Ім'я файлу: СР 4.docx
Розширення: docx
Розмір: 1095кб.
Дата: 14.04.2021
скачати
Пов'язані файли:
СР № 2.pdf
СР 2.docx
СР 1.docx

Визначення технічного стану силових трансформаторів напругою 10/0,4 кВ.

Найважливішим вимогою, що пред'являються до експлуатації силових трансформаторів і трансформаторних установок, є контроль за температурою трансформаторів. Це пояснюється тим, що при роботі трансформатора з температурою вище допустимої, скорочується термін служби знаходиться в ньому ізоляційного масла. Для контролю за температурою на кришці трансформатора встановлено ртутний термометр. Так як ступінь нагріву трансформатора визначається в основному величиною навантаження, то за нею ведеться систематичний контроль.

При експлуатації трансформаторів, забезпечених газової захистом, гази, що виділяються несправним трансформатором, повинні без утруднень досягати газового реле. Для цього трансформатори встановлюють так, щоб кришка трансформатора мала підйом до газового реле не менше 1-1,5%, а маслопровод від трансформатора до расшірітелю- не менше 2-4%. Трансформатори нижче 1000 ква, не мають газового реле, можуть встановлюватися без підйому кришки.

Огляди працюючих трансформаторів виробляють, чи не відключаючи їх. Періодичність цих оглядів визначають виходячи з того, чи є трансформаторна установка об'єктом з постійним чергуванням або без нього. У першому випадку головні і основні трансформатори власних потреб оглядають один раз на добу, а решта - один раз в п'ять діб. У другому випадку трансформатори оглядають один раз в місяць, а трансформаторні пункти - не рідше одного разу в шість місяців.

Зазначені терміни огляду силових трансформаторів відповідають середнім умовам їх експлуатації, передбаченим рекомендаціями заводів-виготовлювачів цих трансформаторів. У тому випадку, коли силові трансформатори працюють в напруженому режимі, їх огляди треба проводити частіше. Потреба в більш частих оглядах силових трансформаторів виникає також при їх недостатньо задовільному технічному стані, наприклад при великій мірі зносу. У цих випадках головний енергетик підприємства встановлює більш часту періодичність оглядів трансформаторів.

Крім чергових оглядів силових трансформаторів, виробляють також і позачергові огляди. Потреба в позачергових оглядах силових трансформаторів виникає, наприклад при різкому зниженні температури навколишнього середовища, так як в цьому випадку масло може піти з розширювача. Позачергові огляди силових трансформаторів виробляють також після їх відключень, в результаті спрацьовування захисту.

При тривалій роботі трансформатора з граничною температурою скорочується термін його служби. Тому для трансформаторів зазвичай встановлюють режим роботи, при якому температура масла тримається на рівні 85 °. Подальше підвищення температури є ознакою перевантаження трансформатора, його несправності або недостатнього охолодження.

Оглядає силові трансформатори черговий персонал, при цьому він повинен знаходитися перед бар'єром. Помітивши будь-яку несправність в роботі трансформатора, черговий ставить про це до відома старшого керівника (головного енергетика, начальника електроцеху або майстра), робить відповідний запис в експлуатаційному журналі і приймає відповідно до отриманих вказівок заходів до усунення несправності.

Зазначені огляди повинні в порядку контролю за діями чергового персоналу доповнюватися періодичними оглядами трансформаторних установок більш кваліфікованим службовим персоналом.

Поточний ремонт силового трансформатора з відключенням його від мережі живлення виробляють в порядку реалізації планово-попереджувального ремонту.

Періодичність поточних ремонтів силових трансформаторів залежить від їх технічного стану і від умов експлуатації. Терміни поточних ремонтів встановлюються в місцевих інструкціях підприємства. Однак такі ремонти треба проводити не рідше одного разу на рік.

Поточний ремонт силових трансформаторів з відключенням від мережі живлення включає зовнішній огляд трансформатора, усунення виявлених дефектів, а також очищення ізоляторів і бака. Проводять також необхідні вимірювання і випробування.

У кожного силового трансформатора, що перебуває в роботі, спричиняє зношування наявних в ньому ізоляційних матеріалів. Знос ізоляції прискорюється разом з підвищенням навантаження. При неповному завантаженні силового трансформатора знос його ізоляції сповільнюється. За рахунок цього допускається в окремі періоди перевантаження трансформатора, яка не скорочує нормальний термін його роботи.

