Электроснабжение деревни Анисовка

Основные технические характеристики трансформаторов сведем в таблицу №4.

Основные технические данные трансформаторов 10\0,4 кВ     

Таблица №4

Электрический расчет воздушных линий 10 кВ

Обе ТП питаются от ГПП 110\10 кВ. Расстояние от ГПП до контрольной точки 1 составляет 25000 М, от контрольной точки 1 до ТП-1 (к.т. 2) составляет 150 М, от контрольной точки 1 до ТП-2 (к.т. 3) составляет 450 М.

Для участка линии 1-2, питание от которого получают 2 ТП, коэффициент одновременности Ко=0,85.

Мощности участков, протекающие по ним токи определим из выражений:

Рд= Ко Σ Рдi ;                 Рв= Ко Σ Рвi ;        Qд= Ко ΣQдi ;        Qв= Ко ΣQвi;

Sд=;       Sв=;       Iд= Sд/(·Uном);  Iв= Sв/(·Uном);

учтя, что Uном=10 кВ.

Выбор сечения проводов

Выбираем сечение проводов по экономической плотности тока jэк [5], с дальнейшей проверкой провода по допустимому нагреву:

Fрасч.= Iр.max / jэк ;   Iдоп ≥ Iр.

Участок линии 10 кВ № 0-1

Намечаем использовать неизолированный сталеалюминевый провод марки «АС». При времени использования максимальной нагрузки Tmax=1000 ч, экономическая плотность тока составляет jэк=1,3 А/мм2 [5]. Тогда:

Fрасч.=9,3/1,3=7,2 мм2,

однако по механической прочности в линиях выше 1000 В не допускается устанавливать провода ниже АС25, поэтому применим провод АС25.

Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву:

Iдоп=135 А ≥ Iр=7,2 А — выполняется.

Участок линии 10 кВ № 1-2

Намечаем использовать неизолированный сталеалюминевый провод марки «АС». При времени использования максимальной нагрузки Tmax=1000 ч, экономическая плотность тока составляет jэк=1,3 А/мм2. Тогда:

Fрасч.=9/1,3=6,9 мм2, однако по механической прочности в линиях выше 1000 В не допускается устанавливать провода ниже АС25, поэтому применим провод АС25.

Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву:

Iдоп=135 А ≥ Iр=6,9 А — выполняется.

Участок линии 10 кВ № 1-3

Намечаем использовать неизолированный сталеалюминевый провод марки «АС». При времени использования максимальной нагрузки Tmax=1000 ч, экономическая плотность тока составляет jэк=1,3 А/мм2. Тогда:

Fрасч.=5,1/1,3=3,9 мм2, однако по механической прочности в линиях выше 1000 В не допускается устанавливать провода ниже АС25, поэтому применим провод АС25.

Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву:

Iдоп=135 А ≥ Iр=3,9 А — выполняется.

Расчет основные технические характеристики проводов

Из справочных данных находим активное сопротивление 1 км провода АС25: ro=1,146 Ом/км.

Рассчитаем реактивное индуктивное сопротивление 1 км провода:

хо=0,145·lg(2·Dср/d) + 0,0157·μ

Dср=1500 мм — среднее геометрическое расстояние между проводами;

d=6,9 мм — диаметр провода;

μ≈1 — относительная магнитная проницаемость материла провода (для цветных металлов ≈1)

Поэтому

хо=0,145·lg(2·1500/6,9) + 0,0157·1=0,40 Ом/км.

Основные технические характеристики сталеалюминевых проводов сведем в таблицу №5.

Таблица №5

Расчет потерь напряжения на участках

Рассчитаем потери напряжения на участках в процентах.

Участок линии 10 кВ № 0-1:

ΔUд=== 5,7%;

ΔUв=== 5,7%.

Участок линии 10 кВ № 1-2:

ΔUд=== 0,02%;

ΔUв=== 0,03%.

Участок линии 10 кВ № 1-3:

ΔUд=== 0,05%;

ΔUв=== 0,02%.

Потери электрической энергии на участках

Участок линии 10 кВ № 0-1:

ΔW=3··rо·L· τ·10-3=3·9,32·1.146·4·(1580+1500)/2·10-3=47 кВт·ч/год.

