Трансформаторы
|
Скачать 1.78 Mb.
|
 Рис. 11.1. Защитные характеристики предохранителей ПН-2 6. Допускается применять силовые четырехжильные кабели с пластмассовой изоляцией на напряжение до 1 кВ с нулевой жилой меньшего сечения в тех случаях, когда проектные организации расчетами полного сопротивления петли фаза - нуль и режима работы нулевой жилы при неполнофазных режимах подтверждают возможность использования нулевой жилы меньшего сечения, чем основной жилы. 7. Кабели с пластмассовой изоляцией не применять для прокладки в смешанных воздушно-кабельных линиях. 8. Соединение и оконцевание кабелей осуществлять с помощью эпоксидной кабельной арматуры, муфт на основе самосклеивающихся лент, а также термоусаживающихся материалов в соответствии с рекомендациями "Технической документации на муфты для силовых кабелей с бумажной и пластмассовой изоляцией до 35 кВ" (М.: Энергоиздат, 1982). 9. В процессе эксплуатации кабелей контролировать правильность выбора плавких вставок предохранителей и не допускать применения некалиброванных вставок. Номинальный ток плавкой вставки должен быть не больше допустимого тока на кабельную линию в послеаварийном режиме. 10. Ток прожигания при отыскании места повреждения кабеля должен быть не больше длительно допустимых токов для данной марки кабеля. 11.9. О применении кабелей марки ААШв для прокладки в туннелях и каналах электростанций и подстанций [Р № Э-4/78] В течение последних лет на электростанциях было проложено большое количество наиболее пожаробезопасных кабелей марки ААШв. Трассы прокладки этих кабелей в большинстве случаев сложные и имеют до семи поворотов в разных плоскостях. После прокладки на кабелях стали обнаруживаться порезы, порывы, задиры и другие повреждения поливинилхлоридного шланга. Через сквозные повреждения поливинилхлоридных шлангов, как правило, вытекает битумная масса, которая загрязняет туннели и каналы и увеличивает их пожароопасность. Выпускаемый в настоящее время кабель марки ААШв имеет повышенную жесткость, а поливинилхлоридный шланг - недостаточную стойкость к механическим воздействиям, возникающим при прокладке. Габариты кабельных помещений (туннелей, каналов и т.п.), особенно в местах переходов и поворотов, выполненные по действующим нормам (правилам, СНиП и т. д.), не соответствуют повышенным требованиям, которые предъявляются к прокладке кабелей с алюминиевыми оболочками. Для предотвращения повреждений кабелей марки ААШв при прокладке их в каналах и туннелях на электростанциях и подстанциях предлагается: 1. При прокладке кабелей в туннелях, каналах и других кабельных сооружениях соблюдать следующие условия: а) до прокладки кабеля трассу тщательно подготавливать, для этого во всех проемах, проходах, на поворотах и в местах ввода кабеля в трубы размещать необходимые монтажные приспособления (монтажные воронки с раструбом, направляющие желоба, угловые ролики, обводные устройства и т.п.); б) на прямолинейных участках раскатку выполнять по сплошным полкам или лоткам при условии, что отдельные элементы этих устройств гладкие, не имеют острых углов и краев, а при стыковке одного с другим - также острых выступов; в) если опорные конструкции (кронштейны, сварные лотки и т.п.) не удовлетворяют перечисленным требованиям, то раскатку осуществлять по установленным через 3-5 м на этих конструкциях линейным роликам; ролики должны быть выполнены так, чтобы при раскатке кабель не выпадал из ролика на конструкции; г) на коротких участках длиной не более 50 м при отсутствии перегородок можно допускать раскатку кабеля по полу с последующей укладкой его на опорные конструкции; д) выпрямление (рихтовку) кабеля осуществлять специальными приспособлениями, исключающими повреждение шланга; следить, чтобы после рихтовки кабеля целостность поливинилхлоридного шланга и формы оболочки не были