Величину допустимого перевантаження силового трансформатора в окремі години доби за рахунок його недовантаження в інші години визначають по діаграмах навантажувальної спроможності трансформатора. Щоб використовувати фактор, що допускає збільшення навантаження силового трансформатора в окремі години зимових пік за рахунок недовантаження трансформатора в літню пору року, користуються таким положенням: на кожен відсоток недовантаження трансформатора в літню пору допускається 1% перевантаження трансформатора в зимовий час, але не більше 15%. Загальна перевантаження трансформатора, яка може бути прийнята при використанні обох зазначених факторів, не повинна перевищувати 30%.

Сучасні силові трансформатори при номінальній первинній напрузі працюють з великими величинами магнітної індукції. Тому навіть невелике збільшення первинної напруги викликає підвищене нагрівання стали трансформатора і може загрожувати його цілості. Особливістю силових трансформаторів, що працюють з примусовим охолодженням масла, є швидке підвищення температури масла при припиненні роботи системи охолодження. Гранична тривалість роботи трансформаторів в зазначених умовах визначається місцевими інструкціями. В інструкціях враховуються як результати попередніх випробувань, так і заводські дані трансформаторів. Але при всіх умовах роботу трансформаторів при припиненні системи охолодження допускають не більше, ніж протягом однієї години.

Необхідною умовою забезпечення нормального терміну служби силового трансформатора є контроль за його навантаженням. Якщо вести експлуатацію силового трансформатора, не перевищуючи допустимих для нього навантажень, приблизний термін служби силового трансформатора становить близько 20 років. Необхідно при цьому мати на увазі, що систематичні недовантаження силових трансформаторів з метою подовження терміну його служби мають і свої негативні сторони: за цей час конструкція трансформатора морально старіє. Щоб контролювати навантаження трансформаторів потужністю 1000 та і вище, встановлюють амперметри, шкала яких відповідає допустимої перевантаження трансформатора.

При неправильному включенні трансформаторів на паралельну роботу можуть виникати короткі замикання, а також нерівномірний розподіл навантаження між працюючими трансформаторами. Щоб цього не сталося, в трансформаторах, що включаються на паралельну роботу, необхідно дотримуватися:

а) рівність коефіцієнтів трансформації;

б) збіг груп з'єднання;

в) рівність напруг короткого замикання;

г) відношення потужностей трансформаторів, що не перевищує 3;

д) збіг фаз з'єднуються ланцюгів (фазировка).

Перевірку наведених рекомендацій виробляють за заводськими даними трансформаторів, що включаються на паралельну роботу. Якщо перевірка підтверджує наявність зазначених умов, то приступають до фазировке трансформаторів, після чого їх можна включати на паралельну роботу.

Фазировка трансформаторів проводиться перед їх включенням в експлуатацію після монтажу або капітального ремонту зі зміною обмоток. Перед тим як включити трансформатор після капітального або поточного ремонту, перевіряють результати запропонованих випробувань і вимірювань. Релейний захист трансформатора встановлюють на відключення. Після цього ретельно оглядають трансформаторну установку. При огляді установки звертають увагу на стан системи управління та сигналізації, а також на положення комутаційної апаратури. Перевіряють, чи не залишені де-небудь переносні закоротки і заземлення. Випробують дії приводу вимикача шляхом одноразового включення і відключення, без чого приступати до оперування роз'єднувачами забороняється.

Пробне вмикання трансформатора в мережу виробляють поштовхом на повну напругу. Таке включення небезпеки для трансформатора не представляє, тому що при наявності в ньому ушкоджень він під дією захисту своєчасно відключиться від мережі.

Так як порядок включення і відключення трансформаторів в значній мірі обумовлюється місцевими умовами, підприємства розробляють спеціальні інструкції. В інструкціях повинні бути відображені такі положення:

а) трансформатор повинен включатися під напругу з того боку, де встановлений захист;

б) включення і вимкнення роз'єднувачами струму холостого ходу трансформаторів може проводитися лише при напрузі і потужності трансформаторів, зазначених в ПУЕ.

