Описание главное электрической схемы.

На ТЭЦ –400МВт предполагается установить четыре генератора типа ТВФ – 100 – 2. Два генератор типа ТВФ – 100 – 2 подключены по схеме блока генератор – трансформатор к сборным шинам 110 кВ, и два генератора присоединены к двум секциям ГРУ 10,5 кВ. Связь станции с системой осуществляется, на напряжение 110 кВ, двумя воздушными линиями. С шин ГРУ через групповые сдвоенные реакторы получают питание кабельные линии. В качестве топлива используют пылеуголь.

На стороне 10,5 кВ (ГРУ) принята схема с одной системой сборных шин и секционным выключателем, и секционным реактором. Схема сохраняет все достоинства схем с одиночной системой шин, кроме того, авария на сборных шинах приводит к отключению только одного источника и половины потребителей, а вторая секция и все её присоединения остаются в работе.

Достоинства: схема проста, наглядна, экономична, достаточно высокая надежность.

Недостатки: при повреждении и последующем ремонте одной секции

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

ответственные потребители, нормально питаются с обеих секций, остаются без резерва, а потребители, нерезервированные по сети, отключаются на все время ремонта. В этом случае источник питания, подключенный к ремонтной секции, отключается на все время ремонта.

На стороне 110 кВ принята схема две рабочие системы сборных шин с обходной. В этой схеме обе системы шин находятся в работе, при соответствующем фиксировании распределении всех присоединений. Такое распределение присоединений увеличивает надёжность схемы, так как при КЗ на шинах отключается шиносоединительный выключатель, и только половина присоединений. Если повреждения на шинах устойчивое, отключившиеся присоединения переводят на исправную систему шин. Схема с двумя

системами шин позволяет производить ремонт одной системы шин, сохраняя в

работе все присоединения. В этой схеме можно использовать шиносоединительный выключатель для замены выключателя любого соединения.

Достоинства: Схема является гибкой и достаточно надёжной.

Недостатки: Отказ одного выключателя при аварии приводит к отключению всех источников питания и линий, присоединённых к данной системе шин, а если в работе находится одна система шин, отключаются все присоединения. Повреждения шино-соединительный выключателей равноценно КЗ на обоих системах шин, т. е. приводит к отключению всех присоединений. Происходит большое количество операций разъединителями при выводе в ревизию и ремонт выключателей усложняет эксплуатацию РУ. Необходимость установки шиносоединительных выключателей и большого количества разъединителей увеличивает затраты на сооружение РУ.

На стороне 35 кВ применяется такая же схема, как и на стороне 10,5(ГРУ) и все её достоинства и недостатки присутствуют здесь.

Так же на схеме предусмотрен пускорезервный трансформатор собственных нужд. Он получает питания от шин высшего напряжения

(110 кВ). Подключён он к резервным шинам собственных нужд. Для обеспечения резервирования питания основных шин собственных нужд на проектируемом объекте.

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

1.4.Выбор секционных реакторов.

I_ном > 0,7 · I_номG;

4000А> 0,7 · 6475 А; 4000А > 4532,5А

где I_ном – номинальный ток реактора, А;

I_номG – номинальный ток генератора, А.

Выбираем реактор типа РБДГ-10-4000-0,18

 

1.5.Расчет токов короткого замыкания.

Составляем расчетную схему ТЭЦ-400 МВт с указанием параметров всех элементов:

Составляем расчетную схему ТЭЦ-400 МВт с указанием параметров всех элементов:

Рисунок 1.2. Расчетная схема ТЭЦ – 400 МВт.

Выписываем данные.

Система:

Sном с=5800 МВ•А Uс = 110 кВ Xс=0,9 Ом/км

Линии связи:

n = 2 L = 115 км Худ = 0,4 Ом/км

Трансформаторы Т1, Т2:

Sном= 125 МВ•А Uк%=10,5 %

 

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

Трансформатор Т3, Т4:

Sном = 63 МВА U_к%ВС=10,5% U_{к%ВН =}18% U_{к% СН}=7%

Реактор:

I_ном = 4000 кА Х_р = 0,18

Генераторы G₁,G₂ ,G₄,G₅:

S_ном= 117,5 МВ•А х^”_d = 0,183

Составляем схему замещения ТЭЦ – 400 МВт.