нарушены; е) после прокладки кабеля должны быть уложены с требуемыми по нормам расстояниями в свету и закреплены в необходимых местах. В дополнение к существующим нормам § II-3-15 #M12293 0 1200003114 3645986701 3867774713 77 4092901925 584910322 1540216064 77 77ПУЭ#S в целях предупреждения сползания с полок кабель ААШв закреплять на прямолинейных участках через каждые 10 м. 2. Следить после прокладки на защитных шлангах кабелей не было сквозных порезов, задиров, трещин и гофров. Единичные повреждения поливилхлоридного шланга (не более трех в отсеке) после прокладки ликвидировать (приложение 11.1) При многочисленных повреждениях шланга и сдирах на отдельных его участках, а также при повреждении алюминиевой оболочки проложенный кабель заменять новым. 3. При подводе кабелей к токоприемникам защиту их от механических повреждений на вертикальных участках осуществлять с помощью стальных труб. 4. При обнаружении на барабанах кабелей или при раскатке каких-либо заводских дефектов поливинилхлоридного шланга вызывать представителя завода-изготовителя для принятия решения о ремонте или замене кабеля. Прокладка кабеля с дефектами (со слабо наложенным поливинилхлоридным шлангом, вытеканием битума и пр.) не допускается. ПРИЛОЖЕНИЕ 11.1 РЕМОНТ ПОЛИВИНИЛХЛОРИДНОЙ ОБОЛОЧКИ Первый способ 1. Места брака, подлежащие ремонту, подготовляют следующим образом: поверхность очищают от загрязнений; посторонние включения вырезают кабельным ножом; выступающие края отверстий, раковин, разрывов оболочки срезают. 2. Проколы, отверстия, раковины ремонтируют с применением сварочного прутка, для чего на дефектное место и на конец сварочного прутка одновременно направляют струю горячего воздуха из сварочного пистолета и прогревают 3-5 с, затем отводят струю и прижимают разогретый конец прутка к дефектному месту; после охлаждения сварочный пруток обрезают кусачками. 3. Место ремонта прогревают, после чего прижимают разогретое место рукой через сложенный в три-четыре слоя кусок кабельной бумаги; для большей надежности операцию повторяют 3-4 раза. 4. Щели, порезы, вырезы ремонтируют с применением сварочного прутка. На расстоянии 1-2 мм от места дефекта приваривают конец прутка, для чего его нагревают одновременно с выбранной точкой приварки и прижимают к разогретой точке; убеждаются в прочности приварки легким подергиванием за пруток. Струю воздуха направляют так, чтобы одновременно прогревались нижняя часть сварочного прутка и обе стороны пореза или щели, и, легким усилием нажимая на пруток, укладывают его вдоль щели или пореза. Приварку прутка заканчивают на целом месте на расстоянии 1-2 мм от конца щели. 5. После приварки ножом срезают выступающие поверхности прутка и заглаживают место ремонта (см. п. 3). 6. Разрывы оболочки ремонтируют с помощью заплат из поливинилхлоридного листа или разрезанных поливинилхлоридных трубок. При ремонте оболочки с помощью заплат: вырезают кусок поливинилхлорида размером на 1,5-2 мм больше разрыва; приваривают эту заплату вдоль всей кромки к оболочке; вдоль образовавшегося шва приваривают поливинилхлоридный пруток; срезают выступающие поверхности прутка и выполняют операции по п. 3. При ремонте оболочки с помощью разрезанных поливинилхлоридных трубок: отрезают поливинилхлоридную трубку длиной на 35-40 мм больше длины дефектного места; разрезают ее и надевают на поврежденное место кабеля так, чтобы она равномерно заходила на оболочку кабеля с обеих сторон от повреждения; при нахлесте краев трубки ее обматывают поливинилхлоридной или миткалевой лентой с шагом 20-25 мм; сваривают конец прутка в стыке оболочки кабеля с трубкой и приваривают его по торцам трубки; после приварки обоих торцов трубки снимают временную обмотку и приваривают пруток вдоль разреза трубки; срезают выступающие поверхности прутка и выполняют операции по п. 3. Второй способ 1. Место повреждения шланга очищают от загрязнений и наплывов битумного состава, после чего протирают ветошью, смоченной бензином. Если в шланге имеются посторонние включения, их удаляют кабельным ножом. Выступающие края отверстий и разрывов шланга срезают ножом. 