К ВОПРОСУ О ТЕХНИЧЕСКОМ ОСВИДЕТЕЛЬСТВОВАНИИ КРУПНЫХ силовых ТРАНСФОРМАТОРОВ И АВТОТРАНСФОРМАТОРОВ     ЛЬВОВ М.Ю., доктор технических наук ЧЕРЕЗОВ А.В., Минэнерго РФ

В предыдущем издании ПТЭ [2] требование по техническому освидетельствованию электрооборудования отсутствовало, а естественно, что также отсутствовало и требование проводить техническое освидетельствование силовых трансформаторов и автотрансформаторов. Также отметим, что с выходом данного требования ПТЭ не появился отраслевой (руководящий) документ, конкретизирующий данную процедуру, как для электрооборудова­ния в целом, так и для силовых трансформаторов и автотрансформаторов. Необходимо подчеркнуть, что отсутствие единого руководящего или методического документа, конкретизирующего и детализирующего процедуру технического освидетельствования силовых трансформаторов и автотранс­форматоров привело к тому, что каждая энергокомпания стала самостоятельно трактовать выполнение данного требования. К настоящему времени в энергокомпаниях, как правило, существуют собственные локальные доку­менты, совершенно различные как по конкретизации целей и задач, так и по непосредственному проведению и оформлению результатов, которые регламентируют данную процедуру. При этом анализ таких документов по­казывает существенное различие в подходах к решению данного вопроса. Следует также отметить, что с увеличением сроков службы эксплуатируемого оборудования и с учетом общего старения парка силовых трансформаторов и автотрансформаторов в России актуальность рассматриваемого во­проса возрастает. Вопросы принятия решений о возможности и целесообразности дальнейшей эксплуатации конкретных силовых трансформаторов и автотрансформаторов с длительными сроками службы или необходимость их вывода из работы и замены становятся все актуальнее для руководства энергообъектов и энергокомпаний. Очевидно, что процедура технического освидетельствования должна быть направлена на обеспечение решения данных вопросов. В данной статье рассматриваются методологические аспекты проблемы технического освидетельствования крупных силовых трансформаторов и автотрансформаторов напряжением 110 кВ и выше (далее силовые транс­форматоры). Анализ существующих требований ПТЭ в части технического освидетельствования применительно к силовым трансформаторам позволяет выделить следующие основные вопросы: ■   назначение сроков проведения технического освидетельствования; ■   необходимость регламентации проведения процедуры технического освидетельствования; ■   необходимость получения заключения и выводов по результатам проведения технического освидетельствования; Рассмотрим методологические аспекты отдельно для каждого поставленного выше вопроса. НАЗНАЧЕНИЕ СРОКОВ ПРОВЕДЕНИЯ ТЕХНИЧЕСКОГО ОСВИДЕТЕЛЬСТВОВАНИЯ Как указано выше, требования ПТЭ по данному вопросу предусматривают проведение технического освидетельствование электрооборудования, по истечении установленного нормативно-технической документацией срока службы, причем при проведении каждого освидетельствования в зависимости от состояния оборудования намечается срок проведения последующего освидетельствования. В этой связи укажем, что в настоящее время в России соответствующими ГОСТами установлены следующие сроки службы силовых трансформаторов, а именно: ■  для силовых трансформаторов, разработанных до 1 января 2008 года, установлен срок службы не менее 25 лет (ГОСТ 11677-85 [3]); ■  для силовых трансформаторов, разработанных после 1 января 2008 года, установлен срок службы не менее 30 лет (ГОСТ Р 52719-2007 [4]). При этом ГОСТ Р 53480-2009 [5] определено базовое понятие - срок службы: Продолжительность эксплуатации изделия или ее возобновления после капитального ремонта до наступления предельного состояния; Таким образом, следует констатировать, что формально (и фактически) срок первичного технического освидетельствования силовых трансформаторов должен составлять 25 или 30 лет (в зависимости от срока его разработки в соответствии с требованиями действующих стандартов) с начала эксплуатации. При этом последующий срок технического освидетельствования, как указано выше, должен намечаться в зависимости от состояния оборудования. Очевидно, что оценка состояния силового трансформатора должна являться одним из выводов, входящих в заключение по результатам проведения технического освидетельствования, в связи с чем, аспекты данного вопроса будут рассмотрены далее. При этом отметим, что так же в соответствии с ГОСТ Р 53480-2009 [5], различают следующие основные состояния оборудования: ■   Работоспособное состояние: Состояние изделия, при котором оно способно выполнять требуемую функцию при условии, что предоставлены необходимые внешние ресурсы; ■   Неработоспособное состояние: Состояние изделия, при котором оно неспособно выполнить требуемую функцию по любой причине; ■   Предельное состояние: Состояние изделия, при котором его дальнейшая эксплуатация недопустима или нецелесообразна по причинам опасности, экономическим или экологическим. РЕГЛАМЕНТАЦИЯ ПРОВЕДЕНИЯ ПРОЦЕДУРЫ ТЕХНИЧЕСКОГО ОСВИДЕТЕЛЬСТВОВАНИЯ В соответствии с общими требованиями ПТЭ техническое освидетельствование должно производиться комиссией энергообъекта возглавляемой техническим руководителем энергообъекта или его заместителем с участием специалистов специализированных организаций и органов государственного контроля и надзора. При этом так же указывается, что в объем периодического технического освидетельствования на основании действующих нормативно-технических документов должны быть включены: наружный и внутренний осмотр, проверка технической документации, испытания на соответствие условиям безопасности оборудования. Таким образом, применительно к силовым трансформаторам, помимо проверки необходимой документации на каждую единицу оборудования, процедура технического освидетельствования должна заключаться в анализе результатов внешнего и внутреннего осмотра и результатов профилактических испытаний. Дополнительно отметим, что в соответствии с требованиями п. 5.3.25 ПТЭ [1] осмотры трансформаторов без отключения производятся в сроки, устанавливаемые техническим руководителем энергообъекта в зависимости от их назначения, места установки и технического состояния. В отношении возможности анализа данных внутреннего осмотра трансформатора, очевидно, что они могут быть получены только при его выводе в ремонт со вскрытием и сливом трансформаторного масла. При этом отметим, что в соответствии с 5.3.26 ПТЭ [1] ремонт трансформаторов (капитальный, текущий) и их составных частей выполняется по мере необходимости в зависимости от их технического состояния, определяемого измерениями, испытаниями и внешним осмотром, а в соответствии с п. 5.3.27 ПТЭ [1] профилактические испытания должны проводится в соответствии с объемом и нормами испытаний электрооборудования и заводскими инструкциями. В этой связи следует отметить, что благодаря достаточно высокой эффективности системы эксплуатационного, диагностического и ремонтного обслуживания силовых трансформаторов уже в 90-х годах прошлого столетия в отношении силовых трансформаторов раньше, чем по другим видам энергетического оборудования, начала реализовываться концепция перехода от нормативно-календарного планирования ремонтов к их проведению «по состоянию», т.е. в зависимости от фактического технического состояния. Оценка технического состояния силовых трансформаторов в эксплуатации ведется по комплексу контролируемых показателей и их нормативам. Основным документом, регламентирующим перечень испытаний силовых трансформаторов и их высоковольтных вводов при вводе в работу и в процессе эксплуатации, предельно-допустимые значения контролируемых показателей и периодичность контроля, является РД «Объем и нормы испытаний электрооборудования» [6]. С выходом в 1998 г. шестого издания РД «Объем и нормы испытаний электрооборудования» [6] для силовых трансформаторов существенно расширен перечень контролируемых параметров. В дополнение к ранее норми­рованным традиционным показателям оценки состояния силовых трансформаторов введены новые. К ним относятся: хроматографический анализ газов, растворенных в трансформаторном масле; контроль содержания фура- новых соединений в масле; измерение степени полимеризации; контроль содержания антиокислительной присадки ионол; тепловизионный контроль и ряд др. Также, к концу 90-х годов прошлого столетия, была в значительной мере сформирована система нормативно- технических документов (НТД) в части методических указаний и методик, применительно к оценке состояния силовых трансформаторов в эксплуатации и продолжалось ее развитие. При этом к 2007 году с выходом ряда новых нормативно-технических документов, утвержденных РАО «ЕЭС России», существующая и действующая в настоящее время система нормативно-технических документов позволяет эксплуатационным предприятиям в части силовых трансформаторов в полной мере обеспечивать выполнение действующих требований РД «Объем и нормы испытаний электрооборудования» [6]. При этом следует отметить, что основная суть заложенной идеологии в действующем РД «Объем и нормы испытаний электрооборудования» [6] заключается в том, что