Поиск по сайту
Начало >> Книги >> Архивы >> Устройство и обслуживание вторичных цепей

Повреждения и нарушения в работе вторичных цепей - Устройство и обслуживание вторичных цепей

Оглавление
Устройство и обслуживание вторичных цепей
Схемы электрических соединений собственных нужд
Назначение вторичных цепей
Токовые цепи вторичных цепей
Цепи напряжения вторичных цепей
Цепи оперативного тока
Схемы управления выключателей
Схемы управления разъединителей, отделителей, короткозамыкателей
Избирательные схемы управления
Схемы сигнализации на постоянном токе
Аппаратура управления и сигнализации
Приборы защиты и измерения
Контактная арматура и ее размещение
Размещение аппаратуры вторичных устройств
Ряды зажимов на комплектных устройствах вторичных устройств
Монтажные схемы комплектных устройств вторичных устройств
Выбор конструкций проводников вторичных цепей
Определение сечения жил проводников вторичных цепей ТТ
Прокладка кабелей и проводов вторичных цепей
Особенности выполнения вторичных цепей в КРУ 6-10 кВ
Оперативные пункты управления
Оперативные пункты управления на тепловых электростанциях
Оперативные пункты управления на гидроэлектростанциях
Оперативные пункты управления на атомных электростанциях
Оперативные пункты управления на подстанциях
Схемы распределения оперативного тока
Обслуживание вторичных цепей
Повреждения и нарушения в работе вторичных цепей
Приемо-сдаточные и профилактические испытания
Требования к персоналу, обслуживающему вторичные цепи
Комплект приборов и инструмента
Приложения

ХАРАКТЕРНЫЕ ПОВРЕЖДЕНИЯ И НАРУШЕНИЯ, ИХ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ
На подстанции 330 кВ при рассмотрении осциллограммы токовых цепей линии было замечено отсутствие на ленте записи тока в фазе В, ТТ, к которому были подключены дистанционная защита, защита от замыканий на землю и устройство однофазного автоматического повторного включения (ОАПВ).
Полагая, что запись тока в фазе В отсутствует из-за неисправности цепи вибратора осциллографа, работник МСРЗАИ, отыскивая в нем неисправность, неосторожно замкнул неизолированной частью отвертки цепи напряжения, что вызвало отключение автоматического выключателя ТН и вслед за этим действие дистанционной защиты, отключившей линию 330 кВ. В действительности же обрыв, который явился результатом плохого контакта, был в месте подключения провода фазы В к шпильке промежуточного трансформатора ОАПВ.
Схема токовых цепей генератора 300 МВт
Рис. 9.3. Схема токовых цепей генератора 300 МВт: 1 — KAZ1, 2 — KAZ2; 3 — измерительные приборы

Подобный же случай произошел при доливке дежурным чернил в регистрирующий ваттметр генератора, включенный во вторичные цепи промежуточных ТТ (ПТТ). Выемная часть этого прибора из-за отсутствия фиксирующих устройств не была установлена точно в рабочее положение. Это привело к тому, что у одной фазы вторичная обмотка промежуточного трансформатора тока, к которому был подключен ваттметр, оказалась разомкнутой. При нагрузке генератора (0,6 -0,8) напряжение на первичной стороне промежуточного ТТ (с разомкнутой вторичной обмоткой) увеличилось. Это привело к тому, что вследствие имевшегося заводского дефекта произошли пробой обмотки реле KАZ1 (1 рис. 9.3), перераспределение токов в цепях защиты и возникла несимметрия токов в реле KAZ2 (2). Защита от токов обратной последовательности излишне сработала и отключился трубоагрегат 300 МВт.
В сетях 110 кВ при падении разрядника произошло КЗ на одной из систем шин. При этом правильно сработала дифференциальная защита, но ею отключены были не все присоединения. Это явилось результатом того, что в свое время при переводе присоединений с одной системы шин на другую во вторичных цепях одной из линий электропередачи не были произведены соответствующие переключения. В результате сработали другие защиты, отключившие прилегавший участок сети.
Неправильные случаи работы защиты имеют место из-за ошибочных действий с испытательными блоками (БИ) при переводе линий с одной системы шин на другую, при выводе в ремонт выключателя линии и его замене обходным (конструкцию и принцип действия БИ — см. гл. 6). Прежде всего это относится к случаям, когда производятся неправильные операции с крышками испытательных блоков. Так, например, на одной из подстанции 220 кВ был выведен в ремонт секционный выключатель, а вместо него установлена ремонтная перемычка. При объединении с помощью испытательных блоков дифференциальных защит обеих секций наладчиками в свое время была изменена по сравнению с проектной полярность вторичных токовых цепей. Оперативный персонал, не проверив правильность сборки по миллиамперметру, установленному в схеме дифференциальной защиты, включил схемы в работу. При значительном увеличении нагрузки на одной из отходящих линий ложно сработала дифференциальная защита и отключила все присоединения обеих секций.
На блочной ГРЭС производился вывод в ремонт выключателя линии 330 кВ. Для отсоединения его токовых цепей персонал начал снимать крышку БИ. Защита отключила упомянутую линию. Действие быстродействующего АПВ оказалось неуспешным, так как в этот момент еще не сняли крышку испытательного блока. Было установлено, что при небрежном снятии рабочей крышки (медленное снятие, резкое выдергивание и т. д.) неодновременно происходят разрыв по фазам и закорачивание токовых цепей. При этом возникает несимметрия токов и в нормальном рабочем режиме срабатывает защита ДФЗ-402.