2. Поверхность шланга в месте повреждения и за его краями на 3-5 см в обе стороны смазывают эпоксидным компаундом. 3. По слою эпоксидного компаунда накладывают три-четыре слоя стеклоленты. Каждый из них покрывают слоем эпоксидного компаунда. 11.10. О прокладке силовых и контрольных кабелей в непроходных металлических коробах блочного исполнения внутри и вне зданий электростанций В целях сокращения стоимости строительства электростанций путем уменьшения расхода сборного железобетона, повышения производительности труда и сокращения сроков строительства электростанций, а также повышения надежности эксплуатации и пожарной безопасности кабельного хозяйства Главтехуправление, Главниипроект, Главэлектромонтаж и Главное производственно-техническое управление по строительству решили: рекомендовать к внедрению на вновь строящихся и расширяемых электростанциях прокладку силовых и контрольных кабелей в непроходных самонесущих металлических коробах блочного исполнения внутри и вне зданий вместо прокладки их в сборных железобетонных подземных кабельных сооружениях и открытой прокладки как внутри, так и вне зданий электростанций. При этом предлагается: 1. Металлические короба блочного исполнения внутренней и наружной установки изготовлять по техническим условиям и поставлять на строительство блоками. 2. Короба можно устанавливать в горизонтальной и в вертикальной плоскости. 3. Короба внутренней установки размещать в главном корпусе и вспомогательных цехах на строительных конструкциях, площадках, кронштейнах и т.п. 4. Металлические короба наружной установки можно располагать на эстакадах технологических трубопроводов, включая мазуто- и маслопроводы, или на специальных опорах. 5. Прокладку кабелей внутри коробов осуществлять в соответствии с требованиями #M12293 0 1200003114 3645986701 3867774713 77 4092901925 584910322 1540216064 77 77ПУЭ#S, предъявляемыми к прокладке кабелей в кабельных каналах. При этом расстояние от конструкций до передней стенки короба не нормируется. Обеспечивать температуру нагрева жил кабелей не более указанной в § 1-3-12 #M12293 1 1200003114 3645986701 3867774713 77 4092901925 584910322 1540216064 77 77ПУЭ#S. 6. Прокладку и крепление силовых кабелей в коробах выполнять в соответствии с нормами и директивными материалами. При вертикальной и наклонной прокладке коробов крепить кабели через каждые 2 м. 7. Контрольные кабели можно прокладывать пучками на кабельных конструкциях, а также на лотках и по днищу короба. Наружный диаметр пучка должен быть не более 100 мм. Кабели в пучках скреплять между собой не реже чем через 1 м. Крепление пучков кабелей к лоткам, полкам и днищу короба производить на поворотах с обеих сторон; при наклонной и вертикальной прокладках крепить не реже чем через 2 м. 8. При установке коробов на эстакадах или в здании на высоте более 5 м и количестве кабелей в них больше 20 предусматривать площадки обслуживания. При прокладке в коробах менее 20 кабелей не сооружать специальные эксплуатационные площадки и проходы, но короба в этих случаях располагать таким образом, чтобы обеспечивалась возможность ремонта и замены кабелей в условиях эксплуатации. 9. Внутри коробов устанавливать огнепреградительные перегородки не реже чем через 150 м на горизонтальных и не реже чем через 20 м на вертикальных и наклонных участках, а также в местах перехода кабелей в другие кабельные сооружения (помещения). 10. На тепловых электростанциях короба устанавливать на допустимом расстоянии от нагретых поверхностей. 