выход значений параметров за установленные границы (предельные значения) следует рассматривать как признак наличия повреждений (дефектов), которые могут привести к отказу оборудования. В этом плане, фактически единственное отличие от принятой идеологии в РД «Объем и нормы испытаний электрооборудования» для силовых трансформаторов имеет применением метода хроматографического анализа газов, растворенных в трансформаторном масле (ХАРГ), так как нормативно устанавливаются только граничные значения концентраций газов, достижение которых свидетельствует лишь о возможности развития дефектов в трансформаторе. Такие трансформаторы берутся под контроль с учащенным отбором проб масла и проведением ХАРГ. Таким образом, в части регламентации проведения процедуры технического освидетельствования силовых трансформаторов следует отметить, что наряду с результатами внешнего осмотра и имеющимися данными вну­треннего осмотра (в случае проведения ремонтов трансформатора со вскрытием и сливом масла) базовой процедурой является анализ результатов профилактических испытаний, выполненных в полном объеме в соответствии с требованиями РД «Объем и нормы испытаний электрооборудования» [6]. При этом, поскольку, как указано выше, в настоящее время действующая система нормативно-технических документов позволяет эксплуатационным предприятиям в части силовых трансформаторов в полной мере обеспечивать выполнение действующих требований РД «Объем и нормы испытаний электрооборудования» [6], обязательное привлечение специализированных организаций к проведению технического освидетельствова­ния силовых трансформаторов в своей основе становиться не очевидным (а зачастую и не оправданным). ЗАКЛЮЧЕНИЯ И ВЫВОДЫ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ПРОВЕДЕНИЯ ТЕХНИЧЕСКОГО ОСВИДЕТЕЛЬСТВОВАНИЯ Как указывалось выше, в соответствии с требованиями ПТЭ [1] указывается, что задачами технического освидетельствования являются оценка состояния, а также определение мер, необходимых для обеспечения установ­ленного ресурса энергоустановки. Также указывается, что при проведении каждого освидетельствования в зависимости от состояния оборудования намечается срок проведения последующего освидетельствования В этой связи, представляется очевидным, что применительно к силовым трансформаторам одним из обязательных заключений на основании комплексного анализа результатов осмотров и профилактических испытаний должен быть сделан вывод о нахождении трансформатора в работоспособном или не работоспособном состоянии. Также по результатам выявленных отклонений (в случае их наличия) от установленных требований РД «Объем и нормы испытаний электрооборудования» [6] должна быть дана детализация по состоянию соответствующих составных частей, узлов и комплектующих элементов с указанием необходимых мероприятий. Относительно указанного выше общего требования ПТЭ, касающегося необходимости определения мер, необходимых для обеспечения установленного ресурса энергоустановки, применительно к силовым трансформа­торам рассмотрим более подробно. В соответствии с ГОСТ Р 53480-2009 [5] понятие ресурс определяется как суммарная наработка изделия в течение срока службы. Выше в данной статье было указано, что в соответствии с данным ГОСТом понятие срок службы определяется как продолжительность эксплуатации изделия или ее возобновления после капитального ремонта до наступления предельного состояния. При этом понятие предельное состояние определено как состояние изделия, при котором его дальнейшая эксплуатация недопустима или нецелесообразна по причинам опасности, экономическим или экологическим. Отметим также, что применительно к электротехническому оборудованию в разделе 1 «Общие положения» РД «Объем и нормы испытаний электрооборудования» [6] дается определение понятия ресурс - наработка элек­трооборудования от начала эксплуатации или ее возобновления после ремонта до перехода в состояние, при котором дальнейшая эксплуатация недопустима или нецелесообразна. Очевидно, что данное определение пол­ностью укладывается в идеологию действующего ГОСТа Р 53480-2009 [5]. Как известно, в Российской Федерации, как и ранее в СССР, также как и в мировой практике, производителями трансформаторов не устанавливается и не назначается ресурс. Также отсутствуют нормативные методики определения или назначения ресурса силовых трансформаторов в процессе эксплуатации.   