Принимаем Sб=1000 МВА

 

Рисунок 1.3. Схема замещения ТЭЦ – 400 МВт.

 

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

Определяем сопротивление генераторов G1, G2, G3, G4:

 

Определяю сопротивление секционного реактора LR1:

 

 

 

 

Определяю сопротивление трансформаторов Т1 и Т2:

Определяю сопротивление трансформаторов Т3 и Т4:

 

 

Определяю сопротивление линий электропередач:

 

Определяю сопротивление системы:

 

 

Упрощаем схему замещения:

 

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

Рисунок 1.4. Упрощенная схема замещения ТЭЦ – 400 МВт.

 

Упрощаем схему замещения:

 

 

 

 

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

 

Рисунок 1.5. Упрощенная схема замещения ТЭЦ – 400 МВт.

 

Упрощаем схему замещения:

 

 

 

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

 

Рисунок 1.6. Упрощенная схема замещения ТЭЦ – 400 МВт

Упрощаем схему замещения:

Рисунок 1.7.Итоговая схема замещения ТЭЦ-400 Мвт.

Определяем токи короткого замыкания.

Начальное значение периодической составляющей:

Значение токов по ветвям:,

Изм.Изм.

ЛистЛист

№ докум.№ докум.

ПодписьПодпись

ДатаДата

ЛистЛист

Суммарный ток:

Определяем ударный ток.

Значение К_у выбираем из таблицы 3.8,стр.150

Суммарный ток:

Предполагаем к установке выключатель типа МГУ-20-90/9500 с собственным временем отключения равным 0,15 с.

Определим расчетное время:

Определяем периодическую составляющую тока КЗ в момент времени τ.

Периодическая составляющая тока К.З. от энергосистемы рассчитывалась как поступающая в место К.З. от шин неизменного напряжения через эквивалентное результирующее сопротивление Х₁₉.Поэтому она может быть принята неизменной во времени и равной:

Определяем номинальный ток для ветви генераторов G1,G2,G3,G4.

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

Отношение начального значения периодического значения тока кз от генераторов в точке к1 к номинальном току.

С помощью типовых кривых определяем затухание периодической составляющей тока К.З., стр.152 [3].

Суммарный ток:

Определяем апериодическую составляющую.

Суммарный ток:

Результаты заносим в таблицу №1.3

 

 

Таблица 1.3

Источник	Iп0 (кА)	iу(кА)	(кА)	(кА)
Система+G1+G2+G3	36,31	94,71	3,55	36,31
G4	40,08		38,5	27,25
Сумма	76,39	206,31	42,05	63,56

 

 

1.6.Выбор сдвоенных реакторов для отходящих линий 6,10 кВ.

Определяем наибольший ток нормального режима по максимальной нагрузке одной линии потребителей, присоединенных к ветвям реакторов:

Imax 1кл= Рнагр.maх / (√3•n•Uср•cosϕнагр), А

Предполагаем к каждой ветви присоединить 3 потребительских линий по

Imax 1кл=945,06 А.

Определяем наибольший ток нормального режима одной ветви реактора:

I_{в норм.}= 3 · I_{mas 1кл}, А

I_{в норм} = 3 •945,06 = 2835,18 А

Определяем наибольший ток в послеаварийном или ремонтном режиме при отключении одной из потребительских линий, присоединенных к ветви реактора:

I_{в max} = I_{в норм} • n/(n-1), А

Принимаем к установке 2 сдвоенных реактора типа РБСДГ – 10 – 2 х 2500 – 0,14У3

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

1.7 Выбор электрооборудования.

Выбор электрооборудования в цепи генератора присоединенного к ГРУ 10,5кВ.

Для выбора электрических аппаратов, токо

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

ведущих частей в заданных цепях необходимо определить величины расчетных токов продолжительного режима:

I_норм – наибольший ток нормального режима;

I_max – наибольший ток ремонтного или послеаварийного режима.

Выбор выключателей и разъединителей.