11. Бронированные контрольные, а также силовые кабели всех исполнений сечением 25 мм  и выше, за исключением небронированных кабелей со свинцовой оболочкой без защитного шланга, прокладывать по кабельным конструкциям (кронштейнам, полкам).Контрольные небронированные, силовые небронированные кабели со свинцовой оболочкой без защитного шланга и силовые небронированные кабели всех исполнений сечением 16 мм и менее прокладывать по металлическим лоткам или днищу короба.12. Присоединять короба к заземляющим устройствам в каждом помещении не менее чем в двух удаленных одно от другого местах короба, а также в местах ответвлений и по концам короба. 13. Предусматривать в коробах открывающуюся переднюю стенку, обеспечивающую возможность прокладки кабелей при монтаже и доступ к ним при эксплуатации. 14. Для выхода группы кабелей из короба в нем между задней стенкой и стойками кабельных конструкций предусматривать специальный отсек. Для выхода одиночных кабелей при монтаже выполнять отверстия в коробе с установкой сальниковой проходки. 15. Выходы отдельных контрольных кабелей из коробов выполнять металлическими рукавами или трубами. 11.11. О переводе кабельных линий 6 кВ на напряжение 10 кВ [Р № Э-8/81] ПО Союзтехэнерго совместно с Ленэнерго выполнена работа "Оценка влияния повышенного напряжения на срок службы кабелей, переведенных с 6 на 10 кВ". На основании выполненной работы предлагается: 1. Решать вопрос о целесообразности использования кабелей 6 кВ на напряжении 10 кВ или об их замене при переводе кабельных линий 6 кВ на напряжение 10 кВ, исходя из технико-экономического анализа с учетом местных условий. При этом исходить из того, что сроки работы кабелей 6 кВ, переведенных на напряжение 10 кВ, в зависимости от их состояния в момент перевода и с учетом режимов работы линий распределительной и питающей городской сети (до и после перевода), а также предшествующего срока работы на номинальном напряжении могут быть приняты равными: а) 20 годам - для кабельных линий городской распределительной сети со сроком эксплуатации кабелей до перевода не более 15 лет; б) 15 годам - для кабельных линий городской распределительной сети со сроком эксплуатации кабелей до перевода более 15 лет и для кабельных линий, токовая нагрузка которых после перевода в течение ближайших 5 лет может превысить 0,5 длительно допустимой; в) 8-12 годам - для линий городской питающей сети и кабельных линий, токовая нагрузка которых после перевода будет превышать 0,5 длительно допустимой. 2. Считать, что указанные в п. 1 сроки работы кабельных линий после перевода их с 6 на 10 кВ не являются предельными и могут быть увеличены с учетом технического состояния кабельных линий и степени старения и износа изоляции кабелей. По истечении указанных выше сроков эксплуатации кабельных линий, переведенных с 6 на 10 кВ, степень старения и износа изоляции устанавливается путем измерения электрических характеристик (сопротивления изоляции, тангенса угла диэлектрических потерь), разборки и осмотра трех образцов кабелей одного и того же года прокладки и одного и того же года перевода на повышенное напряжение и определения значения эквивалентного напряжения пробоя (приложение 11.2). 3. Переводить кабельные линии 6 кВ на напряжение 10 кВ с учетом опыта эксплуатации, выборочных исследований и испытаний. При этом: а) выявлять и при необходимости заменять кабельные линии, имевшие повреждения вследствие дефектов изоляции, ее старения, а также кабельные линии или их отдельные участки с осушенной изоляцией (линии прокладки до 1941 г.; линии, проработавшие более 20 лет с нагрузкой более 0,5 длительно допустимой; линии, подвергавшиеся перегрузкам и многократным воздействиям токов короткого замыкания и однофазных замыканий на землю; вертикальные участки и др.); б) выявлять и заменять дефектные или явно устаревшие соединительные и концевые муфты; в) учитывать конструктивные данные, заводы-изготовители и год изготовления кабелей. Устанавливать возможность перевода кабельных линий 6 кВ прокладки до 1941 г. на напряжение 10 кВ и ориентировочные сроки их работы на повышенном напряжении для каждой линии в отдельности путем определения степени старения и износа изоляции (см. приложение 11.2). 