Приведенные примеры показывают, с одной стороны, удобство применения испытательных блоков, а с другой — насколько важно, чтобы подключение вторичных цепей к испытательным блокам строго соответствовало режиму работы первичной схемы и производилось квалифицированным персоналом.
В гл. 2 приведена принципиальная схема, позволяющая использовать испытательные блоки для создания необходимого режима.
Для иллюстрации этого на рис. 9.4 и 9.5 приводятся следующие примеры из «Руководящих указаний по релейной защите».
Применительно к схеме на рис. 9.4, а ниже показан порядок проведения операций с испытательными блоками при замене выключателя Q1 обходным выключателем QB1.
Для схемы дифференциально-фазной ВЧ защиты линии электропередачи (9.4, б) предусмотрен следующий порядок проведения операций по переводу токовых цепей:

  1. снимается испытательная крышка с испытательного блока SG10, тем самым он подготавливается для операции присоединения токовых цепей выключателя QB1 к дифференциально-фазной защите линии W1;
  2. снимается рабочая крышка с испытательного блока SG1;
  3. вставляется испытательная крышка в испытательный блок SG1, тем самым промежуточные трансформаторы тока перестают быть закороченными этим блоком. Но они пока закорочены перемыкающимися контактами 2,4,6,8 испытательного блока SG10 линии W1;
  4. вставляется рабочая крышка в испытательный блок SG10, тем самым токовые цепи ТАЗ выключателя QB1 подключаются к защите линии W1;
  5. снимается рабочая крышка с испытательного блока SG6, тем самым защита линии W1 переводится с линейного выключателя Q1 на обходной выключатель QB1;
  6. вставляется холостая крышка в испытательный блок SG6 линии для защиты его от прикосновения человека, пыли и грязи.

Испытательные блоки W2—SG6 и W2— SG10 служат для замены выключателя Q2 обходным QB1.
Для схемы поперечной дифференциальной направленной защиты параллельных линий 110—220 кВ предусмотрен следующий порядок проведения операций с испытательными блоками в токовых цепях (рис. 9.5, а) и в цепях напряжения (рис. 9.5,6) при замене линейного выключателя Q1(Q2) обходным выключателем (см. рис. 9.4, а):

Порядок производства операций с испытательными блоками
Рис. 9.4. Порядок производства операций с испытательными блоками в схеме дифференциально-фазной ВЧ защиты линии:
а — поясняющая схема; б —схема переключения вторичных токовых цепей при замене выключателей линий обходным выключателем
Порядок произведения операций с испытательными блоками в схеме поперечной дифференциальной защиты
Рис. 9.5. Порядок произведения операций с испытательными блоками в схеме поперечной дифференциальной защиты параллельных линий 110—220 кВ:
а —операции с испытательными блоками в токовых цепях; б —операции с испытательными блоками в цепях напряжения; в — положение контактов испытательных блоков при снятой крышке; AKI и АК2 — комплекты защиты

В подобных случаях, когда возможна излишняя работа защиты из-за несимметрии токов в рабочем режиме (в схемах с двумя выключателями на присоединение, при питании защит от нескольких ТТ), операции с БИ желательно проводить с предварительным переводом соответствующих защит на сигнал,    

