения 220-500 кВ тросового типа (ПДНТ). Для сооружения ПДНЕ требуются компенсирующие реакторы, серийно не выпускаемые промышленностью и изготовляемые по индивидуальным заказам Центральным производственным ремонтным предприятием Ленэнерго (четыре типа) и производственным предприятием Свердловэнергоремонт (один тип). Баковые конденсаторы связи на напряжение 20/  и силовые конденсаторы на напряжение 10 кВ, из которых могут комплектоваться делители напряжения, выпускаются Усть-Каменогорским конденсаторным заводом.На основании многолетнего положительного опыта эксплуатации ПДНЕ рекомендуется: 1. Сооружать опытно-промышленные подстанции с емкостными делителями напряжения 110-220 кВ конденсаторного типа и емкостными делителями напряжения 220-500 кВ тросового типа для электроснабжения строительных площадок, ремонтных баз, переключательных пунктов и других ведомственных объектов энергосистем, а также для электроснабжения объектов нефтегазопроводного транспорта и станций радиорелейных линий с долей силовой нагрузки, не превышающей 20% мощности установки. Впредь до накопления опыта эксплуатации ПДНК мощность указанных подстанций ограничить 250 кВ·А. 2. Решение о применении ПДНЕ принимать на основании технико-экономического сопоставления с другими вариантами электроснабжения потребителей. 3. Определение объектов, для которых целесообразно сооружение ПДНЕ, рассмотрение проектов, испытания и наладку головных подстанций в энергосистемах проводить с участием ВНИИЭ. 9.4. О применении сдвоенных реакторов серии РБАС в цепях питания собственных нужд электростанций На электростанциях с питанием резервного источника собственных нужд через сдвоенные реакторы серии РБАС, например при отключении блочного агрегата на ГРЭС или потере питания секции ГРУ на ТЭЦ, как правило, имеет место самозапуск электродвигателей обеих секций собственных нужд одновременно при переключении их на резервный источник питания. Наиболее тяжелыми электродинамическими воздействиями на сдвоенный реактор являются воздействия при протекании больших токов по обеим его ветвям, когда бетонные колонки реактора работают на растяжение, что и происходит при одновременном самозапуске электродвигателей обеих секций собственных нужд. Анализ схем самозапуска электродвигателей на электростанциях, а также испытания реакторов РБАС-6-2Х1500-8 в режиме самозапуска электродвигателей, проведенные на ТЭЦ г. Фрунзе, показали, что имеется возможность в 2 раза снизить опасные электродинамические усилия, возникающие в обмотке реактора в момент его включения. Достигается это согласованием моментов включения выключателей, подключающих ветви сдвоенного реактора к источнику резервного питания; при этом обеспечивается неодновременность подключения обеих секций собственных нужд без ухудшения условий самозапуска электродвигателей. В настоящее время включение обеих ветвей реакторов носит случайный характер. Включение ветвей реакторов в режиме самозапуска электродвигателей происходит одновременно. При этом токи в обеих ветвях обмотки реактора достигают наибольших значений и соответственно возникают наибольшие электродинамические усилия. Если одна из ветвей сдвоенного реактора в режиме самозапуска электродвигателей включается в момент, когда апериодическая составляющая тока уже подключенной ветви затухает, электродинамические усилия, возникающие в обмотке реактора при его подключении, снижаются в 2 раза. С учетом изложенного разрешается установка и эксплуатация бетонных реакторов серии РБАС в схемах рабочего и резервного питания собственных нужд электростанций при соблюдении следующих условий: 1. Ударный ток самозапуска электродвигателей не должен превышать значения, указанного на заводском щитке реактора для режима встречно-направленных токов. 2. Включение ветвей сдвоенного реактора в режиме самозапуска электродвигателей должно происходить неодновременно: сначала должна включаться одна из ветвей реакторов, затем с паузой 0,2-0,3 с - другая. Очередность включения должна быть определена расчетом и указана для каждого типа реактора заводом-изготовителем. 