Принимаем выключатель типа МГУ-20-90/9500У3,

разъединитель типа РВР- 20/8000У3

 

Таблица 1.4

№ п/п	Расчетные данные	Каталожные данные
Выключатель типа МГУ-20-90/9500У3	Разъединитель типа РВР- 20/8000У3
1.   2.   3.   4.   5.   6.   7.	Uуст =10,5кВ   Imax =6800,86,7А   Iпτ =27,25кА   iаτ =38,5кА   Iп0 =40,08кА   iу = 112кА   Вк = 6722,8кА2·с	Uном =20кВ   Iном = 9500А   Iоткл.ном =90кА   iа ном =25,45 кА   Iдин = 105кА   iдин = 300кА   I 2тер·tтер =30276 кА2·с	Uном =20кВ   Iном =8000А   -   -   -   iдин = 320кА   I 2тер·tтер =62500кА2·с

Выключатель МГУ-20-90/9500У3 имеет ПС-31привод.

Для разъединителя принимаем привод типа ПЧ-50.

Сравнивая каталожные данные выбранных аппаратов с расчетными значениями видим, что выключатель МГУ-20-90/9500У3 и разъединитель РВР- 20/8000У3 удовлетворяют условиям термической и динамической стойкости.

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

Выбор трансформатора тока.

Выбираем трансформатор тока типа ТШВ-15 и заносим его данные в таблицу 1.5.

Таблица 1.5

Расчетные данные	Каталожные данные ТШВ-15
Uуст.= 10,5 кВ Imax= 6800,86 А iу = 112 кА Вк =6722 кА2·с r|2 = 1,192 Ом	Uном.= 15 кВ I1 ном = 8000 А; I2 ном = 5 А Не проверяются I2тер·tтер = 76800 кА2·с r2ном = 1,2 Ом

Нагрузка измерительной обмотки S_2ном = 30 В·А;

I²_{тер •} t_тер= (20 •8)² •3=76800 кА² • с

Проверяем трансформатор тока на термическую стойкость:

I²_тер·t_тер ≥ В_к; ТА удовлетворяет термической стойкости.

Проверяем ТА по вторичной нагрузке.

Для проверки допустимой нагрузке вторичной обмотки ТА составляем таблицу 1.6 подключаемых приборов с указанием потребляемой ими мощности.

 

Таблица 1.6

приборы	тип	нагрузка фаз Sприб. В·А
А	В	С
Ваттметр	Д-335	0,5	-	0,5
Варметр	Д-335	0,5	-	0,5
Счетчик активной/реактивной энергии	СЭТ-ЧТМ.02	0,3	0,3	0,3
Амперметр регистрирующий	H-393	-		-
Ваттметр регистрирующий	H-395		-
Ваттметр (щит турбины)	Д-335	0,5	-	0,5
Итого:		11,8	10,03	11,8

 

Определяем нагрузку S_приб.ТА наиболее загруженной фазы. S_приб. = 11,8 В·А

Находим общее сопротивление приборов наиболее загруженной фазы по формуле:

r_приб. = z_приб.= S_приб. / I²_2ном., Ом

r_приб. = z_приб.= 11,8/ 5² = 0,472 Ом

Определяем сопротивление вторичной обмотки ТА из выражения:

r_2ном = S_ном. / I²_2ном., Ом

r_2ном = 30 / 5² = 1,2 Ом

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

Определяем допустимое сопротивление соединительных проводов. Сопротивление соединительных проводов зависит от их длины и сечения. Сопротивление контактов r_к принимается равным 0,05 Ом при одном – трех приборах и 0,1 Ом при большем числе приборов.

r_пр.= z_2ном. - r_приб.- r_к; Ом

r_пр.= 1,2 – 0,472- 0,1 = 0,628 Ом

где: z_2ном = r_2ном - сопротивление вторичной обмотки ТА; Ом

r_приб - сопротивление приборов; Ом

r_к - сопротивление контактов; Ом

r_пр. – допустимое сопротивление соединительных проводов; Ом

Принимаем во вторичных цепях ТА контрольный кабель с ПВХ изоляцией, с Медными жилами.