  1. снимается испытательная крышка с испытательного блока SG3(SG4), который подготавливается для проведения последующих операций (трансформаторы тока ТА3 обходного выключателя закорачиваются входными контактами 2,4,6,8 этого блока);
  2. снимается рабочая крышка с испытательного блока SG8(SG9);
  3. вставляется испытательная крышка в испытательный блок SG8(SG9), тем самым трансформаторы тока ТАЗ перестают быть закороченными этим блоком;
  4. вставляется рабочая крышка в испытательный блок SG3 (SG4), тем самым обе защиты АК1 и АК2 подключаются и к токовым цепям обходного выключателя;
  5. снимается рабочая крышка с испытательного блока SG1(SG2), тем самым закорачиваются токовые цепи линии W1(W2);
  6. вставляется холостая крышка в блок SG1(SG2) линии;
  7. при замене обходным выключателя Q1 производится взаимная замена рабочих и холостых крышек испытательных блоков SG6 и SG7 в цепях напряжения обеих защит (рис. 9.5, б).

Кроме того, другими испытательными блоками производятся соответствующие переключения в цепях постоянного тока, в цепях УРОВ.
Во избежание ошибок испытательные блоки должны иметь четкие надписи (наименования, необходимые предупредительные указания и др.), окрашиваться в отличительные цвета, а в некоторых случаях (где это позволяет схема ) следует использовать общие крышки (рабочая и холостая) при переводе, например, защиты с выключателя линии на обходной.
Надежным руководством для персонала могут служить наглядные таблицы или режимные карты с подробным указанием положения всех переключающих устройств (испытательных блоков, накладок, рубильников и т. д.) в различных режимах работы электрического оборудования электростанций и подстанций (рис. 9.6).
На режимных картах зачерненной полоской отображается рабочее положении накладки для данного режима работы. Для линии 500 кВ на панели и соответствующей режимной карте в зависимости от местных условий могут применяться следующие надписи (взяты в кавычки):
«отключение с ОАПВ», «отключение» "без ОАПВ», «сигнал»; «работа защиты на отключение», «сигнал», «отключение с ОАПВ».
При изменении режима работы, приемке-сдаче смены и в других ситуациях дежурный или другой оперативный персонал должен проверить, чтобы действительное положение накладок и переключателей строго соответствовало режимной карте.
Оперативному персоналу разрешается производить операции в токовых цепях с помощью испытательных блоков в РУ напряжением до 220 кВ включительно, если операции связаны с подключением присоединений через обходной или шиносоединительный выключатель при выводе в ремонт их выключателей. В отдельных случаях разрешается также производить эти операции и при выводе выключателей из ремонта, хотя более целесообразно поручать это персоналу службы РЗАИ, так как в этом случае вероятность ошибочных операций значительно снижается.
Операции в токовых цепях дифференциальной защиты шин и УРОВ, как и аналогичные в схемах защит, например изменение распределения присоединений по системам шин; проведение операций в РУ 330 кВ и выше; выполнение операций без испытательных блоков, но с помощью испытательных зажимов выполняются, как правило, персоналом службы РЗАИ, но с привлечением оперативного персонала. Приведенные выше примеры показывают, какое важное значение имеют испытательные блоки и насколько ответственны действия обслуживающего персонала при операциях с ними.
Режимная карта положения накладок и переключателей ВЛ 500 кВ
Рис. 9.6. Режимная карта положения накладок и переключателей ВЛ 500 кВ:
1—20 — номера накладок