9.5. О введении временных норм на напряжения прикосновения для распределительных устройств и трансформаторных подстанций напряжением выше 1000 В с эффективным заземлением нейтрали Одно из назначений заземления распределительных устройств и трансформаторных подстанций напряжением выше 1000 В с эффективным заземлением нейтрали - обеспечение электробезопасности. В целях создания условий для выполнения экономичных заземляющих устройств при реализации требований гл. 1-7 #M12293 0 1200003114 3645986701 3867774713 77 4092901925 584910322 1540216064 77 77ПУЭ#S (изд. 5-е) предлагается : 1. Ввести в действие для распределительных устройств и трансформаторных подстанций переменного тока частотой 50 Гц, напряжением выше 1000 В с эффективным заземлением нейтрали следующие временные нормы на допустимые напряжения прикосновения, рекомендованные комиссией по электробезопасности Научного совета по охране труда Государственного комитета СССР по науке и технике и ВЦСПС и согласованные Отделом охраны труда ЦК профсоюза рабочих электростанций и электротехнической промышленности:
Для промежуточных значений длительности воздействия напряжения прикосновения в интервале времени 0,1-1 с допустимые напряжения прикосновения следует определять интерполяцией. 2. Соответствие заземляющего устройства требованиям настоящего параграфа устанавливать при приемо-сдаточных испытаниях. При этом экспериментально проверяются напряжение прикосновения на территории электроустановки, сопротивление заземляющего устройства при расчетном токе замыкания на землю, а также время действия основной и резервной релейных защит. В процессе эксплуатации должны проверяться соответствие напряжений прикосновения допустимым значениям и соответствие сопротивления заземляющего устройства, тока однофазного КЗ и возможной длительности воздействия напряжения прикосновения расчетным значениям, принятым при проектировании заземляющего устройства. 3. Периодичность эксплуатационной проверки заземляющих устройств, выполненных по нормам на напряжения прикосновения, принимать такой же, как и периодичность проверки заземляющих устройств, выполненных по нормам на сопротивление. 9.6. О предупреждении аварий из-за повреждения опорно-стержневых изоляторов напряжением 35 и 110 кВ В целях предупреждения аварий из-за повреждения опорно-стержневых изоляторов 35-110 кВ и предотвращения несчастных случаев при производстве оперативных переключений предлагается: 1. Производить одноразовые механические испытания опорно-стержневых изоляторов всех вновь вводимых разъединителей и отделителей 35-220 кВ. Методика испытаний приведена в приложении 9.1. Опорно-стержневые изоляторы (КО-110-1250, КО-110-2000, ОНС-110-2000), изготовленные из высокопрочного фарфора (глинозема), механическим испытаниям не подвергать. 2. Выполнять в плановом порядке следующие мероприятия: а) тщательно осматривать все находящиеся в эксплуатации опорно-стержневые изоляторы разъединителей 35-750 кВ и отделителей 35-220 кВ для обнаружения трещин в фарфоре. Как показывает опыт эксплуатации, наибольшее количество повреждений имеет место на изоляторах АКО-110-600, используемых в опорных колонках типа "треноги" электрооборудования 500 и 750 кВ. Все изоляторы с продольными или кольцевыми трещинами заменять; б) испытания на изгиб опорно-стержневых изоляторов разъединителей и отделителей 35-220 кВ, находящихся в эксплуатации и ранее не подвергавшихся механическим испытаниям, проводить по усмотрению энергосистем в зависимости от результатов эксплуатации оборудования. 3. Осматривать перед выполнением оперативных переключений опорно-стержневые изоляторы разъединителей 35-220 кВ. Производить операции разъединителями и отделителями, изоляторы которых имеют трещины, запрещается. 4. Проверять при наладке разъединителей и отделителей соответствие усилий вытягивания ножей из губок и их соосности заводским нормам. 