В этой связи следует отметить принципиальное отличие по данному вопросу между силовыми трансформаторами, а так же и в целом по электротехническому оборудованию, по сравнению с тепломеханическим энергетическим оборудованием. Для тепломеханического оборудования заводами-изготовителями назначается ресурс - суммарная наработка, при достижении которой эксплуатация объекта должна быть прекращена независимо от его технического состо­яния. Дальнейшая эксплуатация возможна только после проведения восстановительных работ и назначения нового ресурса. Выделяется несколько этапов эксплуатации тепломеханического оборудования [7]: ■   эксплуатация с момента установки до выработки проектного ресурса; ■  эксплуатация от проектного до паркового ресурса; ■   продление срока эксплуатации оборудования сверх паркового до индивидуального ресурса; ■   продление срока эксплуатации сверх индивидуального ресурса. Продление срока эксплуатации сверх проектного ресурса осуществлялось директивным порядком для всего парка оборудования, однако последующее увеличение срока службы требует уже более точного прогноза. Парковый ресурс - наработка однотипных по конструкции, материалам и условиям эксплуатации элементов тепломеханического оборудования, позволяющая обеспечить их безаварийную работу при соблюдении стандартных требований к контролю металла, эксплуатации и ремонту энергоустановок. Индивидуальный ресурс - это ресурс конкретного объекта, определенный с учетом фактических свойств металла, геометрических размеров и условий эксплуатации. Понятия «парковый» и «индивидуальный ресурс» применяются в основном в отношении оборудования, функционирующего при повышенной температуре в условиях ползучести металла. Ресурс, как правило, назначается для элементов оборудования, работающего при температуре 450°С и выше, т.е. в условиях протекания в металле процессов ползучести и активных структурных превращений, приводящих к неминуемому достижению предельного состояния металла, потере оборудованием работоспособного состояния. Под назначенный ресурс конструктор оборудования подбирает типоразмер деталей, материал и условия их эксплуатации. Ресурс оборудования можно рассчитать и спрогнозировать. Также отметим, что для тепломеханического оборудования тепловых электростанций отдельно назначается ресурс для высокотемпературных элементов и срок службы для остальных деталей. Ресурс энергоустановки ТЭС в целом принято приравнивать к ресурсу турбины, т.к. ее замена или замена ее наиболее дорогостоящих деталей (роторов, корпусов цилиндров) приводит к резкому росту единовременных за­трат [8]. В свое время, было принято решение приравнивать ресурс энергоблока к ресурсу паровой турбины, а ее ресурс, в свою очередь, к ресурсу высокотемпературных роторов.  Считается, что замена этой наиболее ответственной и дорогостоящей детали турбины и блока делает нерентабельным и нецелесообразным продолжение срока эксплуатации остальных узлов и деталей. При этом другие высокотемпературные элементы котлов, турбин и паропроводов могут иметь свой парковый ресурс, не совпадающий с парковым ресурсом энергоблока. В случае более раннего исчерпания этими элементами своего ресурса должна производиться их замена, а эксплуатация блока будет продолжена. Еще раз подчеркнем, что понятие парковый ресурс относится только к высокотемпературным элементам тепломеханического оборудования ТЭС. В соответствии с действующими требованиями, ответственность за организацию процедуры продления ресурса установленного энергетического оборудования возлагается на руководителя эксплуатирующей организации. К техническому диагностированию ответственных элементов оборудования должна привлекаться специализированная или квалифицированная экспертная организация. По результатам технического диагностирования с учетом оценки целесообразности дальнейшей эксплуатации решение о продлении индивидуального ресурса оборудования принимает владелец оборудования. Федеральный орган исполнительной власти, уполномоченный в области промышленной безопасности, утверждает заключение специализированной или экспертной организации, если объект относится к оборудованию, работающему под избыточным давлением, либо при температуре более 115°С. Применительно к современным условиям наиболее актуализированная процедура продления ресурса описана в стандарте организации, разработанным РАО «ЕЭС России» в 2007 г. [9]. Как уже отмечалось выше, производителями трансформаторов не устанавливается и не назначается ресурс. Также отсутствуют нормативные (или имеющие какое-либо достаточное обоснование или проработку) методики определения или назначения ресурса (остаточного ресурса) силовых трансформаторов в процессе эксплуатации. При этом очевидно, что при проведении процедуры технического освидетельствования силовых трансформаторов бессмысленно требовать от комиссий или привлекаемых экспертных организаций давать оценку ресурса силового трансформатора. Также неверно требовать от организации, эксплуатирующей силовые трансформаторы, и экспертных организаций, проводящих техническое диагностирование, рассчитывать или обосновывать остаточный ресурс силового трансформатора, т.