Участок линии 10 кВ № 1-2:

ΔW=3··rо·L· τ·10-3=3·92·1.146·0,15·1500·10-3=62 кВт·ч/год.

Участок линии 10 кВ № 1-3:

ΔW=3··rо·L· τ·10-3=3·5,12·1.146·0,45·1580·10-3=635 кВт·ч/год.

Потери электрической энергии по всей линии:

ΔWл=47+62+635=744 кВт·ч/год.

Годовое потребление электроэнергии:

Wгод=Ррасч·Тmax=151*(1000+1000)/2=105700 кВт·ч/год.

Потери по всей линии от годового потребления электроэнергии в процентах составят:

ΔWл %= ΔWл/ Wгод·100=744/105700=0,7%.

Суммарные потребительские потери во всех ТП 10:

ΔWт=2067 кВт·ч/год.

Потери электроэнергии в потребительских трансформаторах:

ΔWт %= ΔWт/ Wгод·100=2067/105700·100=1,87%

Результаты расчетов сведем в таблицу №6.

Электрический расчет ВЛ 10кВ

Таблица №6

Электрический расчет линий напряжением 0,38 кВ

В наружных линиях 0,38 кВ выбор провода будем производить по экономической плотности тока, с дальнейшей проверкой провода по допустимому нагреву:

Fрасч.= Iр.max / jэк ;   Iдоп ≥ Iр.

Расчет ТП-1

Участок Л1:

Намечаем использовать неизолированный сталеалюминевый провод марки «АС». При времени использования максимальной нагрузки Tmax=1000 ч, экономическая плотность тока составляет jэк=1,3 А/мм2 [5]. Тогда:

Fрасч.=59/1,3=45,4 мм2.

Применим провод АС50.

Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву:

Iдоп=210 А ≥ Iр=59 А — выполняется.

Участок 1-2:

Fрасч.=27,4/1,3=21,1 мм2.

Применим провод АС25.

Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву:

Iдоп=135 А ≥ Iр=27,4 А — выполняется.

Участок 3-4:

Fрасч.=32,8/1,3=24,2 мм2.

Применим провод АС25.

Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву:

Iдоп=135 А ≥ Iр=27,4 А — выполняется.

Участок 5-6:

Fрасч.=32,8/1,3=24,2 мм2.

Применим провод АС25.

Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву:

Iдоп=135 А ≥ Iр=27,4 А — выполняется.

Участок Л2:

Намечаем использовать неизолированный сталеалюминевый провод марки «АС». При времени использования максимальной нагрузки Tmax=1000 ч, экономическая плотность тока составляет jэк=1,3 А/мм2 [5]. Тогда:

Fрасч.=60/1,3=46,2 мм2.

Применим провод АС50.

Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву:

Iдоп=210 А ≥ Iр=60 А — выполняется.

Участок 1-2:

Fрасч.=32,4/1,3=24,9 мм2.

Применим провод АС25.

Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву:

Iдоп=135 А ≥ Iр=32,4 А — выполняется.

Участок 3-4:

Fрасч.=32,8/1,3=24,2 мм2.

Применим провод АС25.

Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву:

Iдоп=135 А ≥ Iр=27,4 А — выполняется.

Участок 5-6:

Fрасч.=32,8/1,3=24,2 мм2.

Применим провод АС25.

Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву:

Iдоп=135 А ≥ Iр=27,4 А — выполняется.

Участок Л3:

Намечаем использовать неизолированный сталеалюминевый провод марки «АС». При времени использования максимальной нагрузки Tmax=1000 ч, экономическая плотность тока составляет jэк=1,3 А/мм2 [5]. Тогда:

Fрасч.=46/1,3=35,4 мм2.

Применим провод АС50.

Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву:

Iдоп=210 А ≥ Iр=60 А — выполняется.

Участок 1-2:

Fрасч.=18,1/1,3=13,9 мм2.

Применим провод АС16.

Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву:

Iдоп=111 А ≥ Iр=13,9 А — выполняется.

Участок 3-4:

Fрасч.=32,8/1,3=24,2 мм2.

Применим провод АС25.

Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву:

Iдоп=135 А ≥ Iр=27,4 А — выполняется.