Очень серьезные последствия влекут за собой случаи обрыва токовых цепей. Поэтому оперативному персоналу важно иметь средства контроля целостности разветвленных вторичных цепей дифференциальной защиты. Этому служит, например, оснащение токовых цепей дифференциальных защит средствами периодического и постоянного контроля их исправности. Периодический контроль осуществляется при помощи миллиамперметра РА1 (см. рис. 2.5), который включен в нулевой провод схемы защиты и нормально зашунтирован кнопкой SB1.
Оперативный персонал проверяет при его помощи небаланс 1 раз в смену, а также совместно с персоналом РЗАИ перед вводом в работу дифференциальной защиты шин и других подобных защит. В случае превышения допустимого значения тока небаланса, отмеченного на миллиамперметре красной чертой, об этом ставятся в известность вышестоящее лицо и служба РЗАИ для принятия необходимых мер.
Однако такой визуальный контроль недостаточен (так как не является непрерывным), потому что при обрыве токовых цепей одного из плеч дифференциальной защиты шин из-за вызванного этим небаланса токов защита может излишне сработать и вызвать отключение от шин многих присоединений. Чтобы не допустить этого, в нулевой провод последовательно с миллиамперметром включается реле, блокирующее (выводящее из действия) дифференциальную защиту шин при обрыве токовых цепей какого-либо присоединения.
Более совершенным является применение схемы с трехфазным токовым реле типа РТ- 40/р, позволяющим контролировать исправность токовых цепей при любом нарушении, в том числе и при обрыве всех трех фаз токовых цепей одного из присоединений. Реле также позволяет блокировать (предупреждать случаи излишнего срабатывания) дифференциальную защиту из-за неправильного включения токовых цепей одного из присоединений.
В эксплуатации наблюдаются случаи, когда в машинных залах из-за значительной вибрации генераторов, питательных насосов и другого оборудования нарушалась целостность вторичных цепей в местах их присоединения (например, на зажимах ТТ, установленных на выводах генераторов, и в других местах). Для предупреждения таких нарушений следует заранее принимать необходимые меры. (В частности, применять гибкие многожильные провода, усиливать крепление ТТ и др.)
Серьезные нарушения изоляции и целостности вторичных цепей происходят в КРУ, установленных на ТЭС, из-за неудовлетворительной вентиляции, значительных протечек пара, попадания влаги. В КРУН вследствие плохого уплотнения шкафов проникают пыль и влага. Для предупреждения подобных явлений прежде всего шкафы КРУ и КРУН следует заказывать специального исполнения, а в эксплуатации наряду с внедрением в зимних условиях автоматического подогрева и вентиляции тщательно проводить работы по уплотнению. Также важно периодически поддерживать в должном состоянии уплотнение кожухов КСА разъединителей, установленных на ОРУ и прочих открытых местах, поскольку через неплотности на контакты КСА постоянно могут попадать влага и пыль.
Ряд недостатков выявлен в процессе эксплуатации вторичных цепей ТН. Они возникают из-за неверного распределения цепей напряжения в кабелях, неудовлетворительного выбора места защитного заземления (вдали от места установки ТН) и средств защиты вторичных цепей ТН (применение предохранителей вместо автоматических выключателей, отсутствие автоматических выключателей в цепи) и т. д.); несовершенства устройств (КРБ11 и КРБ12), используемых для контроля исправности цепей напряжения и блокировки защиты при обрыве этих цепей; чрезмерной нагрузки ТН (например, типов НКФ-110, НКФ-220 и НТМИ-6), приводящей к завышенным погрешностям, не отвечающим требованиям высокого класса точности ТН, от которых питаются счетчики и измерительные приборы; неправильного выполнения соединений при взаимном резервировании ТН при их выводе в ремонт, переключениях и т. д. Разработаны следующие конкретные меры по упорядочению выполнения вторичных цепей ТН:

  1. предусматривать установку глухого заземления вторичных цепей ТН на ближайшей к ТН сборке зажимов. При этом не следует допускать объединения заземленных проводов разных ТН при синхронизации во избежание больших погрешностей в работе устройств синхронизации из-за возможного ответвления в заземленную фазу тока из-за заземляющего контура (например, при электросварке). Автоматическая синхронизация с помощью устройств, в которых предусмотрено объединение заземленных фаз двух ТН, должна производиться через разделительные или фазоповоротные трансформаторы;
  2. не допускать раздельную разводку заземленных и незаземленных проводов цепей напряжения жилами разных кабелей.

Для снижения значений продольных ЭДС, наводящихся в жилах кабелей токами в заземляющем контуре и токами нулевой последовательности линий:
допускать использование вспомогательных контактов разъединителей для переключения цепей напряжения присоединений РУ с ТН одной системы шин на ТН другой системы шин только в РУ 6—35 кВ. В РУ 110 кВ и выше перейти на схемы с реле-повторителями положения разъединителей;
применять в РУ напряжением 110 кВ и выше во вторичных цепях ТН кабели только в металлической оболочке и заземлять оболочку с обоих концов каждого кабеля.
Кабели в цепях основных и дополнительных обмоток ТН по всей длине от шкафа ТН до щита должны прокладываться рядом;

  1. весьма важно для предупреждения, (блокировки) ложного срабатывания защиты своевременно выявлять возникшие неисправности во вторичных цепях. Для этой цели в настоящее время применяются усовершенствованные устройства типа КРБ12, реагирующие на напряжение нулевой последовательности при трех- и двухфазном КЗ и обрыв во вторичных цепях.

