Реферат: Електропостачання сільського виробництва

--PAGE_BREAK--Середньозважений коефіцієнт потужності на ділянках лінії з різнорідними навантаженнями визначаємо за формулою:
<shape id="_x0000_i1034" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«42601.files/image020.wmz» o:><img width=«180» height=«59» src=«dopb207474.zip» v:shapes="_x0000_i1034">,                                        (7)
де Pi – розрахункове навантаження (денне або вечірнє) i-го споживача, кВт;
cos ji – коефіцієнт потужності i-го споживача.
Значення повних потужностей на ділянках лінії визначаємо із виразів:
<shape id="_x0000_i1035" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«42601.files/image022.wmz» o:><img width=«111» height=«63» src=«dopb207475.zip» v:shapes="_x0000_i1035"> ;              <shape id="_x0000_i1036" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«42601.files/image024.wmz» o:><img width=«105» height=«59» src=«dopb207476.zip» v:shapes="_x0000_i1036">.                          (8)

4 ВИЗНАЧЕННЯ ПОТУЖНОСТІ ТА КІЛЬКОСТІ СИЛОВИХ ТРАНСФОРМАТОРІВ
4.1 Визначення розрахункової потужності силових трансформаторів
Визначення розрахункової потужності силових трансформаторів одно, або двотрансформаторних підстанцій виконується методом надбавок шляхом підсумовування розрахункових активних потужностей на головних ділянках ліній 0,38 кВ, що відходять від підстанції (окремо денних та вечірніх). Потужність зовнішнього освітлення своїм повним розміром додається до сумарного вечірнього максимуму.
<shape id="_x0000_i1037" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«42601.files/image026.wmz» o:><img width=«257» height=«32» src=«dopb207477.zip» v:shapes="_x0000_i1037">                                             (9)
<shape id="_x0000_i1038" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«42601.files/image028.wmz» o:><img width=«272» height=«29» src=«dopb207478.zip» v:shapes="_x0000_i1038">                                          (10)
де РРД лін. Б, РРВ лін. Б – більше з розрахункових, відповідно денних та вечірніх, навантажень ліній, що відходять від підстанції, кВт;
<shape id="_x0000_i1039" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«42601.files/image030.wmz» o:><img width=«89» height=«28» src=«dopb207479.zip» v:shapes="_x0000_i1039">, <shape id="_x0000_i1040" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«42601.files/image032.wmz» o:><img width=«88» height=«28» src=«dopb207480.zip» v:shapes="_x0000_i1040"> – сума надбавок від менших розрахункових, відповідно денних та вечірніх, навантажень ліній, кВт.
<shape id="_x0000_i1041" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«42601.files/image034.wmz» o:><img width=«198» height=«31» src=«dopb207481.zip» v:shapes="_x0000_i1041"> кВт
<shape id="_x0000_i1042" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«42601.files/image036.wmz» o:><img width=«206» height=«30» src=«dopb207482.zip» v:shapes="_x0000_i1042"> кВт
Повна розрахункова потужність трансформатора (денна або вечірня) визначається через відповідний коефіцієнт потужності за формулою (8).
За розрахункову приймається більша з двох (денна або вечірня) потужність трансформатора.

4.2 Вибір кількості та потужності силових трансформаторів
Вибір встановленої потужності трансформаторів одно та двотрансформаторних підстанцій виконуєтмо із умови їхньої роботи в нормальному режимі за економічними інтервалами навантажень
<shape id="_x0000_i1043" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«42601.files/image038.wmz» o:><img width=«224» height=«56» src=«dopb207483.zip» v:shapes="_x0000_i1043">                                (11)
де SPпід. – розрахункове навантаження підстанції, кВА;
n – кількість трансформаторів, шт.;
<shape id="_x0000_i1044" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«42601.files/image040.wmz» o:><img width=«111» height=«28» src=«dopb207484.zip» v:shapes="_x0000_i1044"> – мінімальна і максимальна межа економічного інтервалу навантаження трансформатора прийнятої номінальної потужності (Додаток Е), кВА.