Участок 5-6:

Fрасч.=14,3/1,3=11 мм2.

Применим провод АС16.

Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву:

Iдоп=111 А ≥ Iр=14,3 А — выполняется.

Участок Л4:

Намечаем использовать неизолированный сталеалюминевый провод марки «АС». При времени использования максимальной нагрузки Tmax=1000 ч, экономическая плотность тока составляет jэк=1,3 А/мм2 [5]. Тогда:

Fрасч.=57/1,3=43,8 мм2.

Применим провод АС50.

Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву:

Iдоп=210 А ≥ Iр=43,8 А — выполняется.

Участок 1-2:

Fрасч.=24,8/1,3=19 мм2.

Применим провод АС25.

Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву:

Iдоп=135 А ≥ Iр=24,8 А — выполняется.

Участок 3-4:

Fрасч.=32/1,3=24,6 мм2.

Применим провод АС25.

Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву:

Iдоп=135 А ≥ Iр=32 А — выполняется.

Fрасч.=32,8/1,3=24,2 мм2.

Применим провод АС25.

Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву:

Iдоп=135 А ≥ Iр=27,4 А — выполняется.

Основные технические характеристики проводов

Таблица №7

Расчет потерь напряжения на участках

Рассчитаем потери напряжения на участках в процентах.

Участок Л1:

ΔUд===7%;

ΔUв=== 10,7%.

Участок линии Л2:

ΔUд=== 6,9%;

ΔUв=== 10,8%.

Участок линии Л3:

ΔUд=== 4,9%;

ΔUв=== 7,4%.

Участок линии Л4:

ΔUд=== 7,5%;

ΔUв=== 9,4%.

Потери электрической энергии на участках

Участок линии Л1:

ΔW=3··rо·L· τ·10-3=3·592·0,592·0,6·1500·10-3=5564 кВт·ч/год.

Участок линии Л2:

ΔW=3··rо·L· τ·10-3=3·392·0,592·0,6·1500·10-3=2431 кВт·ч/год.

Участок линии Л3:

ΔW=3··rо·L· τ·10-3=3·462·0,592·0,55·1500·10-3=3100 кВт·ч/год.

Участок линии Л4:

ΔW=3··rо·L· τ·10-3=3·572·0,592·0,55·1500·10-3=4760 кВт·ч/год.

Потери электрической энергии по всей линии:

ΔWл=5564+2431+3100+4760=15855 кВт·ч/год.

Годового потребление электроэнергии :

Wгод=Ррасч·Тmax=36*(1000+1000)/2=25200 кВт·ч/год.

Потери по всей линии от годового потребления электроэнергии в процентах составят:

ΔWл %= ΔWл/ Wгод·100=15855/25200=0,6%.

Расчет ТП-2

Участок Л1:

Намечаем использовать неизолированный сталеалюминевый провод марки «АС». При времени использования максимальной нагрузки Tmax=700 ч, экономическая плотность тока составляет jэк=1,3 А/мм2 [5]. Тогда:

Fрасч.=138/1,3=106,2 мм2.

Применим провод АС120.

Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву:

Iдоп=390 А ≥ Iр=106,2 А — выполняется.

Участок 1-2:

Fрасч.=57,2/1,3=44 мм2.

Применим провод АС50.

Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву:

Iдоп=210 А ≥ Iр=44 А — выполняется.

Участок 3-4:

Fрасч.=86,6/1,3=66,6 мм2.

Применим провод АС95.

Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву:

Iдоп=330 А ≥ Iр=66,6 А — выполняется.

Основные технические характеристики проводов

Таблица №8

Расчет потерь напряжения на участках

Рассчитаем потери напряжения на участках в процентах.

Участок Л1:

ΔUд===3,8%;

ΔUв=== 1,8%.

Участок линии 1-2:

ΔUд=== 1,8%;

ΔUв=== 1,6%.

Участок линии 3-4:

ΔUд=== 0,9%;

ΔUв=== 0,8%.

Потери электрической энергии на участках

Участок линии Л1:

ΔW=3··rо·L· τ·10-3=3·1382·0,245·0,15·1500·10-3=3149 кВт·ч/год.