Определяем сечение проводов по формуле:

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

q = ;

q = мм²

где: q – сечение провода, мм²

ρ – удельное сопротивление материала провода, (Ом·мм²)/ м [1] стр.374

r_пр. - допустимое сопротивление соединительных проводов; Ом

𝒍_расч. – ориентировочная длина соединительных проводов от трансформатора тока до приборов (в один конец), м [1] стр.375 и рис. 4.106 [1] стр.374.

Согласно ПУЭ по условию механической прочности во вторичных токовых цепях сечение медных проводов должно быть не менее 2,5 мм² (сечение алюминиевых проводов не менее 4 мм²), поэтому принимаем контрольный кабель КВВГ 4х2.5.

Определяем фактическую нагрузку на вторичной обмотке ТА:

r ^|_пр. = ρ·𝒍_расч. / q_станд. = 0,0175·60/1,67 = 0,62 Ом

r ^|₂ = r ^|_пр. + r_приб + r_к = 0,62+0,472+0,1 = 1,192 Омr_2ном> r ^|₂ ; 1,2> 1,19. При выполнении этого условия следует, что выбранный ТА проходит по вторичной нагрузке, т.е. выбран правильно.

Выбор трансформаторов напряжения.

В цепи генератора присоединенного к ГРУ принимаем к установке измерительный трансформатор напряжения типа НТМИ-10-66, данные которых заносим в таблицу №1.7

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

Таблица 1.7

Тип ТV	Класс напря-жения, кВ	Номинальное напряжение обмоток, В	Номинальная мощность, S2ном, В·А, в классе точности	Схема соедине-ния обмоток
первич-ной	основ-ной вторич-ной	дополни-тельной вторич-ной	0,2	0,5
НТМИ-10-66					-

Для определения мощности, потребляемой КИП, подключенными к выбранному ТV, составляем таблицу №1.8

Таблица 1.8

Прибор	Место установки КИП	Тип	Мощность одной обмотки, В·А	Количество обмоток	Количество приборов	Мощность, потребляемая приборами, Sприб, В·А
Ваттметр	Сборные шины	Д-335	1,5
Варметр	Д-335	1,5
Счётчик активной/реактивной энергии	СЭТ-ЧТМ.02	1,5			4,5
Ваттметр (регистрирующий)	Н-395
Вольтметр (регистрирующий)	H-393
Частотомер	Э-362
Вольтметр	Э-365
Итого:	47,5

 

Исходя из расчетов, имеем:

S_приб = 47,5 В·А < ΣS_2ном = 120 В·А в классе точности 0,5, необходимом для подключения расчетных счетчиков.

Условие проверки ТV по вторичной нагрузке выполнено. ТV выбран правильно.

Выбор ошиновки (жесткие шины).

Производим выбор сечения шин по допустимому току при максимальной нагрузке на шинах равной току наиболее мощного присоединения.

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

I_max= 6800,86 А

Принимаем по таблице П 3.4 или П 3.5 [1] шины коробчатые, сечением 3435 мм², алюминиевые 200х90х10х14 мм², I_{доп.ном.} = 7550 А

С учетом поправочного коэффициэнта на температуру К= 0,94 [3], П. 3.8 определяем:

Iд_оп = 7550 • 0.94 = 7097 А

При этом должно выполняться условие:

I_max ≤ I_доп. = 6800,86 А < 7550 А

Шины выбраны верно.

Проверка сборных шин на термическую стойкость.

где t_откл.= 4с для цепей генераторов мощностью 60 МВт и более (время действия релейной защиты.

Т_а – постоянная времени цепи КЗ (стр.191 [1])

Минимальное сечение шин по условию термической стойкости определяется по формуле:

где С – функция, значение которой приведены в табл. 3.14 стр. 192 [1]

901 < 3435

Шины термически стойки.

Проверка сборных шин на электродинамическую прочность.

Расчет проводим без учета колебательного процесса в механической конструкции, так как шины коробчатого профиля обладают большим моментом инерции. Принимаем, что швеллеры шин соединены жестко по всей длине сварным швом, тогда момент сопротивления Wу0-у0=422 см3.