<shape id="_x0000_i1045" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«42601.files/image042.wmz» o:><img width=«141» height=«47» src=«dopb207485.zip» v:shapes="_x0000_i1045">
Приймаю SН тр = 100 кВА
Прийняті номінальні потужності трансформаторів перевіряю із умови їх роботи у нормальному режимі експлуатації за допустимими систематичними навантаженнями. Для забезпечення нормального режиму експлуатації підстанції вибрані номінальні потужності трансформаторів перевіряю за співвідношенням:
<shape id="_x0000_i1046" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«42601.files/image044.wmz» o:><img width=«99» height=«59» src=«dopb207486.zip» v:shapes="_x0000_i1046">,                                                        (12)
де SР, SН – відповідно, розрахункова і номінальна потужність трансформатора, кВА;
n – кількість трансформаторів, шт.;
kс – коефіцієнт допустимого систематичного перевантаження трансформатора.
<shape id="_x0000_i1047" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«42601.files/image046.wmz» o:><img width=«197» height=«30» src=«dopb207487.zip» v:shapes="_x0000_i1047">,                                              (13)
де kcm – табличне значення коефіцієнта допустимого систематичного навантаження, яке відповідає табличній середньодобовій температурі (Додаток Е);
a – розрахунковий температурний градіент (Додаток Е), 1/0С;
tn – середньодобова температура повітря (із завдання), 0С;
tnm – середньодобова таблична температура повітря (Додаток Е), 0С.
<shape id="_x0000_i1048" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«42601.files/image048.wmz» o:><img width=«330» height=«46» src=«dopb207488.zip» v:shapes="_x0000_i1048"><shape id="_x0000_i1049" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«42601.files/image050.wmz» o:><img width=«12» height=«23» src=«dopb207489.zip» v:shapes="_x0000_i1049">
<imagedata src=«42601.files/image052.wmz» o:><img width=«153» height=«56» src=«dopb207490.zip» hspace=«12» v:shapes="_x0000_s1027">
5 РОЗРАХУНОК НАВАНТАЖЕНЬ ПОВІТРЯНИХ ЛІНІЙ 10 кВ
Розрахункові навантаження на ділянках ліній 10 кВ визначаються шляхом підсумовування навантажень (денних і вечірніх окремо) на вводах до споживчих ТП з урахуванням коефіцієнта одночасності:
<shape id="_x0000_i1050" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«42601.files/image054.wmz» o:><img width=«129» height=«53» src=«dopb207491.zip» v:shapes="_x0000_i1050">, <shape id="_x0000_i1051" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«42601.files/image056.wmz» o:><img width=«124» height=«53» src=«dopb207492.zip» v:shapes="_x0000_i1051">,                                 (14)
де kо – коефіцієнт одночасності [1 с.42; 5 с.145; 9 с. 120];
РД i і РВ i – навантаження денного і вечірнього максимумів i-ї підстанції, кВт.
Результати розрахунку заношу в таблицю 3
Ділянка 7-9:
<shape id="_x0000_i1052" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«42601.files/image058.wmz» o:><img width=«120» height=«25» src=«dopb207493.zip» v:shapes="_x0000_i1052"> кВт <shape id="_x0000_i1053" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«42601.files/image060.wmz» o:><img width=«119» height=«44» src=«dopb207494.zip» v:shapes="_x0000_i1053"> кВА
Аналогічним шляхом розраховую й інші ділянки
Таблиця 3 – Розрахунок навантажень ПЛ–10 кВ
Ділянка
åРДi,
кВт
åРВi,
кВт
KO
РРДi,
кВт
РРВi,
кВт
cos jД
cos jВ
SРДі.,
кВА
SРВі,
кВА
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
5-ТП-12
150
200
0,9
135
180
0,8
0,83
187,5
216,8
5-ТП-11
220
290
—
198
261
—
—
247,5
314,4
4-ТП-9
290
110
—
261
99
—
—
326,2
119,2
3-ТП-8
80
100
—
72
90
—
—
90
108,4
2ТП-4
300
170
—
270
153
—
—
337,5
181,3
1-ТП-3
119,6
146,6
—
1076
131,9
—
—
134,5
158,9

6 ВИЗНАЧЕННЯ ДОПУСТИМОЇ ВТРАТИ НАПРУГИ
Допустима втрата напруги в лініях 0,38 і 10 кВ визначається за відхиленням напруги у споживачів, яка повинна бути в межах ± 5 % від номінальної.