5. Производить ремонт армированных швов изоляторов в соответствии с указаниями, изложенными в приложении 9.2. ПРИЛОЖЕНИЕ 9.1 МЕТОДИКА МЕХАНИЧЕСКИХ ИСПЫТАНИЙ ОПОРНО-СТЕРЖНЕВЫХ ИЗОЛЯТОРОВ НА ИЗГИБ 1. Перед испытаниями каждый изолятор в отдельности должен быть подвергнут тщательному осмотру. При этом особое внимание должно быть обращено на следующее: а) отсутствие сколов и следов удара на поверхностях изоляторов; б) отсутствие трещин на поверхностях изоляторов (особенно в области, примыкающей к фланцам); в) качество армирования и цементного шва (отсутствие раковин и трещин, наличие влагостойкого покрытия). При обнаружении поверхностных дефектов, снижающих механическую прочность изоляторов или обусловливающих несоответствие требованиям ГОСТ 13873-81 Е и технических условий, изоляторы подлежат отбраковке с составлением соответствующего акта. 2. Целями механических испытаний опорно-стержневых изоляторов на изгиб являются проверка фактической механической прочности изоляторов и своевременная отбраковка тех из них, которые из-за дефектов изготовления фарфора, армирования изоляторов или повреждений при транспортировании имеют недостаточную механическую прочность. 3. Механические испытания опорно-стержневых изоляторов разъединителей и отделителей напряжением 35-110 кВ должны производиться стягиванием двух изоляторов одного полюса аппарата. В связи с тем что максимальное изгибающее усилие при включении аппарата действует в сторону ошиновки, испытание на изгиб следует выполнять при развернутом на 180° положении полуножей разъединителя или отделителя (рис. 9.3).  Рис. 9.3. Полюс разъединителя (отделителя)  Рис. 9.4. Приспособление для механических испытаний опорно-стержневых изоляторов На время испытаний изоляторов отсоединять соединительные тяги и провода. 4. Для механических испытаний изоляторов применять приспособление (рис. 9.4), которое состоит из хомута 1, стягивающего устройства 2, динамометра 3 и крепежных деталей. Хомуты надеваются на верхние головки (фланцы) обоих изоляторов одного полюса разъединителя или отделителя таким образом, чтобы стягивающее усилие было приложено к верхним фланцам изоляторов. После закрепления хомутов на фланцах изоляторов и выбора люфтов в стягивающем устройстве к изоляторам прикладывается изгибающее усилие. 5. Плавным вращением рукоятки стягивающего устройства по показаниям динамометра устанавливать нагрузку, равную 60% минимальной разрушающей (табл. 9.5), и выдерживать ее 15 с. В случае снижения нагрузки в течение этого времени доводить ее до требуемого значения вращением рукоятки стяжного винта. Таблица 9.5
6. Механические испытания опорно-стержневых изоляторов разъединителей и отделителей 220 кВ производить отдельно - не на раме аппарата. Это требование вызвано тем, что механическая прочность подшипников опорных колонок указанных аппаратов недостаточна для испытания изоляторов, установленных на раме, нормируемым усилием. 7. В связи с тем что у нижних изоляторов опорных колонок 220 кВ работают на изгиб нижняя и верхняя части, механические испытания этих изоляторов производить в нормальном и перевернутом положениях. Сначала изоляторы устанавливать нижними фланцами на специальной раме (основании), а к верхним фланцам прикладывать изгибающее (стягивающее) усилие. Затем изоляторы испытывать в перевернутом положении и изгибающее усилие прикладывать к нижним фланцам. В этом положении испытательную нагрузку устанавливать равной 60% минимальной разрушающей для испытываемой верхней части изоляторов. Допускается испытывать всю опорную колонку 220 кВ в сборе. В этом случае испытательную нагрузку устанавливать равной 60% минимальной разрушающей в наиболее опасном сечении колонки. 8. Моментом разрушения изолятора считается его поломка или возникновение трещин в фарфоре, арматуре или армирующей связке, а также возникновение каких-либо других нарушений целостности изолятора или появление внутренних (невидимых снаружи) повреждений, сопровождающихся сильным треском или резким снижением показаний измерительных приборов. 9. Выдержавшие испытания изоляторы подвергать осмотру и допускать к вводу в эксплуатацию только при отсутствии у них видимых дефектов (трещин в фарфоре, в армирующей связке и арматуре). 10. Для предупреждения падения изоляторов и травмирования при этом персонала изоляторы при испытании необходимо привязывать к временно прикрепленным к раме деревянным стойкам. ПРИЛОЖЕНИЕ 9.2 УКАЗАНИЯ ПО МОНТАЖУ, ОТБРАКОВКЕ И ВОССТАНОВИТЕЛЬНОМУ РЕМОНТУ ОПОРНО-СТЕРЖНЕВЫХ ИЗОЛЯТОРОВ 1. Опорно-стержневые изоляторы, используемые в разъединителях и отделителях, домонтажа подвергать механическим испытаниям на изгиб. 