Участок линии 1-2:

ΔW=3··rо·L· τ·10-3=3·57,22·0,592·0,1·1500·10-3=872 кВт·ч/год.

Участок линии 3-4:

ΔW=3··rо·L· τ·10-3=3·86,62·0,299·0,05·1500·10-3=505 кВт·ч/год.

Потери электрической энергии по всей линии:

ΔWл=3149+872+505=4526кВт·ч/год.

Годового потребление электроэнергии:

Wгод=Ррасч·Тmax=71*(1000+1000)/2=49700 кВт·ч/год.

Потери по всей линии от годового потребления электроэнергии в процентах составят:

ΔWл %= ΔWл/ Wгод·100=4526/49700=0,09%.

Расчет токов короткого замыкания

Токи короткого замыкания необходимы для выбора оборудования, расчета и проверки защит, выбора устройств грозозащиты и заземления подстанции и т. п.

Составим исходную схему для расчета токов короткого замыкания:

Схема замещения электропередачи для расчета токов короткого замыкания:

Для приведения сопротивлений к базисным условиям воспользуемся системой именованных единиц, приведя все сопротивления к базисному напряжению Uб=0,4 кВ. Тогда сопротивления схемы замещения, приведенные к базисным условиям:

Сопротивление системы:

Хсб ===1,33·10-3 Ом;

Сопротивление трансформатора:

Rт.б=ΔРк.з/Sт.ном·/Sт.ном=2270/1·105·4002/1·105=14,2·10-3 Ом;

Хтб=uр %/100· /Sт.ном=4,27/100·4002/1·105=26,7·10-3 Ом;

Сопротивление линии:

rб=ro·L·(Uб/Uс.ном)2;        хб=хo·L·(Uб/Uс.ном)2, тогда

Л1:                       rб=2,45·10-3 Ом;  хб=3,49·10-3 Ом.

Л11-2:                   rб=5,98·10-3 Ом;  хб=7,14·10-3 Ом.

Л11-3:                   rб=8,97·10-3 Ом;  хб=10,7·10-3 Ом.

Л13-4:                   rб=29,6·10-3 Ом;  хб=19·10-3 Ом.

Л13-5:                                rб=29,6·10-3 Ом;  хб=19·10-3 Ом.

Участок 0-1:        rб=45,8·10-3 Ом;  хб=16·10-3 Ом.

Участок 1-2:        rб=0,28·10-3 Ом;  хб=0,1·10-3 Ом.

Участок 1-3:        rб=0,8·10-3 Ом;    хб=0,3·10-3 Ом.

Результирующие сопротивления до точек короткого замыкания:

К1:    RΣ=0 Ом;                      XΣ=1,33·10-3 Ом.

К2:    RΣ=45,8·10-3+0,28·10-3=46,08·10-3 Ом; XΣ=1,33·10-3+16·10-3+0,1·10-3= 17,

43·10-3 Ом.

К3:    RΣ=61,08·10-3 Ом;                 XΣ=44,43·10-3 Ом.

К4:    RΣ=69,51·10-3 Ом;                 XΣ=55,06·10-3 Ом.

К5:    RΣ=93,13·10-3 Ом;        XΣ=66,92·10-3 Ом.

К6:    RΣ=93,13·10-3 Ом;                 XΣ=66,92·10-3 Ом.

Полные сопротивления:

ZΣ=

К1:    ZΣ===1,33·10-3 Ом;

К2:    ZΣ===49·10-3 Ом;

К3:    ZΣ=75,2·10-3 Ом;

К4:    ZΣ=88,2·10-3 Ом;

К5:    ZΣ=114·10-3 Ом;

К6:    ZΣ=114·10-3 Ом;

Токи трехфазного короткого замыкания:

К1:    ==6,95 кА;

К2:    4,7 кА;         К3:    3,1 кА;         К4:    2,6 кА;

К5:    2,02 кА;       К6:    2,02 кА;      

Токи двухфазного короткого замыкания:

К1:    ==6,05 кА;

К2:    =4,1 кА;         К3:    =2,7 кА;         К4:   =2,2 кА;

К5:    =1,7 кА;         К6:    =1,7 кА;

Ударные токи:

iу=

Ударный коэффициент:

=1+

К1:    =1+=1+=2;       iу===16,67 кА;