У цих інструкціях повинні бути відображені також загальні вказівки по експлуатації трансформаторів. Порядок оперування перемикачем відгалужень у трансформатора залежить від виду перемикача пристрою. У тому випадку, коли перемикач призначений для перемикання відгалужень під навантаженням, перемикання виробляються дистанційно і відключати трансформатор від мережі не потрібно. Якщо ж перемикач відгалужень не призначений для перемикань під навантаженням, оперувати їм можна лише після того, як трансформатор відключений від мережі з усіх боків.

При експлуатації трансформаторів мають місце випадки помилкового спрацьовування газових реле. Тому в кожному випадку відключення трансформатора під дією газового реле перевіряють правильність роботи реле.

Терміни експлуатаційних випробувань силових трансформаторів і вимоги до них певною мірою залежать від умов, в яких працюють трансформатори, від їх технічного стану (ступеня зносу), а також від результатів раніше проведених оглядів. Тому вказівки в цій частині даються в місцевих інструкціях головним енергетиком підприємства або особою, відповідальною за експлуатацію трансформаторів.

В процесі експлуатації у трансформаторів вимірюють опір ізоляції обмоток і коефіцієнт абсорбції. Вимірювання проводять мегаомметром на напругу 2500 в. Хоча значення цих показників не нормуються, вони враховуються при загальній оцінці стану трансформатора.
 При оцінці зазначених показників виходять з їх порівняння з аналогічними показниками, отриманими при попередніх вимірах, і зокрема, з заводськими даними. Щоб порівнювати ці показники, вимірювання слід проводити при одній температурі і однакової тривалості випробування (1 хв).

Також вимірюють тангенс кута діелектричних втрат ізоляції обмоток трансформатора. При різкому підвищенні в порівнянні з раніше отримує значення (на 30% і більше) необхідно з'ясувати причину цього явища. Причиною різкого підвищення тангенса кута діелектричних втрат ізоляції обмоток трансформатора може бути підвищення тангенс кута діелектричних втрат самого масла, що знаходиться в трансформаторі.


Діагностування кабельних ліній.

Оцінка стану ізоляції й гарнітур кабельних ліній є основою для прийняття рішень з продовження експлуатації, ремонту або заміни кабельних ліній.

Стан ізоляції електроустаткування можна визначити такими способами:

- випробування підвищеною напругою відповідно до чинних нормативів;

- одноразове випробування діагностичними методами (діагностика).

Із практики експлуатації високовольтних кабельних ліній відомо, що позитивні результати випробувань підвищеною напругою зовсім не гарантують безаварійної подальшої роботи електроустаткування. Так, наприклад, після успішних випробувань підвищеною напругою кабельних ліній вони часто виходять з ладу в найближчі місяці. Причина цього – інтенсивне руйнування ізоляції частковими розрядами в проблемних місцях, що призводить до скорочення терміну служби кабельних ліній. Найнебезпечніші випробування підвищеною напругою для кабельних ліній з великим терміном служби або низькою якістю монтажу, що вже мають високий рівень часткових розрядів у проблемних місцях. Об'єктивні дані про технічний стан електроустаткування можна одержати сучасними діагностичними методами, які, як правило, не травмують ізоляцію. Вони дають змогу визначати не тільки технічний стан об'єкта, а й локалізувати наявні проблемні місця. Комплексні діагностичні випробування різними методами неруйнівного контролю дають також змогу оцінити ступінь старіння ізоляції й залишковий ресурс кабелю. Оптимальним з погляду одержання найбільш достовірної й повної інформації про стан ізоляції кабелів є поєднання методів інтегральної й локальної діагностики. Перевірка працездатності кабельної лінії шляхом прикладення підвищеної постійної напруги обґрунтована після монтажу або ремонту й за відсутності технічної можливості застосувати діагностичні неруйнівні методи. Розглянемо докладніше проблеми, що виникають під час експлуатації кабельних систем, і методи їх виявлення.

Проблеми кабелів із ізоляцією з поліетилену (PE) та зшитого поліетилену (VPE)

Ефект старіння кабелів з ізоляцією з РЕ/VPE спричинений виникненням і зростанням водяних вкраплень (watertrees). Вони виникають з часом під впливом води, тепла й напруженості електромагнітного поля. Розростаються вони поступово й у кінцевому результаті зумовлюють коротке замикання й вихід з ладу кабелю. Інші ефекти старіння з'являються при термічному перевантаженні ізоляції з РЕ/VPE. Волога в кабелях з дефектами оболонки особливо сприяє розростанню водяних вкраплень. Тому описані процеси старіння можна виявити й оцінити лише за допомогою діелектричної діагностики.