2. Тщательный осмотр изоляторов проводить до и после механических испытаний. 3. Следить, чтобы на изоляторах не имелось сколов, трещин или следов удара (особенно в области, примыкающей к фланцам). 4. Обеспечивать влагостойкое покрытие цементных швов армирующей связки и арматуры изоляторов (эмаль ПФ-115 серая, эмаль ХВ-125 или краска на олифовой основе). Это покрытие восстанавливать не реже 1 раза в 3-4 года, а также при его разрушении. 5. В исключительных случаях можно использовать для монтажа изоляторы с небольшими поверхностными дефектами. Возможность применения забракованных изоляторов устанавливается решением руководства эксплуатирующей и монтажной организаций при необходимости с участием представителя завода-изготовителя. Площадь и глубина поверхностных сколов на ребрах изоляторов, подлежащих восстановительному ремонту, не должны превышать значений, указанных в ГОСТ 13873-81 Е:
Примечание. В исключительных случаях в опорно-стержневых изоляторах, установленных стационарно и работающих без изгибающих усилий в незагрязненных районах, реставрации могут подвергаться сколы в районе капельниц на ребрах суммарной площадью до 1500 мм  .Ремонт таких изоляторов можно выполнять при наличии технических возможностей, определяемых технологией приготовления лаков и клеев. При ремонте отколотую часть приклеивают к изолятору или дефектную поверхность покрывают специальными влагостойкими лаками, изготовленными по рецепту, указанному в Инструкции ОИП 929.010-69 завода "Пролетарий" (г. Ленинград). Фарфоровые части склеивают клеем БФ-4, Б-88 или клеем на основе эпоксидной смолы, приготовляемым по рецепту, указанному в Инструкции ОИП 929.003-68 завода "Пролетарий". 6. Производить отбраковку изоляторов из-за низкого качества армирования при поверхностном выкрашивании цементной связки общим объемом (у двух фланцев) 10·10  мми более.При меньшем объеме выкрошившегося цемента поврежденные места замазывать влагостойкой шпатлевкой (ПФ-00-2 или ХВ-00-5) в целях предотвращения проникновения в них влаги и дальнейшего разрушения цементной связки и влагостойкого покрытия. При отсутствии шпатлевки внешние раковины и трещины заливать густой краской, предназначенной для покрытия цементных швов и арматуры (например, эмалью ПФ-115 серой, эмалью ХВ-125, красками на олифовой основе). 7. Устанавливать изолятор на строго горизонтальную площадку (проверяется по уровню). 8. Сборку колонок, состоящих из нескольких изоляторов, производить по отвесу. Отклонение колонки любой высоты от вертикали не должно превышать 2 мм. Отклонения колонок, превышающие 2 мм, устранять с помощью металлических прокладок (шайб), образующиеся при этом зазоры зашпатлевывать и закрашивать эмалями (см. п. 6). Каждый последующий изолятор устанавливать лишь после тщательного закрепления и выверки нижерасположенного. 9. При монтаже колонок приставлять лестницы к изоляторам или крепить к ним леса запрещается. 10. Для анализа работы изоляторов и выявления причин их выхода из строя при механических испытаниях и в процессе эксплуатации районным энергоуправлениям энергосистем направлять в Главтехуправление, НИИ Электрокерамика (195108, г. Ленинград, К-108. Полюстровский пр., д. 59) и заводам-изготовителям аппаратов и изоляторов обобщенные сведения о результатах механических испытаний (форма 1) и повреждениях изоляторов при эксплуатации (форма 2). При отсутствии точных сведений можно указывать ориентировочные данные. Форма 1 Сведения о результатах механических испытаний изоляторов перед установкой и при профилактических ревизиях и ремонтах
Форма 2 Сведения о механических повреждениях изоляторов в процессе эксплуатации