Загальна допустима втрата напруги під час 100 % навантаження дорівнює:
<shape id="_x0000_i1054" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«42601.files/image062.wmz» o:><img width=«475» height=«33» src=«dopb207495.zip» v:shapes="_x0000_i1054">,                   (15)
де <shape id="_x0000_i1055" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«42601.files/image064.wmz» o:><img width=«65» height=«32» src=«dopb207496.zip» v:shapes="_x0000_i1055"> – відхилення напруги біля джерела живлення при 100 % навантаженні (для системи 35/10/0,4 кВ – на шинах 10 кВ підстанції 35/10 кВ), %;
<shape id="_x0000_i1056" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«42601.files/image066.wmz» o:><img width=«61» height=«28» src=«dopb207497.zip» v:shapes="_x0000_i1056"> – допустиме відхилення напруги у споживача при 100 % навантаженні, %;
<shape id="_x0000_i1057" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«42601.files/image068.wmz» o:><img width=«132» height=«31» src=«dopb207498.zip» v:shapes="_x0000_i1057"> – сума постійних та перемінних надбавок напруги трансформаторів, %;
<shape id="_x0000_i1058" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«42601.files/image070.wmz» o:><img width=«73» height=«31» src=«dopb207499.zip» v:shapes="_x0000_i1058"> – сумарні втрати напруги в лініях та в трансформаторах при 100% навантаженні, %.
Одержану загальну допустиму втрату напруги необхідно розділити приблизно порівну між лініями мережі 10 і 0,38 кВ.
Відхилення напруги у найближчого до джерела живлення споживача при 25% навантаженні віддаленої ТП перевіряємо за виразом:
<shape id="_x0000_i1059" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«42601.files/image072.wmz» o:><img width=«355» height=«31» src=«dopb207500.zip» v:shapes="_x0000_i1059">,              (16)
де <shape id="_x0000_i1060" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«42601.files/image074.wmz» o:><img width=«59» height=«28» src=«dopb207501.zip» v:shapes="_x0000_i1060"> – відхилення напруги біля джерела живлення при 25 % навантаженні, %;
<shape id="_x0000_i1061" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«42601.files/image068.wmz» o:><img width=«132» height=«31» src=«dopb207498.zip» v:shapes="_x0000_i1061"> – сума постійних та перемінних надбавок напруги трансформаторів, %;
<shape id="_x0000_i1062" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«42601.files/image076.wmz» o:><img width=«73» height=«31» src=«dopb207502.zip» v:shapes="_x0000_i1062"> – сумарні втрати напруги в лініях та в трансформаторах при 25% навантаженні, %.
<shape id="_x0000_i1063" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«42601.files/image078.wmz» o:><img width=«350» height=«32» src=«dopb207503.zip» v:shapes="_x0000_i1063">
<shape id="_x0000_i1064" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«42601.files/image080.wmz» o:><img width=«365» height=«33» src=«dopb207504.zip» v:shapes="_x0000_i1064">
Умова виконується
Для розрахунку допустимої втрати напруги складається таблиця відхилень напруги (Таблиця 4).
<img width=«682» height=«126» src=«dopb207505.zip» v:shapes="_x0000_s1028 _x0000_s1029 _x0000_s1030 _x0000_s1031 _x0000_s1032 _x0000_s1033 _x0000_s1034 _x0000_s1035 _x0000_s1036 _x0000_s1037 _x0000_s1038 _x0000_s1039 _x0000_s1040 _x0000_s1041 _x0000_s1042 _x0000_s1043 _x0000_s1044 _x0000_s1045 _x0000_s1046 _x0000_s1047 _x0000_s1048 _x0000_s1049 _x0000_s1050 _x0000_s1051 _x0000_s1052 _x0000_s1053 _x0000_s1054 _x0000_s1055 _x0000_s1056 _x0000_s1057">  

Рисунок 5 – Розрахункова схема мережі.