к. для этих целей корректно рассчитать остаточный ресурс элементов и узлов силового трансформатора нельзя. Отметим еще один момент. Как известно, в Российской Федерации более половины парка силовых трансформаторов напряжением 110 кВ и выше эксплуатируются более 25 лет. При этом, как известно, сложившаяся практика в СССР, а далее в России по оценке износа силовых трансформаторов исходит из наступления полного износа в 25 лет. В этой подчеркнем, что исходя из общепринятых определений, под понятием износ понимается потеря имуществом стоимости с течением времени под воздействием различных факторов. Именно этот период является сроком, в течение которого начисляются амортизационные расходы на данный вид оборудования. В методологическом плане необходимо подчеркнуть, что понятие износ не имеет непосредственной связи с ресурсом оборудования, а значение износа не позволяет классифицировать оборудование по видам его техниче­ского состояния, а именно: работоспособное, неработоспособное и предельное состояние. В отношении зарубежного опыта по длительности эксплуатации силовых трансформаторов, приведем два примера из материалов СИГРЭ, опубликованных в последние годы [10, 11]. Данные сроков службы силовых трансформаторов напряжением 110-380 кВ, эксплуатируемых в одной из энергокомпаний Германии (общее количество 399 шт.), свидетельствуют, что более 60% парка эксплуатируемых трансформаторов имеют срок службы более 25 лет, при этом значительное количество трансформаторов (17%) имеет срок службы более 40 лет. В электрических сетях Французской компании RTE, эксплуатирующей порядка 1200 трансформаторов напряжением 63-400 кВ, средний срок службы составляет 27 лет, в том числе 40 % трансформаторов имеют срок службы более 30 лет. При этом порядка 5 % трансформаторов имеют срок службы более 50 лет. С учетом рассмотренного выше, очевидно встает вопрос, а что же тогда может и должно являться результатом технического освидетельствования силового трансформатора, кроме указанного ранее необходимости вывода о нахождении трансформатора в работоспособном или не работоспособном состоянии, на основании комплексного анализа результатов осмотров и профилактических испытаний, а также отражения результатов выявленных отклонений (в случае их наличия) от установленных требований РД «Объем и нормы испытаний электрооборудования» с указанием необходимых мероприятий и назначения следующего срока проведения процедуры технического освидетельствования в соответствии с требованиями ПТЭ. В этой связи вернемся к определению (приведено выше) понятия предельное состояние в соответствии с действующим ГОСТ Р 53480-2009 [5]: Состояние изделия, при котором его дальнейшая эксплуатация недопустима или нецелесообразна по причинам опасности, экономическим или экологическим. При этом в соответствии с указанным выше ГОСТ Р 53480-2009 [5] определено также следующее базовое понятие Критерий предельного состояния - Признаки предельного состояния, по которым принимают решение о его наступлении. В РД «Объем и нормы испытаний электрооборудования» [6] приводятся предельно допустимые значения параметров, которые может иметь работоспособное оборудование, при этом указывается, что выход значений пара­метров за установленные границы (предельные значения) следует рассматривать как признак наличия повреждений (дефектов). Однако, в настоящее время нормативно не установлены критерии предельного состояния силовых трансформаторов (также, как и по другим видам электротехнического оборудования). Вместе с тем, к настоящему времени разработана и подтверждена многолетним опытом эксплуатации научно обоснованная методология оценки предельного состояния силовых трансформаторов напряжением 110 кВ и выше. Предельное состояние должно определяться по показателю износа витковой изоляции, выявлению опасной деформации обмоток, вызванной большими токами сквозных коротких замыканий и дополнительно выявлением опасного загрязнения обмоток металлосодержащими коллоидными частицами (медь, железо), образующихся в результате взаимодействия масла с конструкционными материалами. Основные показатели и критерии предельного состояния силовых трансформаторов и автотрансформаторов напряжением 110 