9.7. О повышении надежности работы разъединителей наружной установки с медно-алюминиевыми контактами, выполненными методом холодной сварки В последние годы участились случаи повреждений разъединителей с алюминиевыми ножами, армированными медными пластинами методом холодной сварки. У таких разъединителей отмечаются интенсивное окисление контактов (в первую очередь алюминиевого ножа) и коррозия алюминия в месте сварки, что приводит к отслоению медных пластин, увеличению переходного сопротивления и часто к полному нарушению контакта. Наибольшее число повреждений наблюдается у разъединителей, эксплуатируемых в зонах морских побережий и районах интенсивных промышленных загрязнений. Научно-исследовательским центром по испытанию высоковольтной аппаратуры (НИЦ ВВА) были проведены исследования разъединителей 35 и 110 кВ серии РЛНД, проработавших 1 год в Азглавэнерго и 5 лет в Латвглавэнерго и Сахалинэнерго. У всех разъединителей контактные части оказались непригодными для дальнейшей эксплуатации из-за коррозии алюминия и отслоения медной пластины. У разъединителей, находящихся в эксплуатации, при нарушении контакта между алюминиевой и медной частями предлагается восстанавливать его методом лужения. Указанный способ (разработан и проверен НИЦ ВВА) состоит в следующем: после удаления медной пластины контактную поверхность, подлежащую лужению, зачищают щеткой; в пламени газовой горелки (пламя должно быть голубого цвета без красного оттенка) нагревают участок ножа до температуры 350-400° С, при которой припой хорошо плавится и равномерно смачивает поверхность алюминия; припой наносят на нагретую поверхность в виде сетки и тщательно растирают щеткой; толщина покрытия припоем 1-2 мм. Качество лужения проверяют осмотром. Припой должен покрывать всю поверхность лужения непрерывным слоем. При обнаружении не залитых припоем участков производятся повторный нагрев и растирание припоя щеткой. Состав припоя: олово (ГОСТ 860-75) 69-71%, цинк (ГОСТ 1180-71) 29-31%. Допускаются примеси не более 3%. Изменение рекомендуемого состава припоя приводит к ухудшению механических свойств покрытия алюминиевых ножей: после 50 циклов включения-отключения (ВО) припой отслаивается. Необходимое оборудование: стол для укладки шин (ножей), вытяжная вентиляция, газовая горелка, стальная щетка (диаметр волоска 0,4, длина 6 мм). Разъединители с контактами, восстановленными указанным выше способом, выдержали испытания на механическую стойкость в условиях низких температур (минус 40° С) и при 300 циклах ВО. Переходное сопротивление контактов до и после испытаний составило 70 мкОм. У разъединителей с восстановленными контактами допустимый длительный ток составляет 90% паспортного, а термическая стойкость при КЗ соответствует стойкости нового разъединителя заводского изготовления. 9.8. О размещении фаз ошиновки в шкафах КРУ 6-10 кВ [Р № Э-4/79] Параграфом 1-1-30 (п. 1б) #M12293 0 1200003114 3645986701 3867774713 77 4092901925 584910322 1540216064 77 77ПУЭ#S (изд. 5-е) предусмотрено следующее размещение фаз ответвлений от сборных шин закрытых распределительных устройств: фаза А (желтая) - слева, фаза В (зеленая) - в середине, фаза С (красная) - справа, если смотреть на шины из центрального коридора обслуживания. Действующими государственными стандартами на трансформаторы предусмотрено одно определенное расположение фаз выводов трансформаторов. Выполнение требований § 1-1-30 (п. 1б) #M12293 1 1200003114 3645986701 3867774713 77 4092901925 584910322 1540216064 77 77ПУЭ#S (изд. 5-е) затруднительно при соединении силовых трансформаторов с теми вводными шкафами КРУ, которые устанавливаются фасадами в сторону от трансформаторов, а также при соединении трансформаторов собственных нужд и трансформаторов напряжения со сборными шинами КРУ. Для исключения транспозиции жестких шин предлагается применять в указанных случаях следующее размещение фаз: фаза С (красная) - слева, фаза В зеленая) - в середине, фаза А (желтая) - справа, если смотреть со стороны фасада КРУ. 9.9. О применении в ОРУ 330 кВ средств защиты обслуживающего персонала от воздействия электрического поля [Р № Э-10/80] В настоящее время ОРУ 330 кВ проектируются без средств защиты обслуживающего персонала от воздействия электрического поля, несмотря на то что напряженность электрического поля в этих установках может быть близка к напряженности в ОРУ более высоких напряжений. Отсутствие средств защиты затрудняет работу в ОРУ 