Таблиця 4 – Відхилення та втрати напруги на елементах системи
Елемент установки
Відхилення напруги, %
Найбільш віддалена ТП (ВТП)
Проектована ТП (ПТП)
100%
25%
100%
25%
Відхилення напруги на шинах 10 кВ
+3
-2,5
+3
-3
Лінія 10 кВ
-6,5
-1,5
-1
-0,25
Трансформатор 10/0,4 кВ
– постійна надбавка
+5
+5
+5
+5
– перемінна надбавка
+2,5
+2,5
0
0
– втрати
-4
-1
-4
-1
Лінія 0,38 кВ
-6
0
-6,5
0
Відхилення напруги у споживача
-5
2,8<+5
-5
-4,5<+5
<shape id="_x0000_i1065" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«42601.files/image083.wmz» o:><img width=«312» height=«31» src=«dopb207506.zip» v:shapes="_x0000_i1065">
Відхилення напруги в режимі мінімальних навантажень :
<shape id="_x0000_i1066" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«42601.files/image085.wmz» o:><img width=«363» height=«33» src=«dopb207507.zip» v:shapes="_x0000_i1066">
7 ВИБІР ПЕРЕРІЗІВ ПРОВОДІВ
Вибір перерізів проводів в мережах 0,38 к і 10 кВ проводиться за найменшими приведеними річними затратами з наступною їх перевіркою на допустиму втрату напруги.
Розрахунок ведеться для домінуючого (вечірнього або денного) максимуму навантаження на головних ділянках ліній.
Проводи вибирають за еквівалентною потужністю:
<shape id="_x0000_i1067" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«42601.files/image087.wmz» o:><img width=«109» height=«32» src=«dopb207508.zip» v:shapes="_x0000_i1067">                                                       (17)
де kд – коефіцієнт динаміки зростання навантаження, для ліній що будуються
kд = 0,7 [1 с. 41; 9 с. 120];
SР – розрахункове навантаження ділянки лінії, кВА.
Втрата напруги на розрахункових ділянках ліній визначається за формулою:
<shape id="_x0000_i1068" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«42601.files/image089.wmz» o:><img width=«223» height=«32» src=«dopb207509.zip» v:shapes="_x0000_i1068">                                          (18)
де <shape id="_x0000_i1069" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«42601.files/image091.wmz» o:><img width=«57» height=«28» src=«dopb207510.zip» v:shapes="_x0000_i1069"> – питома втрата напруги (Додаток М) [ 9 с. 111], %/кВА× км;
<shape id="_x0000_i1070" type="#_x0000_t75" o:ole="" o:bullet=«t»><imagedata src=«42601.files/image093.wmz» o:><img width=«31» height=«25» src=«dopb207511.zip» alt="*" v:shapes="_x0000_i1070">    – довжина ділянки лінії, км.
Результати розрахунків зводимо у таблицю 5, для ПЛ–10 кВ та ПЛ– 0,38 кВ.
Таблиця 5 – Вибір проводів ПЛ–10 кВ (0,38 кВ)
Ділянка
SР, кВА
kд
SЕКВ., кВА
Lділ., км
Fосн., мм2
Втрати напруги, %
DUпит,
%/кВА ×км
на ділянці
від РТП
(або ТП)
1
2
 3
4
5
6
7
8
9
5-ТП-12
168,7
 0,7
118
2
АС70
0,0006
0,225
4,53
5-ТП-11
247,5
173
1
АС70
0,0006
0,24
4,13
4-ТП-9
326,2
228,3
2
АС70
0,0006
0,74
4,07
3-ТП-8
90
63
1
АС70
0,0006
0,18
3,33
2ТП-4
337,5
236,2
2
АС70
0,0006
0,27
2,87
1-ТП-3
134,5
94,1
0,5
АС70
0,0006
0,35
2,63
1
3
2
4
5
6
7
8
9
00,7
5-4
13,3
9,87
0,08
А25
1,38
0,1
0,55
4-3
20
10,64
0,08
А25
1,31
0,1
0,45
3-2
32,8
13,65
0,04
А25
0,88
0,03
0,35
2-1
34,5
15,33
0,12
А25
0,88
0,1
0,32
1-0
35,8
15,54
0,035
А25
0,9
0,03
0,22
6-5
2,5
1,54
0,035
А25
1,32
0,28
0,45
5-4
5,08
2,7
0,035
А25
1,19
0,036
0,173
4-3
7,11
5,5
0,035
А25
0,48
0,014
0,137
3-2
9
7,6
0,03
А25
0,48
0,014