σ _max= 2.2 • { (i²_уд • l²)/ a• W_у0-у0} • 10^-8, МПа = 2.2 • {(206310² • 2²)/0.8 • 422} • 10^-8 = 11,09 Мпа

где i_уд – суммарный ток на сборных шинах, А

σ_{ф max}– напряжение в материале шин от взаимодействия между фазами, Мпа Принято: l = 2м (длина пролета между изоляторами)

а = 0.8 м (расстояние между фазами)

σ_расч. = σ_{ф max} < σ_доп., где σ_доп.- допустимое напряжение материала, МПа шины механически прочны.

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

11,09 < 75 - Шины механически прочны.

Выбор изоляторов.

Выбор опорных изоляторов.

Выбираем опорные изоляторы типа ИО-10-3,75УЗ,разрушающая нагрузка на изгиб Fразр.=3,75кН; высота изолятора Низ.=120 мм (табл.5.7 справочник)

Проверяем изоляторы на механическую прочность. Определяем максимальную силу, действующую на изгиб (табл. 4.3 стр. 227) [1]:

F_и = 1.62 • {(i²_уд • l)/ a} • 10^-7 = 1.62 • {(206310² • 2/0.8} • 10^-7 = 17238,34 Н

 

где а = 0.8м – расстояние между фазами

l = 2м – длина пролета между опорными изоляторами шинной конструкции.

Поправка на высоту коробчатых шин:

k_h = Н/Н_из = (Низ + с + h/2) = (120+10+200/2)/120 = 1,37

Низ = 120-высота изолятора, мм

С,h- размеры шин коробчатого сечения, мм

Определяем силу, действую на изолятор:

F_расч = k_h* F_и, кН = 1,37 • 17238,34= 23,6 кН

<Fрасч, поэтому выбираем изоляторы ИОР-

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

10-42,5; Fразр= 42,5кН; Низ=230мм; Кh=(230+7+150/2)/230=1,35; Fдоп=0,6 Fразр=0,6 42,5=25,5кН; Fрасч=Kh Fи=1,35 17,25=23,26

Fрасч. =23,6< Fдоп=25,5 поэтому изоляторы приняты.

Выбор проходных изоляторов.

Выбираем проходной изолятор типа ИП-10/8000 [4].

U_ном = 10 кВ; I_ном = 8000 А> Imax=6800,86 А;Fразр.=42,5кН.

Проверяем изоляторы на механическую прочность:

F_расч = 0.5 F_и, кН = 0.5 • 17,23 =8,61к Н

F_доп = 0.6 F_разр, кН = 0.6 • 42,5 = 25,5 кН

F_расч. < F_доп.,поэтому изоляторы принимаются.

Выбор ОПН.

Выбираем ОПН – 10 – УХЛ1

Выбор оборудования по номинальным данным в виде таблицы перечня элементов

Выбор оборудования на стороне 110 кВ.

Определяем максимальный ток по формуле стр.213 [1].

По номинальному току выбираем выключатель ВМТ-110Б-20 и разъединитель РНД-110Б/1000У1 а так же трансформатор тока ТФЗМ-110-У1, данные заносим в таблицу 1.9

 

 

Таблица 1.9

Расчетные данные	Каталожные данные
Выключатель: ВМТ-110Б-20	Разъединитель: РНД-110Б/1000У1	Трансформатор тока: ТФЗМ-110-У1
=110кВ	=110кВ	=110 кВ	=110 кВ
=864,47 А		А	А; A
Привод:	Встроенный	ПДН-1У1	-

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

По установленному напряжению принимаем измерительный трансформатор напряжения НКФ-110-83У1 и данные заносим в таблицу 1.10.

Таблица 1.10

Расчетные данные	Каталожные данные НКФ-110-83У1
Uуст. = 10,5 кВ	Uном. = 10 кВ
Ктv =

3. Выбор ошиновки.

Выбор производим по допустимому току с учетом I_max = 864,42 А

Принимаем провод марки АС-500/27

I_доп.= 960 А

С учетом поправочного коэффициента на температуру 0,94

I_доп.= 902,4А

Выбор ОПН.