330 кВ, так как при прикосновении человека к заземленным металлическим частям оборудования и конструкциям, а также к изолированным от земли машинам, механизмам и различным крупногабаритным предметам возникают разряды. В связи с изложенным Главтехуправление, Главниипроект и Управление по технике безопасности и промсанитарии Минэнерго СССР предлагают: 1. Институтам Энергосетьпроект и Атомтеплоэлектропроекг разработать типовые проекты ОРУ 330 кВ с конструктивно-компоновочными решениями, обеспечивающими уменьшение напряженности электрического поля на рабочих местах до значений, регламентированных действующими нормами и правилами по охране труда при работах на подстанциях и воздушных линиях электропередачи 400, 500 и 750 кВ. 2. Эксплуатационным организациям оснастить действующие ОРУ 330 кВ стационарными и инвентарными экранами, а также выполнить другие необходимые защитные мероприятия. При проектировании и эксплуатации средств защиты необходимо руководствоваться "Временными указаниями по защите персонала, обслуживающего ОРУ 330 кВ, от воздействия электрического поля" (приложение к Решению № Э-10/80). |
||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
ммПохожие:
 |
Инструкция по эксплуатации трансформаторов рд 34. 46. 501 Требования Инструкции распространяются на силовые трансформаторы (отечественные и импортные) и автотрансформаторы, регулировочные... |
|
Руководящий документ трансформаторы силовые РД) распространяется на силовые масляные трансформаторы, автотрансформаторы и реакторы (в дальнейшем именуемые трансформаторами)... |
|
Трансформаторы силовые сухие серии тсн, тсзн Трансформаторы силовые сухие серии тс(З)Н с обмотками, изготовленными из проводов с изоляцией «nomex» класса нагревостойкости н (180... |
|
Инструкция по монтажу и эксплуатации сухих трансформаторов с литой... Сухие распределительные трансформаторы ctr производятся в соответствии с E2 – C2 – F1, une-21. 538, une-20. 178y cenelec hd-464 |
 |
Техническое задание на выполнение работ по новому строительству тп-500... Цель закупки: выполнение работ по новому строительству тп-500 (трансформаторы 2х1250 кВА) присоединение к электрической сети муп... |
|
Обслуживание силовых трансформаторов Предисловие Силовые трансформаторы широко распространены и используются в различных отраслях народного хозяйства |
|
Межгосударственный стандарт трансформаторы напряжения измерительные лабораторные Разработан открытым Акционерным Обществом «Свердловский завод трансформаторов тока» |
|
Техническое задание По заказу муп «Подольская электросеть» поставщик поставляет электрооборудование силовые трансформаторы тмг160/6/0,4, тмг-400/6/0,4,... |
|
Межгосударственный стандарт трансформаторы тока измерительные лабораторные Разработан открытым Акционерным Обществом «Свердловский завод трансформаторов тока» |
|
Техническое задание на поставку трансформаторов тмг трансформаторы серии тмг11-400 Схема и группа соединения: Регулирование напряжения пбв: Высота установки над уровнем моря (м) |
|
Техническое задание По заказу муп «Подольская электросеть» поставщик поставляет силовые трансформаторы тмг 160-6/0,4, тмг 250-6/0,4, тмг 1000-6/0,4 |
|
Трансформаторы В, изготовленных до 1966 г включительно, были выявлены недостатки, которые приводят к перегреву катушек, обугливанию изоляции из-за... |
|
I. термины и определения Тп-1 с заменой трансформаторов тсма 560-6/0,4 на трансформаторы тмг-1250-6/0,4-Д/Ун 11, заменой вводных разъединителей 0,4 кВ, заменой... |
|
Счётчики электрической энергии трёхфазные, активно/реактивные, многофункциональные Гц через измерительные трансформаторы или непосредственно с возможностью тарифного учёта по зонам суток, учёта потерь и передачи... |
|
Техническое описание и инструкция по монтажу и эксплуатации Россия,... Настоящая инструкция распространяется на стационарные, заполненные трансформаторным маслом, понижающие трехфазные двухобмоточные... |
|
Российской Федерации Руководящий нормативный документ типовая технологическая... Инструкция предназначена для персонала электростанций, предприятий электрических сетей, ремонтных предприятий и организаций Минэнерго... |