Для этой же цели подобные устройства собственной конструкции разработаны в ряде энергосистем. Так, например в Тулэнерго успешно применяются для контроля исправности цепей напряжения дифференциальной и направленной защит сетей с большими токами замыкания на землю следующие устройства:
реле РКН65, предназначенное для контроля исправности цепей напряжения в схеме звезда с нулевым проводом; реле реагирует на все виды повреждения, в том числе на одновременное исчезновение всех трех фаз напряжения и обрыв нулевого провода. Основу реле РКН65 составляет поляризованное реле РП7;
реле контроля напряжения нулевой последовательности, которое используется на отдельных присоединениях для автоматического контроля индивидуальных цепей напряжения разомкнутого треугольника токовой направленной защиты нулевой последовательности;

  1. для улучшения защиты вторичных цепей ТН применять автоматические выключатели, а не предохранители. Выбор защитных автоматических выключателей во вторичных цепях ТН рассмотрен в гл. 7;
  2. устанавливать отдельные ТН для питания расчетных счетчиков в тех случаях, когда это необходимо для обеспечения работы ТН в высшем классе точности. При этом могут подключаться и другие нагрузки (измерительные приборы, устройства автоматики и пр.), если будет сохранен этот класс точности;
  3. применять подогрев в шкафах ТН, расположенных в ОРУ, что необходимо прежде всего для надежной работы установленных в них автоматических выключателей.

Имеются случаи излишнего срабатывания защиты из-за технических недостатков, недосмотра, небрежности и ошибочных операций во вторичных токовых цепях оперативного персонала и работников релейной службы. Необходимо иметь в виду, что использование жил общего кабеля для токовых цепей различных защит разрешается только в том случае, если в нормальном режиме и при всех видах повреждений создаваемый ими суммарный магнитный поток равен нулю. Упомянутые нарушения могут привести к ложным отключениям, как это видно из приведенного ниже.
Схема электрических соединений перед выводом из ремонта выключател
Рис. 9.7. Схема электрических соединений перед выводом из ремонта выключателя 2 на подстанции 330 кВ:

1—4 — выключатели; 5—8 — трансформаторы тока
Схема электрических соединений на стороне НН подстанции при повреждении секционного реактора
Рис. 9.8. Схема электрических соединений на стороне НН подстанции при повреждении секционного реактора

На подстанции 330 кВ, работавшей по схеме четырехугольника (рис. 9.7), перед вводом после ремонта выключателя 2 работавшей линии вторичные цепи его трансформаторов тока 6 были подключены к действующим цепям защиты и остались незакороченными. Вследствие этого в момент включения выключателя 2 произошло значительное повышение напряжения во вторичных цепях этих ТТ, перекрытие изоляции в цепях защиты ДФЗ-2. Из-за несимметрии токов произошли ложное срабатывание защиты и отключение линии, Кратковременная несимметрия токов, например при неодновременном расшунтировании цепей подключаемых ТТ с помощью испытательных блоков, приводила к случаям ложной работы защит ДФЗ-402 на линиях 330 и 500 кВ.
В схеме защиты от замыканий на землю обмотки статора генератора, выполненной с помощью трансформатора нулевой последовательности типа ТНПШ была допущена ошибка. Во время проверки защиты было обращено внимание на повышенное значение тока небаланса. Причина заключалась в том, что для прокладки подключенных к рабочей обмотке ТНПШ двух жил были использованы разные кабели, в которых располагались жилы других защит Как показали послеаварийные испытания, под влиянием нескомпенсированного магнитного потока от токов 3—4 А, проходящих в цепях других защит, токи небаланса, наведенные в обмотке ТНПШ, достигали 10—15 мА, т. е. в 10—15 раз превышали допустимые значения.
Для предотвращения появления значительных токов небаланса вторичные цепи, подключаемые к рабочей обмотке ТНПШ, следует располагать в одном кабеле.
Как это видно из (рис. 9.8) секционный реактор жестко связан с 1 секцией шин 6 кВ. Поэтому при его повреждении должна сработать только ее дифференциальная защита. Однако по вине персонала службы РЗАИ вторичные цепи ТТ реактора были включены в зоны защиты 1 и 2 секций, что привело при повреждении реактора к отключению присоединений на обеих секциях.
На РУ одной из подстанций 220 кВ к испытательным зажимам, к которым было подано напряжение 220 В, были подключены с помощью наконечников типа «крокодил» провода прибора ВАФ-85 с целью проверки исправности его действия.  При этом один из наконечников («крокодил») повернулся относительно оси винта зажима, коснулся соседнего зажима дифференциальной цепи зашиты шин 220 В, в результате чего произошло ложное срабатывание защиты
При использовании проводов с такими же наконечниками для проверки времени срабатывания реле (установленного с задней стороны панели) устройства ОАПВ (выведенного из работы), к шпилькам которого были подключены упомянутые провода, один из наконечников соскочил со шпильки и при падении коснулся зажима испытательного блока оперативных цепей, подав таким образом «+» на выходное реле, отключившее линию электропередачи 220 кВ.
Во вторичных схемах (в цепях отключения и включения выключателей и другой коммутационной аппаратуры высокого напряжения, в цепях оперативного тока) широко применяются переключающие устройства (накладки), которые могут ставиться в положение «Сигнал» или положение «Отключено» От правильных операций с ними часто зависит безаварийная работа электрооборудования
Так, например, на одной из ТЭЦ при выводе из работы для плановой проверки линии 110 кВ не была отключена накладка в цепи пуска (от схемы защиты этой линии) УРОВ Эта ошибка привела к тому, что, когда проверялась работа АПВ отключенной линии электропередачи, при замыкании контактов реле максимальной токовой отсечки УРОВ излишне сработало и отключило все присоединения данной системы шин 110 кВ, в том числе три блока, пять линий и трансформатор связи. При выводе защит из работы необходимо отключать соответствующие накладки в цепи пуска УРОВ. Такие же аварийные ситуации вызывают случаи ошибочного отключения накладок.