4. Заменять кабельные линии 6 кВ или их участки перед переводом на напряжение 10 кВ в случае значительного осушения изоляции, признаками чего являются сухость и хрупкость бумажных лент, разложение пропиточного состава с выпадением канифоли и воскообразованием, низкие электрические характеристики и др. (приложение 11.2), наличия в кабелях заводских дефектов, недопустимых по требованиям ГОСТ 18410-73, а также участки, на которых более восьми ремонтных соединительных муфт на 1 км линии. На вертикальных участках переводимых линий кабели 6 кВ рекомендуется заменять кабелями 10 кВ. 5. Предусматривать применение кабелей и кабельной арматуры на номинальное напряжение 10 кВ при реконструкции и ремонтах сети 6 кВ, подлежащей переводу на напряжение 10 кВ. 6. Перед переводом кабельных сетей на напряжение 10 кВ концевые муфты заменять новыми, удовлетворяющими требованиям более высокого уровня изоляции. Все вновь монтируемые концевые и соединительные муфты выполнять на напряжение 10 кВ в соответствии с требованиями действующей технической документации. 7. Испытывать кабельные линии 6 кВ, переведенные на напряжение 10 кВ, повышенным выпрямленным напряжением 50-60 кВ. В первые два года после перевода кабельные линии испытывать в 2 раза чаще, чем это предусмотрено "Нормами испытания электрооборудования" (М.: Атомиздат, 1978). 8. Принимать токовые нагрузки кабельных линий, переведенных на напряжение 10 кВ, в соответствии с указаниями "Инструкции по эксплуатации силовых кабельных линий напряжением до 35 кВ" (М.: СПО Союзтехэнерго, 1980). 9. Кроме изложенных выше необходимо выполнять другие мероприятия, указанные в проекте перевода кабельных линий с 6 кВ на напряжение 10 кВ (приложение 11.3). ПРИЛОЖЕНИЕ 11.2 ОПРЕДЕЛЕНИЕ СТЕПЕНИ СТАРЕНИЯ И ИЗНОСА ИЗОЛЯЦИИ 1. Для определения степени старения и износа изоляции кабелей берется не менее трех образцов длиной 12-15 м из групп линий электропередачи, имеющих один и тот же срок эксплуатации до и после перевода их с 6 на 10 кВ и изготовленных по одному стандарту. 2. Разборку и осмотр образцов кабелей рекомендуется выполнять в соответствии с "Методическими указаниями по разборке, осмотрам и измерениям элементов образца кабелей с пропитанной бумажной изоляцией на напряжение 1-35 кВ" (М.: СПО Союзтехэнерго, 1983) с определением воскообразования в изоляции. 3. Измерение электрических характеристик и определение эквивалентного напряжения пробоя производится на образцах кабелей. Перед измерениями и испытаниями на концах образца кабеля производятся их разделка и монтаж усиленных концевых заделок с устройством конусной подмотки поверх поясной изоляции у края среза оболочки, экранированием конуса металлической фольгой, применением стальных воронок увеличенных размеров с заливкой массой МП-1 и усилением изоляции жил заделки бакелитовыми трубками. 4. Электрическое сопротивление изоляции кабеля должно быть не менее 50 МОм на 1 км длины. Тангенс угла диэлектрических потерь рекомендуется измерять при напряжениях 5 и 12,5 кВ. Значение тангенса угла диэлектрических потерь должно быть не более указанного в п. 2.28 ГОСТ 18410-73 для кабелей на напряжение 10 кВ, а напряжение порога ионизации должно быть выше 6 кВ. 5. Испытания напряжением переменного тока проводятся по схеме одна жила против двух других и заземленной оболочки по ступенчатой методике. Для испытания выбирается фаза с наихудшими электрическими параметрами. Изоляцию испытывают путем приложения на первой ступени напряжения переменного тока 24 кВ в течение 4 ч с дальнейшим его повышением на 4 кВ и выдержкой в течение 4 ч на каждой последующей ступени. Ступенчатый подъем напряжения осуществляют до пробоя изоляции кабеля. 6. Эквивалентное напряжение пробоя определяют по формуле  ,где  ,  , +,  - напряжение соответственно 1-й, 2-й и  -й ступеней, кВ;  ,  , +,  - продолжительность воздействия напряжения на 1-й, 2-й и -й ступенях, ч;  - суммарная продолжительность воздействия напряжения на всех ступенях, ч.7. Если электрические характеристики ниже указанных в ГОСТ 18410-73, при вскрытии обнаружены явные признаки старения изоляции и эквивалентное напряжение ниже 40 кВ, то такие кабели на напряжение 6 кВ не могут быть использованы для работы на напряжении 10 кВ. ПРИЛОЖЕНИЕ 11.3 РЕКОМЕНДАЦИИ ПО СОСТАВУ ПРОЕКТА ПЕРЕВОДА КАБЕЛЬНЫХ ЛИНИЙ 6 кВ НА НАПРЯЖЕНИЕ 10 кВ В проект перевода кабельных линий 6 кВ на напряжение 10 кВ рекомендуется включать: схему переводимого участка сети с перечнем кабельных линий, подлежащих переводу, характеристики линий и данные об их техническом состоянии (марка, сечение и напряжение кабеля, завод-изготовитель, стандарт, по которому изготовлен кабель, год прокладки и длина линии, число и тип установленной кабельной арматуры, данные о режимах работы линии до перевода, а также сведения об испытаниях и повреждениях); результаты разборок и осмотров образцов кабелей, испытаний и измерений на кабельных линиях в целях установления степени старения и износа изоляции, перечень кабелей и кабельной арматуры, подлежащих замене; сводную таблицу объема работ по этапам с указанием номенклатуры, количества заменяемого оборудования и кабелей, смету на весь объем выполняемых работ; график очередности перевода по этапам (замена оборудования, монтаж защит, работы по ячейкам и по подключению к ним кабелей с указанием последовательности работ, адресов кабельных линий и т.д.); схему участка сети после перевода кабелей на напряжение 10 кВ с обоснованием его необходимости (рост нагрузки, перегрузка отдельных линий, снижение потерь и т.д.) и расчетом пропускной способности после перевода. По окончании перевода кабельных линий составляется сводка фактически выполненного объема работ и корректируется паспорт кабельных линий. 11.12. О применении концевых заделок внутренней установки из самослипающихся лент на напряжение 1-10 кВ марки КВсл [ЭЦ № Ц-08-82(Э)] В 1974 г. Главэлектромонтаж Минэнерго СССР техническим циркуляром № 1-74 разрешил при выполнении сухих концевых заделок кабелей на напряжение 1-10 кВ применять самослипающиеся ленты ЛЭТСАР. В 1981 г. ВНИИпроектэлектромонтаж Минмонтажспецстроя СССР разработал концевые заделки марки КВсл внутренней установки из лент ЛЭТСАР для кабелей на напряжение 1-10 кВ. Концевые заделки марки КВсл предназначаются для оконцевания кабелей с бумажной изоляцией напряжением до 10 кВ внутри сухих (относительная влажность не более 60% при 20° С) помещений при разности уровней высшей и низшей точек кабеля до 10 м. Климатическое исполнение заделки УХЛ. Для монтажа заделок применяется электроизоляционная термостойкая самослипающаяся резиновая радиационной вулканизации лента ЛЭТСАР (ТУ 38103 171-73) и изоляционный кремнийорганический лак КО-916. Для кабелей с бумажной изоляцией напряжением до 10 кВ наряду с концевыми заделками, выполненными лентами ЛЭТСАР по указанному циркуляру № 1-74, разрешается использовать концевые заделки марки КВсл по инструкции ВНИИпроектэлектромонтажа. ПЕРЕЧЕНЬ ДЕЙСТВУЮЩИХ РЕШЕНИЙ И ЦИРКУЛЯРОВ ГЛАВТЕХУПРАВЛЕНИЯ, НЕ ВКЛЮЧЕННЫХ В НАСТОЯЩИЙ СБОРНИК ДИРЕКТИВНЫХ МАТЕРИАЛОВ
Текст документа сверен по: официальное издание М.: "Энергоатом издат", 1985 |
-110/630 и
-10/630, изготовленных по заводским чертежам № 2ИЭ.800.026 и 2ИЭ.800.047Похожие:
 |
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... |