Выбираем ОПН – 110 – У1

Выбор оборудования на стороне 35 кВ.

По номинальному току выбираем выключатель ВВК-35Б-20 и разъединитель РВ-35/1000-У3, а так же трансформатор тока ТПОЛ-35, данные заносим в таблицу 1.11.

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

Таблица 1.11

Расчетные данные	Каталожные данные
Выключатель: ВВК-35Б-20	Разъединитель: РВ-35/1000-У3	Трансформатор тока: ТПОЛ-35
=35кВ	=35 кВ	=35 кВ	=35 кВ
=736,28 А		А	А
Привод:	Встроенный	ПР-3	-

 

По установленному напряжению принимаем измерительный трансформатор напряжения ЗНОМ-35-65У1 и данные заносим в таблицу 1.12.

Таблица 1.12

Расчетные данные	Каталожные данные ЗНОМ-35-65У1
Uуст. = 35 кВ	Uном. = 35 кВ Ктv = 35000/ ;100/ 100/3 В

Выбор ошиновки.

Выбор производим по допустимому току с учетом I_max = 777,18 А

Принимаем шины прямоугольного сечения алюминиевые шины 60х6

I_доп.= 870 А

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

Выбор ОПН.

Выбираем ОПН-35У1

Выбор оборудования на стороне 6,3 кВ.

По номинальному току выбираем выключатель ВЭМ-6-20 и данные заносим в таблицу1.13

Таблица 1.13

Расчетные данные	Выключатель: ВЭМ-6-20
= 6,3 (кВ)	= 6 (кВ)
= 1146,89 (А)	1250 (А)
Привод:	Встроенный

 

Выбор трансформатора тока

На напряжение 6,3 кВ выбираем трансформатор тока типа: ТПОЛ-10-У3 и его данные заносим в таблицу 1.14

Таблица 1.14

Расчетные данные	Каталожные данные: ТПОЛ-10-У3
= 6,3 (кВ)	= 10(кВ)
= 1146,89 (А)	= 1500 (А) = 5 (А)

 

Выбор трансформатора напряжения

На напряжение 6,3 кВ выбираем трансформатор напряжения типа: НОМ-6-77У4 и его данные заносим в таблицу 1.15

Таблица 1.15

Расчетные данные	Каталожные данные: НОМ-6-77У4
=6,3 (кВ)	= 10 (кВ)
(В)

 

В системе собственных нужд на напряжение 6,3 кВ предусматриваем ячейки и шкафы КРУ типа К-104. Данные заносим в таблицу 1.16

Таблицу 1.16

Параметры	К-104М
Номинальное напряжение Номинальный ток главных цепей Номинальный ток сборных шин Тип вакуумного выключателя Трансформатор тока	ВВЭ-М-10-20У3 ТОЛ-10-У3

 

Выбор ошиновки

Выбор производится по допускаемому току с учетом А

Выбираем прямоугольные алюминиевые шины размером 80

С учетом поправочного коэффициента 0,94

1320 А 1240 A > 1146,89 А

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

Выбор экранированных токопроводов.

Для связи генераторов с блочными трансформаторами предусматриваем экранированные токопроводы генераторного напряжения типа ГРТЕ-10-8550-250. Основные параметры заносим в таблицу 1.16.

 

Таблица 1.1

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

7

Параметры

Каталожные данные ГРТЕ-10-8550-250

Тип турбогенератора Номинальное напряжение, кВ: турбогенератора токопровода Номинальный ток, А: турбогенератора токопровода Электродинамическая стойкость, кА Токоведущая шина d x S, мм Кожух (экран) d x S, мм Междуфазное расстояние, мм Тип опорных изоляторов Шаг между изоляторами Тип трансформатора напряжения Тип встроенного трансформатора тока Предельная длина монтажного блока или секции, м Масса 1 метра одной фазы, кг

ТВФ-100-2   10,5   280х12 750х4 ОФР-20-375с 2500-3000 ЗОМ-1/6(10);ЗНОМ-6(10) ТШ-20-10000/5;

⇐ Предыдущая12

Поделиться:

Воспользуйтесь поиском по сайту: