ĆWICZENIE 5 WYTRZYMAŁOŚĆ ELEKTRYCZNA OLEJU

ĆWICZENIE 5 WYTRZYMAŁOŚĆ ELEKTRYCZNA OLEJU

ĆWICZENIE 5
WYTRZYMAŁOŚĆ ELEKTRYCZNA OLEJU IZOLACYJNEGO
5.1. WPRWADZENIE
5.1.1. Zastosowanie olejów izolacyjnych
W elektrotechnice znajdują szerokie zastosowanie oleje mineralne, które są jednym z
produktów destylacji ropy naftowej. Izolacyjne oleje mineralne zawieraj głównie węglowodory
nasycone i należą do ciekłych dielektryków niepolarnych. Temperatura ich pracy nie przekracza
95°C, a stała dielektryczna wynosi niewiele ponad 2. Powyżej temperatury 140°C oleje mineralne
obficie wydzielają palne gazy.
Coraz szerzej stosuje się również izolacyjne oleje syntetyczne, do których należą węglowodory
chlorowane i fluorowane oraz silikony. Są to ciecze polarne, charakteryzują się większą stałą
dielektryczną (ok. 5) oraz są bardziej odporne na wysokie temperatury niż oleje mineralne.
Dobre właściwości fizykochemiczne i dielektryczne olejów izolacyjnych pozwalają na
szerokie ich stosowanie w urządzeniach wysokonapięciowych, w których mogą pełnić następujące
funkcje :
a)
elementu izolacyjnego, ze względu na znaczną wytrzymałość elektryczną,
b)
czynnika poprawiającego wytrzymałość izolacji stałej uwarstwionej poprzez nasycenie jej
olejem,
c)
czynnika chroniącego izolację stałą przed dostępem wilgoci i powietrza,
d)
czynnika chłodzącego,
e)
czynnika ułatwiającego gaszenie łuku elektrycznego.
Ze wzglądu na tak szeroki zakres zadań produkuje się oleje różniące się znacznie swoimi
właściwościami i przeznaczone do pracy w konkretnych urządzeniach, takich jak transformatory,
kable, kondensatory, wyłączniki. I tak np. oleje przeznaczone do kabli masowych muszą
charakteryzować się dużą lepkością ograniczającą ściekanie oleju. W przypadku kondensatorów
pożądana jest z kolei wysoka stała dielektryczna.
5.1.2. Wytrzymałość elektryczna olejów izolacyjnych
Wytrzymałość elektryczna oleju mineralnego zależy od stopnia oczyszczenia, odgazowania i
wysuszenia. Rozróżniamy następujące mechanizmy przebicia oleju: elektryczny, jonizacyjny,
mostkowy.
Mechanizm elektryczny przebicia obserwuje się w olejach starannie oczyszczonych i
odgazowanych. W silnym polu elektrycznym występuje mechanizm jonizacyjny w samej cieczy.
Duże znaczenie przypisuje się też emisji elektronów z katody. Mechanizm elektryczny
charakteryzuje się bardzo wielką wytrzymałością, która dla kilkumilimetrowych odstępów w polu
jednostajnym sięga ok. 800 kV/cm.
W olejach izolacyjnych słabo odgazowanych występuje mechanizm jonizacyjny w
pęcherzykach gazowych. Silnie zjonizowany pęcherzyk gazowy ma właściwości zbliżone do
przewodzącego ostrza i wzmacnia pole elektryczne. Dalszy rozwój kanału wyładowania między
elektrodami może odbywać się bądź przez wydłużanie pęcherzyka gazowego wskutek rozkładu
oleju, bądź przez jonizację oleju pod wpływem silnego pola elektrycznego panującego przed
końcami zjonizowanego pęcherzyka.
Mechanizm mostkowy obserwuje się w oleju zawierajęcym wilgoć i zanieczyszczenia stałe.
Włókna zanieczyszczeń mają tendencje do ustawiania się w linii największych natężeń pola
elektrycznego. Przy dostatecznie długim czasie przyłożenia napięcia powstaje mostek
zanieczyszczeń obniżający radykalnie wytrzymałość układu. Tworzenie się mostka zanieczyszczeń
zależy też od rozkładu pola elektrycznego. W polu niejednostajnym występują ruchy wirowe oleju,
które utrudniają tworzenie się długich mostków łączących obie elektrody.
Szczególnie silne obniżenie wytrzymałości oleju daje kombinacja zanieczyszczeń stałych i
wilgoci. Jest to spowodowane dużą higroskopijnością zanieczyszczeń i wzrostem ich przenikalności
dielektrycznej po zawilgoceniu. Wilgotne włókna zanieczyszczeń są wciągane łatwiej w obszar
dużego natężenia pola elektrycznego. Charakterystyka (a) na rys. 5.1 wskazuje, że przy
zawilgoceniu rzędu 0,1% wytrzymałość oleju może obniżyć się do kilkunastu procent wartości
wyjściowej. Bez zanieczyszczeń wpływ wilgoci jest znacznie słabszy - charakterystyka (b) na rys.
5.1.
kV
kV
1,0
Up
Up0
b
0,8
0,6
0,4
a
0,2
w
0
0,001
0,01
0,1 %
Rys. 5.1. Wpływ wilgoci na wytrzymałość Up oleju źle oczyszczonego (a) oraz dobrze
oczyszczonego (b), Upo - wytrzymałość suchego oleju
Suchy olej wchłania wilgoć z otaczającego powietrza. Rozpuszczalność wody w oleju
zależy od temperatury i dla 20°C wynosi ok. 0,007%. Jeżeli ilość wody w oleju jest zawarta w
granicach od 0,007% do 0,1%, wtedy tworzy się emulsja, gdy powyżej 0,1% - woda wytrąca się i
opada na dno zbiornika z olejem.
Utworzenie mostka zanieczyszczeń wymaga długiego czasu, więc wytrzymałość elektryczna
oleju cechuje silna zależność od czasu działania napięcia. Na rys. 5.2 przedstawiono przykład
charakterystyki napięciowo-czasowej oleju mineralnego.
kV
kV
5
Up
Up1
4
3
2
1
0
t
10-6
10-4
10-2
1
102 s
Rys. 5.2. Wpływ czasu działania napięcia na wytrzymałość elektryczną Up oleju, Up1 wytrzymałość 1-minutowa oleju
Proces tworzenia się mostka zanieczyszczeń można utrudnić poprzez stosowanie barier z
materiałów izolacyjnych stałych, np. preszpanu lub papieru bakelizowanego. Szczególnie przydatne
są bariery w przypadku pola niejednostajnego. Rys. 5.3. wskazuje na ponad 2,5-krotny wzrost
wytrzymałości układu ostrze-płyta w wyniku zastosowania przegrody z preszpanu.
Najkorzystniejszym jest umieszczenie przegrody w pobliżu elektrody ostrzowej, tj. w odległości
15÷25% całkowitego odstępu międzyelektrodowego. W polu zbliżonym do jednostajnego
obserwuje się mniejszy wpływ przegród niż dla pól niejednostajnych. Omówiona rola przegród
izolacyjnych daje się zauważyć tylko przy cienkich przegrodach, które nie powodują zasadniczych
zmian rozkładu pola elektrycznego. Przy przegrodach grubych, porównywalnych z grubością
warstwy oleju, powstaje układ uwarstwiony i na rozkład pola wpływa przenikalność elektryczna
oleju i materiału przegrody. Efekty stosowania takich przegród są różne od pokazanych na rys. 5.3.
2
kV Up
kV Up0
3,0
a
a = 5cm
2,5
a = 10cm
b
2,5
2,0
1,5
1,0
0
b
a
0,25
0,5
0,75
1,0
Rys. 5.3. Wpływ położenia przegrody na wytrzymałość elektryczną Up układu, wytrzymałość
elektryczna układu bez przegrody Upo
5.1.3. Badania techniczne olejów izolacyjnych
Olej przeznaczony do pracy w urządzeniach wysokonapięciowych musi odznaczać się
właściwościami fizykochemicznymi odpowiednimi do roli, którą spełnia. Do najczęściej
spotykanych zastosowań należy olej do transformatorów i aparatury łączeniowej, którego parametry
określa norma [5]. W celu wszechstronnego sprawdzenia nowego oleju transformatorowego
wykonuje się badania następujących jego właściwości:
a)
wygląd i zawartość stałych ciał obcych,
b)
zawartość wody [6, 7],
c)
napięcie przebicia [8],
d)
rezystywność [9],
e)
współczynnik strat dielektrycznych [9],
f)
lepkość kinetyczna [10],
g)
temperatura zapłonu [11],
h)
temperatura płynięcia [12],
i)
gęstość w temperaturze 20oC [13],
j)
pozostałość po spopieleniu (< 0,005%) [14],
k)
całkowita liczba kwasowa (mg KOH/g < 0,03) [15],
l)
zawartość siarki aktywnej (brak) [16],
m)
stabilność gazowa w polu elektrycznym (mm3/mm < 5) [17],
n)
odporność na utlenianie [18].
Podczas eksploatacji właściwości oleju mogą ulegać pogorszeniu. Zjawisko to nazywa się
starzeniem oleju. Prędkość starzenia oleju zależy od takich czynników jak: dostęp tlenu,
zawilgocenie, temperatura, natężenie pola elektrycznego, obecność katalizatorów przyspieszających
starzenie (ołów, miedź, żelazo).
Dla oceny stopnia zestarzenia oleju oraz wnioskowania o jego przydatności do dalszej pracy
przeprowadza się badania techniczne próbek oleju pobranych podczas eksploatacji z takich
urządzeń jak transformatory, wyłączniki, przekładniki. Zasady pobierania próbek i sposób ich
przechowywania jest określony w normie [19]. Wyniki kolejnych badań okresowych oleju
nanoszone na karty pracy danego urządzenia pozwalają ocenić stan izolacji urządzenia, a
przekroczenie dopuszczalnych cech [20, 2l] prowadzi do decyzji o wymianie oleju.
Zakres analizy oleju określają normy przedmiotowe dla poszczególnych urządzeń [22], np.
dla transformatorów o mocy do 1,6 MVA wykonuje próbę skróconą polegającą na sprawdzeniu
parametrów podanych wyżej w punktach: a, b, c, d. Natomiast w przypadku oleju pobranego z
transformatorów o mocy do 100 MVA i napięciu znamionowym do 220 kV wykonuje się badania
według punktów: a, b, c, d, e, g, k.
3
5.2. PRZEBIEG ĆWICZENIA
5.2.1. Badania oleju
Dla próbek oleju o różnym stopniu zestarzenia przeprowadzić badania w zakresie
przewidzianym dla oleju z transformatorów o mocy do 1,6 MVA.
5.2.1.1. Pomiar wytrzymałości elektrycznej oleju
Według normy [8] badania wytrzymałości elektrycznej olejów izolacyjnych przeprowadza
się w układzie elektrod kulowych przy odstępie międzyelektrodowym równym 2,5 ± 0,05 mm.
Elektrody są fragmentami kul (czaszami) o średnicy 5O mm umieszczonymi w naczyniu
porcelanowym. Przed badaniem iskiernik oraz naczynie powinno być umyte benzenem i
wysuszone. Po napełnieniu naczynia olejem należy je odstawić na 10 min i dopiero przystąpić do
pomiarów.
Pomiar napięcia przebicia oleju przeprowadza się w układzie wg rys. 5.4. Układ regulacyjny
TR powinien zapewnić ciągłą regulację napięcia z prędkością 2 kV/s ± 20% i mieć moc większą niż
75% mocy transformatora probierczego TP. Transformator TP pracuje w układzie symetrycznym i
daje napięcie ok. 60 - 80 kV. Pomiar napięcia odbywa się za pomocą woltomierza V z dokładnością
5%. Wyłącznik samoczynny WZ wyłącza układ w czasie t ≤ 0,01 s od chwili przebicia oleju. Prąd
zwarcia na zaciskach wysokonapięciowych transformatora TP jest zawarty w granicach 20-50 mA
dla napięć powyżej 15 kV. Współczynnik szczytu napięcia probierczego doprowadzonego do
badanej próbki OB powinien wynosić 2 ±5%.
WZ
TR
TP
R
W
220V~
OB
V
Rys. 5.4. Schemat układu do pomiaru wytrzymałości oleju
Napięcie przebicia Up próbki oleju przyjmuje się jako średnią arytmetyczną z 6 pomiarów.
Po każdym przebiciu olej należy zamieszać i odczekać 5 min. przed następnym pomiarem. Należy
również obliczyć względne odchylenie standardowe v jako
v=
s
⋅ 100
Up
(5.1)
w którym s oznacza średnie odchylenie standardowe równe
Σ (U p − U pi )
n
s=
2
i =1
n −1
(5.2)
a n jest liczbą pomiarów.