К2:    =1;                  iу=6,58 кА;

К3:    =1,01;             iу=4,4 кА;

К4:    =1,02;             iу=3,7 кА;

К5:    =1,01;             iу=2,4 кА;

К6:    =1,01;             iу=2,4 кА;

Мощность короткого замыкания:

К1:    =Sс.к=120 МВА;

К2:    ==81,3 МВА;

К3:    =2,1 МВА;

К4:    =1,8 МВА;

К5:    =1,4 МВА;

К6:    =1,4 МВА;

Ток минимального однофазного короткого замыкания в конце линии 0,38 кВ

Ток минимального однофазного короткого замыкания в конце линии 0,38 кВ определяется с целью проверки защиты на чувствительность. Этот ток как правило однофазный и возникает он у потребителя из-за неисправности технологического оборудования:

,

где

 — минимальное фазное напряжение на шинах 0,4 кВ ТП-1, принятое с учетом оценки качества напряжения у потребителя Vш.0,4 =+4,9 %:

=220·(1+ Vш.0,4\100)=220·(1+4,9/100)=230,78 В.

 — полное сопротивление трансформатора току замыкания на корпус:

для трансформатора 10/0,4 кВ со схемой соединения обмотки «звезда-звезда с нулем» при Sт.ном=400 кВА, составляет =0,195 Ом.

 — полное сопротивление петли «фаза-нуль» от шин 0,4 кВ ТП-1 до конца линии 0,38 кВ:

=,

где

, , ,  — активное и индуктивное сопротивление фазного и нулевого провода (сопротивлением вводных проводов не учитывается т. к. их длина менее 20 м);

L — длина линии.

В моей системе самой удаленной точкой является точка 4 линии Л1, тогда

== =(0,01+0,03+0,05)·=0,04 Ом.

Тогда

=405 А.

Результаты расчетов сведем в таблицу №11.

Таблица №10 Результаты расчетов токов короткого замыкания

Защита линии 0,38 кВ от токов короткого замыкания и перегрузки

Линии 0,38 кВ питающие 3-х фазные потребителей, защищаются в основном автоматическими выключателями (ВА) со встроенными электромеханическими тепловыми расцепителями и электромагнитной токовой отсечкой.

Номинальный ток автоматического выключателя:

Iном АВ ≥ Кз·Iр. max, где

Кз — коэффициент учитывающий точность изготовления ВА, принимаемый 1,1-1,05.

Чувствительность защиты к токам КЗ:

Кч КЗ=Iк min/nотс·Iном АВ ≥ Кч.КЗ доп.,

где

Iк min — минимальный ток КЗ, в нашем случае Iк min=;

nотс — коэф. отсечки;

Кч.КЗ доп. — допустимая чувствительность защиты к токам КЗ.

Также при выборе АВ учтем его номинальное напряжение и стойкость к токам КЗ.

Расчетный максимальный ток через мощность определяется:

Iр. max=

Линия Л1

Номинальный ток автоматического выключателя:

Iном АВ ≥ Кз·Iр. max=1,1·138=151,8 А, принимаем ВА51-35М2-340010 с nотс=3.

Чувствительность защиты к токам КЗ:

Кч.КЗ доп.=1,25 (ток>100 А)

Кч КЗ= Iк min/nотс·Iном АВ ≥ Кч.КЗ доп.=2200/3·160 =4,6≥1,25 — выполняется.

Выбранный АВ надежно защитит линию от перегрузки и токов КЗ.

Потребители:

Коровник:

Расчетный максимальный ток:

Iр. max=== 58,4 А;

Номинальный ток автоматического выключателя:

Iном АВ ≥1,1·58,4=64,24 А,

принимаем ВА51-35М1-340010 с nотс=3.

Чувствительность защиты к токам КЗ:

Кч.КЗ доп.=1,4 (ток < 100 А)

Кч КЗ=2200/3·80 =9,1≥Кч.КЗ доп.=7,9 — выполняется.

Выбранный АВ надежно защитит потребителя от перегрузки и токов КЗ и т. д.