Проблеми на кабелях із просоченою паперовою ізоляцією

Внаслідок ушкодження оболонки (отвір внаслідок корозії; тріщини внаслідок переміщення кабелю) зумовлюють старіння, розпад целюлози підвищення вмісту вологи в ізоляції. При цьому поступово зменшується й електрична міцність ізоляції, поки не досягне величини робочої напруги – тоді кабель стане ненадійним для експлуатації. Термін служби таких кабелів залежить від якості виготовлення й умов прокладання, тому що лише на підставі технічного ресурсу кабелю не можна отримати докладну інформацію про якість ізоляції. Для визначення вологості необхідна діелектрична діагностика. Часткові розряди, як показує досвід, не з'являються у вологій паперово-оливній ізоляції. Витікання маси й недостатнє просочення призводять до висихання цих місць і утворення наповнених газом порожнин, в ізоляції кабелю. Через зменшення електричної міцності в таких місцях з'являються часткові розряди (ЧР), які можуть призвести до карбонізації паперу й зруйнувати ізоляцію. Такі ЧР можна виявити й локалізувати за допомогою діагностики ЧР. Часто діагностика таких ЧР не виявляє локальних концентрацій, водночас немає безпосередньої загрози ушкодження, а є розподіл на великих ділянках кабелю.

Проблеми з муфтами

Внаслідок неправильного монтажу в проміжних і кінцевих муфтах виникають іонізовані, наповнені газом порожнини й щілини, а також ділянки з підвищеною напруженістю електромагнітного поля, які вже при номінальній напрузі призводять до часткових розрядів. Згодом термічні процеси деградації в муфтах з неналежним чином виконаними з'єднаннями жил можуть також впливати на ділянки, де можуть утворитися ЧР. Такі ушкоджені частковими розрядами місця можна виявити й локалізувати за допомогою діагностики ЧР.

Діелектрична діагностика

Кабелі повинні бути відімкнені й повністю розряджені. Перед початком діагностики необхідно забезпечити заземлення за допомогою кабелю заземлення або вимірювального кабелю. Мінімальний час заземлення й короткого замикання – 30 хв. Необхідно від'єднати перетворювачі напруги, зачистити забруднені кінцеві муфти. Змішані лінії з ділянок PE- і VPE-кабелів можна діагностувати разом. Для проведення діагностики основна жила й екран кабелю повинні бути повністю від'єднані з обох кінців від розподільного пристрою, щоб гарантовано уникнути перешкоди й ефекту поляризації розподільної установки. Для проведення діагностики жили повинні бути повністю від'єднані з обох кінців від розподільного пристрою. У місці вимірювання залишають під'єднаною металеву оболонку/заземлення підстанції. На іншому кінці кабелю це під'єднання, якщо можна, треба від'єднати від розподільної установки, щоб уникнути впливу перешкод на результати вимірювання. Відповідно до фізичних законів на змішаних кабелях у результаті діагностики можлива інформація лише про кабель із просоченою паперовою ізоляцією. Зрозуміло, кабельна лінія, здебільшого, має складатися з кабелю із просоченою паперовою ізоляцією, а частка PE/VPE-кабелів повинна становити, максимум, 20% усієї довжини кабелів. Часто це трапляється при ремонті окремих ділянок і вводів на підстанціях. Підготовчі роботи такі ж, як для кабелів із просоченою паперовою ізоляцією.

Діагностика часткових розрядів (ЧР)

Для такої діагностики кабелі повинні бути від'єднані й розряджені. За наявності елегазових установок перемикання треба заздалегідь підготувати вимірювальні адаптери. Для точної локалізації місць ушкодження ЧР особливо важливі точні схеми кабельних ліній і муфт. Характеристики часткових розрядів залежать від типу, розміру й місця розташування дефекту, ізоляційного матеріалу, прикладеної напруги, температури кабелю, і змінюються із часом. Ушкодження внаслідок ЧР залежать від певних факторів і можуть змінюватися в діапазоні від незначних до небезпечних, що призводить до відмов у термін від найближчих днів до декількох років.


Визначення технічного стану систем заземлення.