Jeżeli względne odchylenie standardowe v przekracza 20%, należy powtórzyć pomiary. W
przypadku kolejnego uzyskania wartości v > 20%, wynik badania oleju należy uznać za negatywny.
Badania wytrzymałości oleju winny odbywać się przy temperaturze 15÷35oC i wilgotności
względnej powietrza 45÷75%.
4
5.2.1.2. Pomiar rezystywności
Zgodnie z normą [9] pomiary rezystywności oleju przeprowadza się w kondensatorach dwu,
a najlepiej trójelektrodowych. Zaleca się wykonanie elektrod ze stali kwasoodpornej, a przekładek
izolacyjnych - z kwarcu lub szkła borokrzemowego. Kondensator pomiarowy powinien być łatwo
rozbieralny, dawać możliwości dokładnego umycia wszystkich elementów oraz zapewniać kontrolę
temperatury elektrody wewnętrznej. Jest wymagany 1 lub 2 mm odstęp między elektrodami, a
rezystancja przekładki izolacyjnej powinna być, co najmniej stokrotnie większa od rezystancji
badanej cieczy.
Przed pomiarami kondensator powinien być rozłożony i dokładnie umyty. Używane
rozpuszczalniki muszą usuwać resztki dielektryku z poprzednich pomiarów, nie maga zawierać
rozkładających się składników i powinny należeć da grupy oznaczonej jako czyste do analizy. W
celu usunięcia rozpuszczalników poszczególne części kondensatora należy umyć w wodzie
destylowanej i wysuszyć. Jeżeli kondensator służy do powtarzających się pomiarów cieczy tego
samego rodzaju, można go, począwszy od drugiego pomiaru, wymyć przez dwu- lub trzykrotne
płukanie badaną cieczą.
Temperatura pomiaru rezystywności jest określona przez normy przedmiotowe i np. dla
oleju transformatorowego wynosi 50 i 90°C. Pomiar należy wykonać w chwili, gdy temperatura
elektrody wewnętrznej różni się od wymaganej nie więcej niż o 1°C.
Przed napełnieniem kondensator należy nagrzać w termostacie do temperatury o 5°C
wyższej od temperatury pomiarowej. Następnie należy kondensator wypłukać nagrzanym do tej
samej temperatury badanym olejem, po czym napełnić i umieścić w termostacie. Pomiar rezystancji
powinien być wykonany w czasie 10-20 min po napełnieniu.
Do pomiarów mogą być stosowane dowolne metody, jeżeli zostaną spełnione wymagania
dotyczące dokładności pomiaru zestawione w tablicy 5.1 [23].
Tab1ica 5.1
Dopuszczalny uchyb graniczny pomiaru rezystancji oleju izolacyjnego
Wartość mierzonej rezystancji
Uchyb graniczny [%]
9
do 10 Ω
±5
9
13
od 10 Ω do 10 Ω
± 10
1013 Ω do 1015 Ω
± 20
15
powyżej 10 Ω
± 50
Jeżeli na wynik pomiaru rezystancji materiału mogą mieć wpływ zjawiska polaryzacji i
elektryzacji (tak może być w przypadku oleju), należy stosować wyłącznie metodę techniczną
pomiaru. Przepisy normalizacyjne [23] zalecają w zależności od zakresu mierzonej rezystancji
następujące metody pomiarowe:
- przy rezystancji poniżej 1013 Ω metodę techniczną z użyciem galwanometru,
- przy rezystancji powyżej 1013 Ω metodę techniczną z wykorzystaniem elektrometru.
Do pomiaru należy stosować źródło napięcia stałego o niestabilności nie większej niż 1%
przy prądzie 1 mA. Prąd pojemnościowy wskutek pulsacji nie może przekraczać 5% prądu
całkowitego. Natężenie pola w badanym dielektryku podczas pomiaru powinno wynosić
0,25 kV/mm, a odczyt należy wykonać po 1 min od chwili przyłożenia napięcia.
W każdej temperaturze należy wykonać 2 oznaczenia. Wyniki obu pomiarów nie mogą się
różnić między sobą więcej niż 35% większej wartości. W przeciwnym przypadku należy wykonać
dwa następne pomiary w dwóch kondensatorach pomiarowych. Za wynik pomiarów należy przyjąć
średnią geometryczną otrzymanych wyników.