Необходимо тщательно проверять соответствие вторичных цепей и их аппаратуры оперативной схеме первичных соединений. Перед установкой накладки на отключение весьма важно проверить с помощью прибора, имеющего большое сопротивление, отсутствие в цепи отключающего импульса.
Операции с накладками требуют знания схемы, внимания, большой осмотрительности и строгой последовательности при переключениях. О всех операциях с испытательными блоками, накладками, автоматическими выключателями, рубильниками производятся записи в оперативном журнале. Неправильные действия оперативного персонала в цепях управления выключателями, отделителями и другими коммутационными аппаратами приводят к нарушению электроснабжения
Ниже приводится перечень характерных ошибок, которые могут вызывать серьезные нарушения в цепях вторичных соединений и которые обслуживающему персоналу необходимо учитывать в эксплуатации:

  1. ошибочное снятие напряжения с ТН и их вторичных цепей;
  2. ошибочное отключение оперативных цепей и кратковременный перерыв в подаче оперативного тока ( даже при наличии блокировочных устройств);
  3. применение некалиброванных предохранителей;
  4. непродуманные замыкания рукой контактов реле при проверке присоединений, выведенных в ремонт, без анализа и выяснения взаимодействия проверяемой схемы (например, АПВ) со смежными цепями (например, защиты и управления данного присоединения);
  5. разнотипные надписи на однотипной аппаратуре, нечеткие и даже неправильные надписи на панелях, несоответствие обозначений различных реле, испытательных блоков, накладок и других устройств принятым в исполнительных схемах, инструкциях, оперативных схемах;
  6. применение разнотипных и самодельных переключателей, рубильников и других коммутационных устройств во вторичных цепях, неоднотипное расположение их на панелях.

Предупреждение указанных нарушений приобретает особенно важное значение при весьма развитых вторичных цепях и при обслуживании подстанций, не имеющих постоянного дежурного персонала.
В настоящее время на каждую оперативно-выездную бригаду возлагается весьма большая по масштабам задача — производить оперативные переключения, осмотры и другие работы на 10—14 подстанциях. Разнобой в конструкции и расположении таких устройств затрудняет запоминание их мест в схеме и назначение, создает немало предпосылок для ошибочных и затяжных операций. Поэтому желательна унификация таких аппаратов.



 
« Устройства электробезопасности   Фиксирующие индикаторы ЛИФП-А, ЛИФП-В, ФПТ и ФПН »
Карта сайта + все метки | Контакты
© Электроэнергетика При перепечатке и цитировании активная гиперссылка на сайт обязательна.