Призначення заземлення

Заземлюючі пристрої (ЗП) являють собою об’єднання заземлюючого провідника і заземлювачів, які з’єднують електроустановки, електричні прилади та машини з землею. ЗУ сприяє створенню надійних з’єднань для того, щоб відводити напругу з елементів, постійно перебувають під високою напругою. Причинами цього можуть служити:

  • потужні удари блискавкою;

  • виникнення вторинної індукції, викликаної струмоведучими частинами, які розташовані дуже близько;

  • винос потенціалу за межі зовнішнього огородження будівлі або електроустановки.

В кам’яновугільних шахтах, у річках і водоймах, а також інших рукотворних або природних об’єктах, які мають схожі властивості, роль землі виконується водою або грунтом.



Види ЗУ

У ролі заземлюючих пристроїв можуть бути використані об’єкти як штучного, так і природного походження. Перші з них представлені:

  • сталевими обрізками труб і рейок;

  • металевими тросами і ланцюгами;

  • довгими сталевими прутами (діаметр – 1 см);

  • сталевими смугами або кутовою сталлю довжиною не менше 2 метрів;

  • сталевими трубами діаметром від 3 див.

Варто зауважити, що опір заземлюючих пристроїв можна визначити, тільки провівши контрольні заміри. Якщо природний елемент покаже прийнятний показник значення R, то додаткові конструкції не знадобляться. Природні об’єкти представлені:

  • оболонками свинцевого кабелю;

  • підземними трубами житлових приміщень, які з’єднуються з землею;

  • залізобетонним фундаментом, якщо навколо вологий грунт (суглинок або глина);

  • підземними трубами (винятком є тільки теплотраси і ті, по яких транспортують горючі матеріали).



Принцип дії ЗП

Ключовий принцип роботи заземлення полягає в тому, щоб знижувати потенціал напруги точки, яка стикається з струмопровідними частинами, до того моменту, поки це не стане безпечно для людей. Коли небезпечна напруга попадає на поверхню устаткування, потенціал заземлювача, який розташований найближче до нулю, повинен бути перенесений в цю саму точку, що створює безпечні та комфортні умови для роботи. Після закінчення часу автоматичний пристрій, що захищає від витоків електрики, спрацьовує. Лінія живлячої напруги деактивується, усуваючи аварійну ситуацію.

Процес виготовлення заземлюючих пристроїв вимагає дотримання особливих умов, які забезпечать надійність і контакт частинок ґрунту з металевими поверхнями. Підвищити електропровідність можна, зануривши в грунт металеву конструкцію заземлення, а навколо неї створити зону максимальної питомої провідності. Домогтися підвищення цієї провідності можна безпосереднім хімічним впливом на землю, наприклад за допомогою солі.

Всі перераховані вище методи здатні забезпечити надійне рух електрики в грунт по заземленого основи захисних конструкцій. Крім того що забезпечується умисне злиття корпусу електричного обладнання з заземленим механізмом, представлений вище метод може бути використаний в критичних ситуаціях замикання фази на грунт.



Додаткові функції заземлення

Заземлюючі пристрої дуже часто використовуються в якості грозоотводов, захищаючи будови від ударів блискавки. У разі якщо неподалік розташована ще одна електрична установка з потужністю не більш як 1 кВт, то заземлюючу систему можна використовувати загальну. Таке рішення допомагає значно знизити матеріальні витрати на будівництво інших заземлень.

У такій ситуації нормальним буде опір розтікання струму з найменшим значенням. Обчислити його можна, використовуючи значення мінімального опору для кожної електроустановки, які поміщені в один заземлювач. Брати при цьому потрібно мінімальне значення.

Робоче заземлення – що це?

При виготовленні робочих заземлень з заземлюючими пристроями з’єднуються точки електричних ланцюгів. Робоче заземлення споруджується з допомогою спеціальних пристроїв, таких як розрядник, пробивний запобіжник або резистор.



Правила пристрої ЗУ в приватних будинках

Людей, що живуть в заміських будинках, часто турбує питання, чи обов’язково встановлювати в своєму житлі заземлюючі пристрої. ПУЕ (правила улаштування електроустановок) допоможуть отримати відповідь на нього. Цей документ містить інформацію про захисною мірою, яка вважається обов’язковою. Виготовлення заземлювальної конструкції в приватних будинках значно простіше, ніж в багатоквартирних міських будівлях.