Wartość rezystywności ρ, w Ωm, należy obliczyć ze wzoru:
ρ = 0,113 Cxp R
(5.3)
5
w którym R - wartość zmierzonej rezystancji [Ω], Cxp – pojemność kondensatora pomiarowego z
powietrzem jako dielektrykiem [pF].
5.2.1.3. Sposób wyznaczania zawartości stałych ciał obcych w oleju
W celu stwierdzenia obecności zawieszonych lub osadzonych na dnie cząstek obserwuje się
warstwę oleju o grubości 10 cm w następujących warunkach:
- na tle białej powierzchni
- na tle czarnej matowej powierzchni
- w świetle przechodzącym słonecznym lub silnym sztucznym.
W przypadkach wątpliwych rozcieńcza się 100 ml badanego oleju w szklanej kolbie taką samą
ilością benzyny wzorcowej [24], a następnie mieszaninę przesącza się przez sączek z bibuły i
przemywa benzenem [25]. Wizualnie stwierdzony brak osadu na sączku świadczy o nieobecności
stałych ciał obcych w badanej próbce oleju.
5.2.1.4. Oznaczenie zawartości wody w oleju
Oznaczenie zawartości wody w badanej próbce oleju polega na stwierdzeniu braku wody
metodą jakościową lub oznaczeniu ilościowym zawartości wody w oleju.
Metodę pierwszą - wykazania braku wody [6] stosuje się przy badaniu oleju z
transformatorów o mocy do 1,6 MVA. Metoda ta polega na stwierdzeniu, czy badany olej
ogrzewany do określonej temperatury nie pieni się i nie wydaje charakterystycznych trzasków.
Zgodnie z normą [6] przy jakościowym oznaczaniu wody w oleju niezbędne są następujące
przyrządy i materiały:
a)
łaźnia olejowa z przykrywką z otworem do umieszczania próbówki,
b)
próbówka o średnicy 15 mm i długości 150 mm, z korkiem, w którym znajduje się otwór do
umieszczenia termometru, korek powinien mieć rowek wzdłuż tworzącej stożka,
c)
termometr o skali do 200oC,
d)
trójnóg z siatką azbestową,
e)
palnik,
f)
olej mineralny do łaźni, o temperaturze zapłonu nie niższej niż 240oC.
Procedurę oznaczania zawartość wody metodą jakościową przeprowadza się następująco:
- czystą i suchą próbówkę napełnia się do wysokości 80-90 mm badanym olejem, a następnie
zamyka korkiem, w którym umieszczono współosiowo termometr, zbiornik termometru
powinien znajdować się w odległości 20-30 mm od dna próbówki,
- próbówkę z olejem wstawia się do łaźni olejowej, napełnionej do wysokości 80 mm olejem
ogrzanym do temperatury 175±5oC. Próbówkę z badanym olejem należy tak umieścić w łaźni,
aby poziom oleju w próbówce był o 10-20 mm wyższy od poziomu oleju w łaźni,
- obserwuje się zachowanie oleju w próbówce, gdy temperatura badanego oleju wzrasta w
zakresie od 100oC do 150oC.
Należy uznać, że olej zawiera wodę, jeżeli w czasie próby badana próbka pieniła się i były
słyszalne co najmniej dwa trzaski. Jeżeli badany olej tylko się pienił lub jeżeli nastąpił tylko jeden
trzask, oznaczanie należy powtórzyć. Przy powtórnym oznaczaniu wystąpienie pienienia się oleju i
jednego trzasku świadczy o obecności wody.
Drugą metodę – ilościową metodę Fischera [7] stosuje się dla transformatorów o mocy
większej od 1,6 MVA, zawartość wody (w [g/t]) w oleju transformatorowym wyznacza się
odpowiednimi metodami chemicznymi.
5.2.2. Wpływ przegrody izolacyjnej w oleju na wytrzymałość układu
Badania przeprowadzić w układzie pokazanym na rys. 5.5 przy zastosowaniu elektrod kulapłaszczyzna i ostrze- płaszczyzna. Najpierw pomierzyć napięcie przebicia bez przegrody dla
wybranej odległości a między elektrodami. Następnie umieścić między elektrodami przegrodę
izolacyjną i zwiększając stopniowo jej odległość b od elektrody o większym natężeniu pola
pomierzyć wytrzymałość układu. Wykonać wykresy Up = f(b) dla obu układów elektrod.