Таблица №12

Расчет заземляющего устройства

Определим расчетное сопротивление одного вертикального электрода:

Rв=0,3·ρ·Ксез.в.=0,3·300·1,5=117 Ом

Находим предельное сопротивление совмещенного ЗУ:

Rзу1≤==6,25 Ом;

Iз===20 А;

Принимаем Rзу2=4 Ом.Но так как ρ>100 Ом·м,то для расчета принимается

Rзу≤4=4 =12 Ом

Определяется количество вертикальных электродов:

Расчетное:

N'в.р= Rв/ Rзу=117/12=9,75.

Принимаем N'в.р=10

С учетом экранирования:

Nв.р= N'в.р/ŋв=10/0,69=14,5.

Принимаем N'в.р=15

Так как контурное ЗУ закладывается на расстоянии не менее 1м,то длина по периметру закладки равна:

Lп=(А+2)·2+(В+2)·2=(15+2)·2+(12+2)·2=62 м.

Тогда расстояние между электродами уточняется с учетом формы объекта.По углам устанавливают по одному вертикальному электроду,а оставшиеся-между ними.Для равномерного распределения электродов окончательно принимается Nв=16,тогда

ав=В'/nв-1=14/4=3,5 м; аа=А'/ nа-1=17/4=4,25 м;

ав-расстояние между электродами по ширине объекта,м;

аа-расстояние между электродами по длине объекта,м;

nв-количество электродов по ширине объекта;

nа-количество электродов по длине объекта.

Расчет молниезащиты

Применим двойную тросовую молниезащиту. Высоту опор троса примем 22 м. Определим параметры молниезащиты. Найдем полную высоту молниеотвода:

h=hоп-2=22-2=20 м;

hо=0,85h=0,85·20=17 м;

ro=(1,35-25·10-4h)h=(1,35-25·10-4·20) ·20=26 м;

ro-радиус защиты на уровне земли.

Найдем высоту средней части молниеотвода:

hc= hо-(0,14+5·10-4·h)(L-h)=17-(0,14+5·10-4·20)·(25-20)=16,05 м;

rc=ro=26 м;

rc-ширина средней части зоны молниеотвода на уровне земли и на высоте защищаемого объекта.

rcх= rо(hc-hx)·1/hc=26·(16,05-10)·1/16,05=9,8 м;

rcх-длина зоны молниеотвода на уровне защищаемого сооружения.

rx=(1,35-25·10-4h)(h-1,2hx)=(1,35-25·10-4·20)·(20-1,2·10)=10,4 м.

Определяются максимальные габариты защищаемого сооружения:

А=а+2rcx=40+2·9,8=59,6 м.

Принимаем А=59 м.

В=L=2rx=25+2·10,4=45,8

Принимаем В=45 м.

А*В*Н=59*45*10

Заключение

Рассчитанная система электроснабжения деревни Анисовка полностью удовлетворяет поставленным требованием надежности, безопасности и качества электрической энергии с одной стороны и относительно небольшими затратами с другой, что особенно важно для сельскохозяйственных предприятий находящихся подчас в не самых выгодных условиях на экономической арене.

Достижение должной надежности электроснабжения обеспечивается установкой 2-х однотрансформаторных комплектных трансформаторных подстанций. Система надежно защищена современными автоматическими выключателями марок ВА51-35М1, проверена на стойкость к токам короткого замыкания и надежность срабатывания при удаленном коротком замыкании.

Безопасность электроснабжения обеспечивается применением ТП закрытого типа, защитой внутренних проводок не только от коков КЗ, но и от перегрузки.

Литература

1.     Методическое указание по расчету нагрузок в сетях 0,38 – 10 кВ сельскохозяйственного назначения. Руководящие материалы по проектированию электроснабжения сельского хозяйства (РУМ). М.: Сельэнергопроек, 1981г.

2.     Методическое указание к курсовой работе по проектированию электрических осветительных установок. Челябинск 1999г.

3.      П.М. Михайлов. Пособие по дипломному проектированию. Тюмень 2004г.

4.      Будзко И.А., Гессен В.Ю. Электроснабжение сельского хозяйства. – Изд. 2-е, перераб. и доп. М.: Колос 1979г.

5.     Правила Устройства Электроустановок. Шестое издание, переработанное и дополненное, с изменениями. М.: Агропромиздат 2002г.

Страницы: 1, 2