Для встановлення заземлення на заміській ділянці потрібно вибрати таке місце, яке знаходиться недалеко від будинку, і розмістити пристрій з подальшим підведенням мідної шини. В умовах міста це зробити практично неможливо. Будівельні нормативи не передбачають надійних заземлювачів біля будинку.

У такому випадку потрібно користуватися заземленням, яке знаходиться на живлять підстанціях на достатній відстані від житлових будівель.

Ремонт

Якщо використовувати ЗУ протягом тривалого часу, окремі вузли конструкції з металу можуть бути уражені корозією, а її електричні параметри – частково відхилитися від номінальних показників. Це відбувається тому, що руйнується захисне покриття ЗУ, на який чинить негативний вплив ґрунтова сіль, тягне за собою корозійні руйнування металу.

В несправному стані механізм стає непридатним до використання, не сприяючи зниженню небезпечного потенціалу конструкції з причини того, що уражені іржею місця можуть чинити істотний опір. Паралельно з цим може бути знижена витік струму в грунт, внаслідок якої контур заземлення поступово втрачає свої захисні властивості.

Будь-якому фахівцеві в такому разі потрібно повідомити, що механізм повинен піддатися капітального ремонту, в процесі якого будуть замінені на нові деталі всі його уражені частини. Можливий і такий результат, згідно з яким зруйновані елементи і місця зварювання відновлять без їх попередньої заміни. Для цього потрібно виконання наступних операцій:

 

  • очистити всі металеві частини заземлення від виявлених слідів іржі за допомогою хімічного втручання або наждачного паперу;

  • ці ж зачищені місця знежирити розчинником, призначеним спеціально для таких цілей;

  • після того як розчинник висохне, поверхню металу покрити шаром грунтовки ГФ-18;

  • почекати, поки грунтовка просохне, і пофарбувати підготовлену поверхню чорною емаллю з метою подальшого захисту.



Технічна перевірка систем заземлення

Для того щоб контролювати поточний стан механізму, необхідно час від часу перевіряти його конструкцію і те, чи відповідають характеристики встановленим вимогам до заземлюючим пристроїв. Процедура перевірки повинна включати в себе наступні дії:

  • візуально оглянути відкриті ділянки механізму;

  • ретельно обстежити контакти між окремими частинами контурного заземлення;

  • виміряти активний опір;

  • вибірково обстежити частини, які розміщені в землі, розкрити грунт в цих місцях.

При виникненні необхідності під час проведення випробувань фахівці можуть виміряти параметри розподіляє заземлюючого ланцюга і напруга дотику. Комплект повинен обов’язково містити технічний паспорт заземлюючого пристрою з інформацією про дату початку експлуатації ЗУ, його робочу схему та інформацію з поточним станом системи.

Контрольовані параметри ЗУ

Надійна робота всього механізму залежить від того, який загальний опір чинить ланцюжок заземлення. Воно, у свою чергу, утворюється за рахунок з’єднувальних шин і самої конструкції заземлювача. Зменшення значення даної величини тягне за собою безпечну експлуатацію приладів і обладнання, для яких покладено захист. Процес облаштування заземлюючих контурів проводиться методом підбору відповідних форм конструкцій, тим самим штучно збільшується територія взаємодії ключових елементів з грунтом. Також проводиться вимірювання заземлюючих пристроїв.

Такого ж результату можна досягти, спеціально підвищивши відсоток вмісту солі в землі, які володіють безпосереднім контактом з металевою частиною заземлювача. Зазначений метод буде знижувати опір стікання електрики в грунт, що збільшить рівень надійності функціонування контуру механізму.

Для того щоб контролювати значення всіх показників, потрібно організувати техобслуговування заземлювальної системи, провести випробування заземлюючих пристроїв. Вони припускають наявність обов’язкового вимірювання зазначених параметрів. Якщо виявлені суттєві відхилення від приписів ПУЕ, необхідно провести огляд заземлюючого пристрою, полагодити його, а потім перевірити опір заземлення вдруге.



Особливість роботи заземлення

Як підсумок усього перерахованого вище, можна з повною впевненістю говорити про наступні особливості у всій роботі механізму заземлення. Щоб підвищити ефективність і рівень захисту від електричних поразок у сполучних ланцюгах, потрібно обов’язково використовувати заземлювальний пристрій. Воно здатне реагувати навіть на мінімальну витік струму на ґрунт, використовуючи тіло людини в якості провідника.
скачати

© Усі права захищені
написати до нас