6
a
WZ
TR
TP
b
R
W
220V~
V
OB
Rys. 5.5. Schemat układu do badania wpływu przegrody na wytrzymałość o1ejowego układu
izolacyjnego
5.3. OCENA WYNIKÓW I WNIOSKI
Porównać uzyskane wyniki badań oleju z wymaganiami stawianymi olejom przygotowanym
do napełnienia transformatorów i wyłączników oraz wymaganiami dotyczącymi oleju
eksploatowanego w różnych urządzeniach.
Zaznajomić się z wzorami protokółów badania oleju.
Podać najkorzystniejsze warunki pracy układu izolacyjnego olejowego zawierającego
przegrodę.
5.4. PYTANIA KONTROLNE
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
8.
9.
Omówić rodzaje i własności olejów izolacyjnych stosowanych w technice wysokonapięciowej.
Rola oleju w izolacji urządzeń wysokonapięciowych.
Mechanizmy przebicia oleju.
Wpływ wody i zanieczyszczeń stałych na wytrzymałość oleju.
Wpływ przegród na wytrzymałość olejowego układu izolacyjnego.
Starzenie oleju.
Na czym polega badanie oleju mineralnego?
Pomiar wytrzymałości elektrycznej oleju.
Pomiar rezystywności oleju.
LITERATURA
1.
2.
3.
4.
5.
Flisowski Z.: Technika wysokich napięć. Warszawa: WNT, 1988
Gacek Z.: Wysokonapięciowa technika izolacyjna. Gliwice: Wyd. Pol. Śl., 1996
Siciński Z.: Badania materiałów elektroizolacyjnych. Warszawa: WNT, 1968
Szpor S. i in.: Technika wysokich napięć. Warszawa: PWN, 1988
PN–72/C–96058*. Przetwory naftowe. Olej elektroizolacyjny do transformatorów i aparatury
łączeniowej
6. PN–56/C–04085*. Przetwory naftowe. Jakościowe oznaczanie wody
7. PN–81/C–04959*. Oznaczanie zawartości wody metodą Karola Fischera w produktach
organicznych i nieorganicznych
8. PN–77/E–04408*. Materiały elektroizolacyjne ciekłe. Pomiary napięcia przebicia
9. PN–84/E–04409*. Materiały elektroizolacyjne ciekłe. Pomiary współczynnika strat
dielektrycznych, przenikalności elektrycznej względnej i rezystywności
10. PN–81/C–04011*. Oznaczanie lepkości kinematycznej i obliczanie lepkości dynamicznej
11. PN–75/C–04009*. Przetwory naftowe. Pomiar temperatury zapłonu w tyglu zamkniętym
metodą Martensa–Pensky’ego
12. PN–83/C–04117*. Przetwory naftowe. Oznaczanie temperatury płynięcia
7
13. PN–90/C–04004*. Ropa naftowa i przetwory naftowe. Oznaczanie gęstości
14. PN–82/C–04077*. Oznaczanie pozostałości po spopieleniu i popiołu siarczanowego
15. PN–85/C–04066*. Przetwory naftowe. Oznaczanie liczby kwasowej i zasadowej oraz
kwasowości metodą miareczkowania wobec wskaźników
16. PN–80/C–04074*. Przetwory naftowe. Wykrywanie siarki aktywnej w olejach
elektroizolacyjnych
17. PN–88/E–04418*. Materiały elektroizolacyjne ciekłe. Oznaczanie stabilności gazowej w polu
elektrycznym
18. PN–74/C–04151*. Przetwory naftowe. Badanie odporności na utlenianie olejów izolacyjnych
19. PN–87/E–04416*. Materiały elektroizolacyjne ciekłe. Sposoby pobierania próbek
20. Zarządzenie M.G.iE. z dn. 17.07.1987 w sprawie szczegółowych zasad eksploatacji sieci
elektroenergetycznych. MP nr 25/1987 poz. 200
21. Zarządzenie M.G.iE. z dn. 25.10.1969 w sprawie eksploatacji transformatorów. MP nr 47/1969
poz. 368
22. PN–83/E–06040*. Transformatory. Wymagania ogólne
23. PN–71/E–04405*. Materiały elektroizolacyjne stałe. Pomiary elektrycznej oporności
24. PN–57/C–96045*. Przetwory naftowe. Benzyna wzorcowa
25. PN–72/C–97002*. Produkty węglopochodne. Benzen
__________________________________________
* Dane aktualne w chwili druku. Sprawdzić aktualność norm przed stosowaniem.
8