кВ и выше: ■   износ витковой изоляции. В соответствии с требованиями РД «Объем и нормы испытаний электрооборудования» [6] ресурс бумажной изоляции обмоток считается исчерпанным при снижении степени полимеризации бумаги до 250 единиц; ■   опасная деформация обмоток, вызванная большими токами сквозных коротких замыканий. В соответствии с требованиями РД «Объем и нормы испытаний электрооборудования» [6] значения сопротивления короткого за­мыкания трансформатора, измеренные в процессе эксплуатации и при капитальном ремонте, не должны превышать исходные более чем на 3%; Дополнительно в качестве критерия предельного состояния следует рассматривать опасное загрязнение обмоток металлосодержащими коллоидными частицами (медь, железо), образующихся в результате взаимодействия масла с конструкционными материалами (медью обмоток, железом бака, сердечника и др.). Содержание меди и железа не должно превосходить 3 % по массе. Следует отметить, что в настоящее время данный показатель не нормируется требованиями РД «Объем и нормы испытаний электрооборудования» [6]. Следует подчеркнуть, что выход любого из указанных показателей за установленное предельно-допустимое значение является достаточным для рассмотрения вопроса и принятия решения о необходимости и целесообраз­ности замены силового трансформатора. Следует отметить, что опыт эксплуатации показывает, что сердечники силовых трансформаторов повреждаются в процессе работы относительно редко. Вероятными их дефектами являются: ослабление прессовки, замыкание между листами стали, приводящие к возрастанию потерь и локальному повышенному нагреву. При этом эти дефекты выявляются, как правило, изменением потерь холостого хода, возрастанием шума и повышенным содержанием растворенных в масле газов. Хотя достижение предельного состояния сердечника трансформатора явление достаточно редкое, необходимо подчеркнуть, что признание состояния сердечника «предельным» всегда означает и предельное состояние силового трансформатора в целом, т.е. необходимость его замены. При этом накопленный опыт эксплуатации, показывает, как указано выше, что состояние обмотки является основным критерием общей оценки состояния силовых трансформаторов и автотрансформаторов как предельного. Комиссия, проводящая техническое освидетельствование, в обязательном порядке должна дать заключение относительно предельного состояния силового трансформатора и в случае признания трансформатора «пре­дельным» указать на необходимость (целесообразность) его замены. При привлечении специализированной организации к выполнению работ по техническому диагностированию и выдачи заключения о состоянии обследуемого оборудования, необходимо также выполнение оценки предельного состояния с выдачей конкретного заключения. Данное заключение должно быть рассмотрено комиссией на предмет достаточности обоснования заключения о переходе или не переходе силового трансформатора в предельное состояние. При этом, при необходимости дополнительных испытаний или измерений, должен быть назначен срок проведения внеочередного технического освидетельствования. Таким образом, наличие вывода о переходе или не переходе силового трансформатора в предельное состояние должно являться обязательной составной частью заключения и выводов по результатам проведения технического освидетельствования. ЛИТЕРАТУРА 1.    Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации. РД 34.20.501-95. М.: СПО ОРГРЭС, 2003. 2.    Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации. РД 34.20.501-95. М.: СПО ОРГРЭС, 1996. 3.    ГОСТ 11677-85. Трансформаторы силовые. Общие технические условия. М.: Издательство стандартов, 1986. 4.   ГОСТ Р 52719-2007. Трансформаторы силовые. Общие технические условия. М.: Стандартинформ, 2007. 5.    ГОСТ Р 53480-2009. Надежность в технике. Термины и определения. М.: Стандартинформ, 2010. 6.    Объем и нормы испытаний электрооборудования. РД 34.45-51.300-97. М.: Энас, 1998. 7.    Резинских В.Ф. Еще раз о ресурсе энергооборудования. Надежность и безопасность энергетики, № 4, 2009. 8.   Резинских В.Ф. Продление ресурса ТЭС: скрытые проблемы. Энергорынок, 2004, № 10(11). 9.    СТО 17330282.27.100.001 - 2007. Стандарт организации ОАО РАО «ЕЭС России»: Тепловые электрические станции. Методики оценки состояния основного оборудования. М.: ОАО РАО «ЕЭС России», 2007. 10.   Алексеев Б.А. Оптимизация профилактического обслуживания оборудования BH (по материалам СИГРЭ). Энергоэксперт, 2010, № 2. 11.   Алексеев Б.А. Трансформаторы на сессии СИГРЭ-2008. Энергоэксперт, 2008, № 5.

  ©  TRANSFORMаторы 2004—2010