4.1 Линия электропередачи 500 кВ
Порядок выполнения расчётов:
1. Определяются капитальные вложения. Капитальные вложения подсчитываются по укрупненным показателям или по другим материалам.
2. Определяются ежегодные издержки на амортизацию, обслуживание и ремонт сети.
3. Вычисляются ежегодные издержки на возмещение потерь электроэнергии.
4. Определяется себестоимость передачи 1кВт·ч электроэнергии.
В процессе проектирования электропередачи была выявлена необходимость установки дополнительных устройств:
Двух СК КСВБ-50/11,
9 групп реакторов 3хРОДЦ-60/500
Учтём эти устройства при расчёте кап. вложений в электропередачу.
З = Ен· Кå + Иå
Кå = К л1 + К л2 + КГЭС + КП/СТ
1) Кл1 = 2·к0(300))· ℓ1 = 2·49,3∙510 = 50286 тыс. руб.
2) Кл2 = к0(300))· ℓ2 = 49,3∙380 = 18734 тыс. руб.
3) КГЭС = Корувн + Ктр + К пч
Корувн = 9·260 = 2340 тыс. руб.
Ктр = 4∙493 = 1972 тыс. руб.
Кпч = 4100 тыс. руб.
КГЭС = 2340 + 1972+ 4100 = 8412 тыс. руб.
4) КП/СТ = КОРУ ВН + КОРУ СН + КТР + К пч + ККУ
КОРУ ВН = 260∙6 =1560 тыс. руб.
КОРУ СН = 110∙8 =880 тыс. руб.
КТР = 2∙1260 = 2520 тыс. руб.
К пч = 4100 тыс. руб.
ККУ = КР + КСК
ККУ = 380∙9 + 1150 = 4570 тыс. руб.
КП/СТ = 1560 + 880 + 2520 + 4100 + 4570 = 13630 тыс. руб.
Тогда Кå = 50286 +18734+ 8412 + 13630 = 91062 тыс. руб.
Иå =Иå а.о.р. + Иå потери ээ
Иå а.о.р. = Иå а.о.р.вл + Иå а.о.р.ору вн ГЭС + Иå а.о.р.п/ст
Иå а.о.р.вл = 0,028·(50286 +18734)= 1932,6 тыс. руб.
Иå а.о.р. ГЭС = 0,078·8412 = 656,1 тыс. руб.
Иå а.о.р.п/ст = 0,084∙13630 = 1145 тыс. руб.
Иå а.о.р = 1932,6 + 656,1 + 1145 = 3733,7 тыс. руб.
Ипотери ээ Σ = Ипотери ээ ВЛ + Ипотери ээ тр
1) Определим издержки на потери электроэнергии в линиях:
а) в линии 1:
ΔWл1 = ΔР л1· τ л1 · α t, где α t, = 1
ΔP л1= (S2мах/ U2ном )∙Rл = 10592 /5002 ·0,034·510/2 = 29 МВт
Wгод = 5,843∙106 МВт·ч
Тмах = Wгод/Рмах = 5,843∙106/1020 =5728 час.
τ л1= (0,124 + 5728/10000)2 ·8760 = 4253 час
ΔW л1= 29 · 4253 = 123300 МВт·ч
ΔWкор л1 = 2∙70∙510 = 70000 кВт·ч
ЗI = 2 коп/(кВт∙час), ЗII = 1,75 коп/(кВт∙час)
Ипотери ээ ВЛ= ЗI∙ΔWл1 + ЗII∙ΔWкор л1 = 2∙10-2∙123300+ 1,75∙10-2∙70 = 2467 тыс. руб.
б) в линии 2:
ΔWл1 = ΔР л1· τ л1 · α t, где α t, = 1
ΔP л1= (S2мах/ U2ном )∙Rл = 519,22 /5002 ·0,034·380 = 21,6 МВт
Wгод = 5,843∙106 МВт·ч
Тмах = Wгод/Рмах = 5,843∙106/1020 =5728 час.
τ л1= (0,124 + 5728/10000)2 ·8760 = 4253 час
ΔW л1= 21,6 · 4253 = 91865 МВт·ч
ΔWкор л1 = 2∙70∙380 = 53200 кВт·ч
ЗI = 2 коп/(кВт∙час), ЗII = 1,75 коп/(кВт∙час)
Ипотери ээ ВЛ= ЗI∙ΔWл1 + ЗII∙ΔWкор л1 = 2∙10-2∙91865+ 1,75∙10-2∙53,2 =
1838 тыс. руб.
Тогда Ипотери ээ ВЛ = Ипотери ээ ВЛ1 + Ипотери ээ ВЛ2 =2467 + 1838 =4305 тыс. руб.
2)Определим издержки на потери энергии в трансформаторах
а) в трансформаторах ГЭС 500/10:
Ипотери ээ тр = ЗI∙ΔР к.з(Sнг.мах./Sном.т)2.τ т + ЗII∙ΔР х.х ·8760
Ипотери ээ тр = 2∙10-2∙ 
∙0,121(2346./1251)2∙4129,6 + 1,75∙10-2∙4∙0,42 ·8760 =
365,32 тыс. руб.
б) в трансформаторах промежуточной подстанции 500/220/10:
Ипотери ээ тр п/ст = ЗI∙ΔР к.з(Sнг.мах./Sном.т)2.τ т + ЗII∙ΔР х.х ·8760
Ипотери ээ тр п/ст = 2∙10-2∙1/6∙0,49∙(536·./1002)2∙4129,6 + 1,75∙10-2∙6∙0,15 ·8760 =139,9 тыс. руб.
Ипотери ээ тр = Ипотери ээ тр ГЭС + Ипотери ээ тр п/ст = 365,32 + 139,9 = 505,22 тыс. руб.
Ипотери ээ Σ = Ипотери ээ ВЛ + Ипотери ээ тр = 4305 + 505,22 = 4810,22 тыс. руб.
И∑ = И∑а.о.р.+ И∑потери ээ
И∑ = 3733,7 + 4810,22 = 8543,92 тыс. руб.
И тогда окончательно приведенные затраты на схему варианта 2 будут равны:
З = Ен· Кå + Иå
З = 0,12· 91062+ 8543,92 = 19471,36 тыс. руб.
Найдём себестоимость передачи электрической энергии сети: С = Иå /Wгод
С = 8543,92 /5,843∙106 = 1,46 руб./МВт·ч = 0,146 коп/кВт∙ч
4.2 Районная электрическая сеть
Аналогичные расчеты выполняем для районной сети. Расчеты представим в виде таблиц.
Таблица 4.1
Капиталовложения в линии
| ВЛ | Провод | Длина, км | U, кВ | К0 тыс. руб./км | К, тыс. руб. | КΣ, тыс. руб. |
| 1-2 | АС-120/19 | 24 | 110 | 15,3 | 367,8 | 5616 |
| ИП1-2 | АС-150/24 | 45,8 | 110 | 22 | 1007 | |
| ИП1-3 | АС-70/11 | 43,3 | 110 | 17,8 | 771,5 | |
| 1-4 | АС-70/11 | 43,3 | 35 | 20,19 | 871,1 | |
| 1-5 | АС-95/16 | 45,8 | 35 | 20,1 | 920 | |
| 1-6 | АС-70/11 | 48 | 110 | 17,8 | 855,9 | |
| ИП2-1 | АС-120/19 | 53,7 | 110 | 15,3 | 822,5 |
Таблица 4.2
Расчет капиталовложений в подстанции
| № пс | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| Схема ОРУ ВН | 110 – 12 | 110 – 4 | 110 – 4 | 35 – 4Н | 35 – 4Н | 110-4 |
| Схема ОРУ СН | 35-9 | - | - | - | - | - |
| КОРУ ВН тыс.руб | 350 | 36,3 | 36,3 | 18 | 18 | 36,3 |
| КОРУ СН, тыс.руб | 63 | - | - | - | - | - |
| Марка трансформатора | ТДТН- 63000/110 | ТРДН-25000/110 | ТДН - 16000/110 | ТМН - 6300/35 | ТМН – 10000/35 | ТДН - 16000/110 |
| Кт, тыс.руб | 218 | 168 | 126 | 61 | 134 | 126 |
| Кп.ч тыс.руб | 320 | 130 | 130 | 70 | 70 | 130 |
| Кпс, тыс.руб | 951 | 334,3 | 292,3 | 149 | 222 | 292,3 |
| КпсΣ, тыс руб | 2244 | |||||
Найдем суммарные капиталовложения в линии и в подстанции:
КΣ = Кл + Кпс = 5616 + 2244 = 7860 тыс. руб.
Учтем возвратную стоимость двух трансформаторов ТДТН-40000/110, двух трансформаторов 35 кВ, двух ячеек выключателей 35 кВ с ОРУ СН пункта 1, линии 35 кВ (при реконструкции сети).
КвозврТ110 = 234·(1 – 3,5·25/100) = 29,25 тыс. руб.
КвозврТ35 = 83,6·(1 – 3,5·25/100) = 10,45 тыс. руб.
КвозврQ35 = 9·2·(1 – 3,5·25/100) = 2,25 тыс. руб.
КвозврВЛ35 = 920·(1 – 2·25/100) = 460 тыс. руб.
КвозврΣ = 29,25 + 10,45 + 2,25 + 460 = 501,95 тыс. руб.
Тогда КΣ = 7860 – 501,95 = 7358 тыс. руб.
Найдем суммарные издержки.
Иа.о.р.ВЛ = АЛ·КЛ = 0,028·5616 = 157 тыс. руб.
Иа.о.р.ПС = АПС·КПС = 0,094·2244 = 211 тыс. руб.
ИΣа.о.р. = Иа.о.р.ВЛ + Иа.о.р.ПС = 157 + 211 = 368 тыс. руб.
Найдем потери электроэнергии в линиях и трансформаторах
Таблица 4.3
Расчет потерь электроэнергии в линиях
| Линии | 1-2 | ИП1-2 | ИП1-3 | 1-4 | 1-5 | 1 – 6 | ИП2 – 1 |
| Рmax, МВт | 53,8 | 70,6 | 20 | 7 | 11 | 25 | 54 |
| Wгод , МВт.ч | 206700 | 303200 | 76840 | 30060 | 42260 | 96050 | 245900 |
| Тмах , ч | 3842 | 4294 | 3842 | 4294 | 3842 | 3842 | 4553 |
| Время потерь ч/год | 2262 | 2683 | 2262 | 2683 | 2262 | 2262 | 2940 |
| Smax , Мвар | 54,4 | 71,5 | 20,3 | 7,1 | 11,135 | 25,3 | 54,6 |
| R, Ом | 3 | 4,5 | 9,3 | 9,3 | 7 | 10,3 | 6,7 |
| Uном, кВ | 110 | 110 | 110 | 35 | 35 | 110 | 110 |
| Рл, МВт | 0,73 | 1,91 | 0,31 | 0,38 | 0,71 | 0,544 | 1,651 |
| Wгод.л, МВт ч/год | 1658 | 5131 | 712 | 1024 | 1604 | 1232 | 3735 |
Таблица 4.4
Расчет потерь электроэнергии в трансформаторах
| № пункта | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| Рмах, МВт | 79 | 33 | 20 | 7 | 11 | 25 |
| Wгод , МВт.ч | 303500 | 141700 | 76840 | 30060 | 42260 | 96050 |
| Тмах , ч | 3842 | 4264 | 3842 | 4264 | 3842 | 3842 |
| Время потерь ч/год | 2262 | 2683 | 2262 | 2683 | 2262 | 2262 |
| Рхх, МВт | 0,056 | 0,027 | 0,019 | 0,0092 | 0,0145 | 0,019 |
| Рк, МВт | 0,29 | 0,12 | 0,085 | 0,0465 | 0,06 | 0,085 |
| Sном.тр, МВА | 63 | 25 | 16 | 6,3 | 10 | 16 |
| ΔWгод т, МВт | 1842 | 819 | 514 | 252 | 346,7 | 610,2 |
ΔWГОД.ВЛ =Σ ΔWгод.вл – годовые потери энергии во всех линиях
ΔWГОД.Т =Σ ΔWгод.т – годовые потери энергии во всех трансформаторах
ΔWГОД = ΔWГОД.ВЛ + ΔWГОД.Т – суммарные годовые потери энергии
ΔWГОД.ВЛ =15100 МВт·ч/год
ΔWГОД.Т = 4400 МВт·ч/год
ΔWГОД = 15100 + 4400 = 19500 МВт·ч/год
Стоимость 1 кВт час потерянной электроэнергии 1,0 коп = 0,01 тыс.руб/МВт·ч
ИΣпотерь = 0,01·19500 = 195 тыс. руб.
ИΣ = 368 + 195 = 583 тыс. руб.
Расчёт себестоимости передачи электроэнергии выполним по формуле:
Вывод: В данной главе определили технико-экономические показатели электропередачи: для линии СВН и для районной сети. Были приведены полные капиталовложения, полные ежегодные издержки, расчёт себестоимости передачи электроэнергии, которая составила 1,46 руб за МВт·час для линии 500 кВ и 0,844 руб за МВт·час для районной сети.
МЕРОПРИЯТИЯ ПО ОБЕСПЕЧЕНИЮ ТРЕБОВАНИЙ БЕЗОПАСНОСТИ И ЭКОЛОГИЧНОСТИ ПРИ ПРОФИЛАКТИЧЕСКИХ ИСПЫТАНИЯХ ИЗОЛЯЦИИ ВОЗДУШНЫХ ЛИНИЙ
5.1 Назначение и существующие методы профилактических испытаний изоляции действующих воздушных линий электропередачи
За состоянием изоляторов ведутся наблюдения при осмотрах линий, при верховых осмотрах линий под напряжением, при верховых ревизиях отключенных линий; производятся периодические замеры распределения потенциала по гирлянде для фарфоровых изоляторов с помощью измерительной штанги с целью выявления «нулевых» и дефектных изоляторов.
Характер распределения потенциала по гирлянде с хорошими изоляторами может быть представлен в виде графика (рис. 5.1), где по оси абсцисс отложено количество изоляторов в гирлянде, начиная от траверсы и кончая изолятором у провода, а по оси ординат — напряжения, приходящиеся на каждый элемент. Из графиков видно, что распределение потенциала по гирлянде неравномерное: под наибольшим напряжением находится изолятор у провода; к середине гирлянды напряжение, приводящееся на каждый элемент, падает, а к траверсе вновь начи-нает возрастать. Существуют таблицы распределения напряжения по изоляторам в гирляндах для линий 35 – 500 кВ и нормы отбраковки.
рис. 5.1. График распределение напряжения по гирлянде 110 кВ
Производя замер напряжения, приходящегося на каждый элемент испытуемой гирлянды, и сравнивая его с нормами отбраковки, можно судить о качестве изоляторов. При этом бракуются те изоляторы, которые выдерживают менее 50% значения напряжения, указанного в таблице. Для замеров напряжения используют штангу с переменным искровым промежутком.
Более простым методом замера изоляторов является отбраковка только «нулевых» изоляторов или близких по своему состоянию к «нулевым» при помощи штанги с постоянным искровым промежутком («жужжащей» штанги). Величина искрового промежутка в этом случае устанавливается по напряжению, равному 2 кВ, а поэтому отбраковываются изоляторы, которые выдерживают напряжение 2 кВ и ниже. Наличие искры между электродами разрядника в этом случае свидетельствует о годности изолятора. Если же искры и треска нет, следовательно, изолятор бракуется и подлежит замене.
Таким образом, применяя головку штанги с постоянным искровым промежутком, мы не выявим те неполноценные изоляторы, которые выдерживают менее 50% положенного для этого элемента напряжения, поскольку напряжение на нем выше 2 кВ и «жужжащая» штанга этот неполноценный изолятор не выявит.
Преимуществами штанги с постоянным искровым промежутком являются ее простота и более высокая производительность труда при контроле изоляторов.
Для контроля изоляторов в натяжных гирляндах анкерных опор линий 500 кВ разработана и применяется ползунковая штанга.
В тех случаях, когда по условиям техники безопасности нельзя произвести контроль изоляторов штангами, могут применяться схемы для контроля изоляторов повышенным напряжением 50 кВ от постороннего источника питания на отключенных и заземленных линиях. Эти схемы ввиду сложности и громоздкости не нашли широкого распространения.
Чаще в этих случаях применяют мегаомметр на 2,5 кВ, которым измеряют сопротивления изоляции при сухой поверхности изолятора на отключенной и заземленной линии. Изоляторы, имеющие сопротивление менее 300 МОм, подлежат замене.
Контроль линейной изоляции штангами производится в первый год эксплуатации и в дальнейшем не реже 1 раза в 6 лет. В отдельных случаях из-за плохого качества изготовления изоляторов указанные сроки приходится сокращать в зависимости от результатов предыдущих измерений.
5.2 Испытание изоляции мегаомметром
1) Измерения мегаомметром в процессе эксплуатации разрешается выполнять обученным работникам из числа электротехнического персонала. В электроустановках напряжением выше 1000 В измерения производятся по наряду, в электроустановках напряжением до 1000 В - по распоряжению.
В тех случаях, когда измерения мегаомметром входят в содержание работ, оговаривать эти измерения в наряде или распоряжении не требуется.
Измерять сопротивление изоляции мегаомметром может работник, имеющий группу III.
2) Измерение сопротивления изоляции мегаомметром должно осуществляться на отключенных токоведущих частях, с которых снят заряд путем предварительного их заземления. Заземление с токоведущих частей следует снимать только после подключения мегаомметра.
3) При измерении мегаомметром сопротивления изоляции токоведущих частей соединительные провода следует присоединять к ним с помощью изолирующих держателей (штанг). В электроустановках напряжением выше 1000 В, кроме того, следует пользоваться диэлектрическими перчатками.
4) При работе с мегаомметром прикасаться к токоведущим частям, к которым он присоединен, не разрешается. После окончания работы следует снять с токоведущих частей остаточный заряд путем их кратковременного заземления.
5.3 Требования к конструкции штанг по условиям техники безопасности
1) Штанги изолирующие предназначены для оперативной работы (операции с разъединителями, смена предохранителей, установка деталей разрядников и т.п.), измерений (проверка изоляции на линиях электропередачи и подстанциях), а также для наложения переносных заземлений.
2) Общие технические требования к штангам изолирующим оперативным и штангам переносных заземлений приведены в ГОСТ 20494.
3) Штанги должны состоять из трех основных частей: рабочей, изолирующей и рукоятки.
4) Штанги могут быть составными из нескольких звеньев. Для соединения звеньев между собой могут применяться детали, изготовленные из металла или изоляционного материала. Допускается применение телескопической конструкции, при этом должна быть обеспечена надежная фиксация звеньев в местах их соединений.
5) Рукоятка штанги может представлять с изолирующей частью одно целое или быть отдельным звеном.
6) Конструкция и масса штанг должны обеспечивать возможность работы с ними одного человека. При этом наибольшее усилие на одну руку (поддерживающую у ограничительного кольца) не должно превышать 80 Н для измерительных штанг и 160 Н - для всех остальных.
7) Основные размеры штанг должны быть не менее указанных в табл. 5.1.
Таблица 5.1
Минимальные размеры штанг
| Номинальное напряжение электроустановки, кВ | Длина, мм | |
| Изолирующей части | рукоятки | |
| До 1 | Не нормируется | |
| Свыше 1 до 15 включительго | 700 | 300 |
| Свыше 15 до 35 включительго | 1100 | 400 |
| Свыше 35 до 110 включительго | 1400 | 600 |
| 150 | 2000 | 800 |
| 220 | 2500 | 800 |
| 330 | 3000 | 800 |
| Свыше 330 до 500 включительго | 4000 | 1000 |
5.4 Меры безопасности при работах штангами на неотключенных ВЛ
1) Работы с измерительными штангами на линиях и подстанциях, находящихся под напряжением, при тумане, дожде, мокром снегопаде и т. п., когда изолирующая часть штанги будет увлажняться, запрещаются.
2) Работы должны вестись бригадами не менее чем из 2 чел., один из которых должен иметь квалификацию по технике безопасности не ниже группы IV, а остальные – не ниже группы III.
Во время работы один из состава бригады должен находиться на земле. Производить измерения разрешается любому из них. Измерения производятся с опор или специальных приспособлений.
3) Подниматься на опору следует без штанги. Подъем штанги на опору должен производиться при помощи каната; при этом штанга должна быть в вертикальном положении, рабочей частью вверх; при подъеме не допускать раскачивания и ударов ее об опору.
Подъем штанги на невысокие опоры или конструкции разрешается путем передачи штанги из рук в руки после укрепления работающих предохранительным поясом.
4) При производстве измерений запрещается касаться штанги выше ограничительного кольца.
5) При работах, со штангой изолирующая часть ее должна располагаться так, чтобы была исключена возможность ее перекрытия на соседние токоведущие части или заземленные части конструкции.
6) При работах на опорах необходимо следить за тем, чтобы лаковый покров штанги не повреждался. На металлических опорах линий 35 – 500 кВ работы со штангой допускается производить с верхней части опоры или траверсы.
7) На двухцепных линиях 35 кВ работы с изолирующими штангами, когда под напряжением находятся обе цепи, разрешается производить при расстоянии между цепями не менее 3 м.
При расстоянии между ними менее 3 м производство работ с опор разрешается лишь на нижних фазах, а на всех фазах – лишь при отключенной второй цепи.
При работах на анкерных и угловых опорах линий 35 кВ запрещается просовывать штангу между петлей и гирляндами.
При работах на верхней фазе одностоечных опор положение работающего должно быть таким, чтобы голова его находилась ниже уровня нижнего провода на 0,6 м.
8) Работать со штангой на опорах, выполненных из столбов, пропитанных антисептиками, нужно с особой осторожностью, не допуская прикосновения штанги к пропитанным деталям опор.
Пропиточная масса с поверхности штанги должна удаляться путем протирки сухой чистой мягкой тряпкой, слегка смоченной в чистом бензине; при этом лаковый покров штанги не должен нарушаться. Работать штангой, получившей продольное повреждение лакового покрова изолирующей части более 20%, запрещается.
9) При каких-либо нарушениях, замеченных в работе штанги, работы немедленно прекращаются и штанга подвергается внеочередному испытанию.
5.5 Периодические испытания штанг
1) В процессе эксплуатации механические испытания штанг не проводят.
2) Эксплуатационные электрические испытания проводятся повышенным напряжением изолирующих частей оперативных и измерительных штанг. При этом напряжение прикладывается между рабочей частью и временным электродом, наложенным у ограничительного кольца со стороны изолирующей части.
Испытаниям подвергаются также головки измерительных штанг для контроля изоляторов в электроустановках напряжением 35 - 500 кВ.
3) Все испытания должны проводиться специально обученными лицами.
4) Каждая штанга перед электрическим испытанием должна быть тщательно осмотрена с целью проверки наличия маркировки изготовителя, номера, комплектности, отсутствия механических повреждений, состояния изоляционных поверхностей. При несоответствии средства защиты требованиям испытания не проводят до устранения выявленных недостатков.
5) Электрические испытания следует проводить переменным токам промышленной частоты, как правило, при температуре (25+10)º С.
Скорость подъема напряжения до 1/3 испытательного может быть произвольной (напряжение, равное указанному может быть приложено толчком), дальнейшее повышение напряжения должно быть плавным и быстрым, но позволяющим при напряжении более 3/4 испытательного считывать показания измерительного прибора. После достижения нормированного значения и выдержки при этом значении в течение нормированного времени напряжение должно быть плавно и быстро снижено до нуля или до значения не выше 1/3 испытательного напряжения, после чего напряжение отключается (ГОСТ 1516.2).
6) Испытательное напряжение прикладывается к изолирующей части. При отсутствии соответствующего источника напряжения для испытания целиком изолирующих штанг, изолирующих частей указателей напряжения и указателей напряжения для проверки совпадения фаз допускается испытание их по частям. При этом изолирующая часть делится на участки, к которым прикладывается часть нормированного полного испытательного напряжения, пропорциональная длине участка и увеличенная на 20%.
7) Изолирующие штанги, предназначенные для электроустановок напряжением от 1 до 35 кВ включительно, испытываются напряжением, равным 3-кратному линейному, но не ниже 40 кВ, а предназначенные для электроустановок напряжением 110 кВ и выше - равным 3-кратному фазному.
8) Длительность приложения полного испытательного напряжения составляет 1 мин. для изоляции из гибких полимерных материалов и 5 мин. для изоляции из других диэлектриков.
9) Нормы и периодичность эксплуатационных испытаний штанг приведены в табл. 5.2.
Таблица 5.2
Нормы и периодичность эксплуатационных испытаний
| Средство защиты | Напряжение, кВ | Испытательное напряжение, кВ | Продолжительность Испытания, мин | Периодичность испытаний |
| Штанги изолирующие | До 1 До 35 110 и выше | 2 3-х кратное линейное 3-х кратное фазное | 5 5 5 | 1 раз в 24 мес. |
| Измерительные штанги | До 35 110 и выше | 3-х кратное линейное 3-х кратное фазное | 5 5 | 1 раз в 12 мес. |
| Головки измерительных штанг | 35-500 | 30 | 5 | 1 раз в 12 мес. |
Дата: 2019-07-30, просмотров: 218.