0,123
2-1
10,9
9,4
0,03
А25
1,15
0,04
0,109
1-0
12,7
10
0,03
А25
0,47
0,049
0,069
7-6
2,5
1,95
0,04
А25
1,32
0,06
0,78
6-5
5,08
4,32
0,035
А25
1,32
0,04
0,6
5-4
7,11
1,25
0,03
А25
1,32
0,05
0,32
4-3
49,8
40,53
0,035
А50
0,47
0,042
0,133
3-2
51,3
47,89
0,035
А50
0,48
0,04
0,12
2-1
55,03
51,95
0,06
А50
0,48
0,035
0,05
1-0
58
55,5
0,125
А50
0,47
0,03
0,03
13-12
4,4
3,7
0,04
А25
1,22
0,17
0,655
12-11
6,2
4,86
0,082
А25
1,32
0,122
0,638
11-10
8,2
6,8
0,08
А25
0,48
0,085
0,616
10-9
10,2
8,55
0,075
А25
0,48
0,0841
0,61
9-8
12,3
10,50
0,075
А25
1,15
0,082
0,6
8-7
14,1
66,6
0,055
А25
0,38
0,06
0,56
7-6
16
80,8
0,075
А25
0,38
0,03
0,48
6-5
19,7
17,5
0,035
А25
0,9
0,032
0,29
5-4
10,9
8,12
0,03
А25
0,9
0,108
0,56
4-3
16,48
10,64
0,08
А25
0,9
0,08
0,35
3-2
18,6
10
0,035
А25
0,9
0,041
0,12
2-1
20,8
19,3
0,03
А50
0,9
0,013
0,10
1-0
23,1
20,2
0,035
А50
0,49
0,078
0,091
0-14
34
28
0,007
А50
0,49
0,03
0,03

8 ПЕРЕВІРКА ПОВІТРЯНОЇ ЛІНІЇ 0,38 кВ НА КОЛИВАННЯ НАПРУГИ ПІД ЧАС ПУСКУ ПОТУЖНОГО ЕЛЕКТРОДВИГУНА
Для того, щоб коливання напруги в мережі 0,38 кВ під час пуску асинхронного електродвигуна знаходилося у заданих межах, необхідно щоб виконувалася умова
<shape id="_x0000_i1071" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«42601.files/image095.wmz» o:><img width=«175» height=«29» src=«dopb207512.zip» v:shapes="_x0000_i1071">                                          (19)
де <shape id="_x0000_i1072" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«42601.files/image097.wmz» o:><img width=«69» height=«25» src=«dopb207513.zip» v:shapes="_x0000_i1072"> – допустиме коливання напруги (задається у завдані на проект), %;
<shape id="_x0000_i1073" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«42601.files/image099.wmz» o:><img width=«57» height=«25» src=«dopb207514.zip» v:shapes="_x0000_i1073"> – фактичне коливання напруги, %.
<shape id="_x0000_i1074" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«42601.files/image101.wmz» o:><img width=«331» height=«53» src=«dopb207515.zip» v:shapes="_x0000_i1074">                    (20)
де Zм – повний опір електричної мережі, Ом;
Zеп – повний опір короткого замикання асинхронного двигуна, Ом.
<shape id="_x0000_i1075" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«42601.files/image103.wmz» o:><img width=«117» height=«29» src=«dopb207516.zip» v:shapes="_x0000_i1075">,                                                     (21)
де Zл – повний опір лінії від трансформатора до двигуна, Ом,
Zт – повний опір трансформатора, Ом.
<shape id="_x0000_i1076" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«42601.files/image105.wmz» o:><img width=«159» height=«36» src=«dopb207517.zip» v:shapes="_x0000_i1076">,                                                      (22)
де roi, xoi – питомі опори проводів i–тої ділянки лінії [1 с.458; 9 с. 93], Ом/км;
li – довжина i–ї ділянки лінії, км.
<shape id="_x0000_i1077" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«42601.files/image107.wmz» o:><img width=«140» height=«61» src=«dopb207518.zip» v:shapes="_x0000_i1077"> ,                                                        (23)
де Uк% – напруга короткого замикання трансформатора [1 с.473], %;
Uн – номінальна напруга трансформатора зі сторони низької напруги, кВ;
Sнт – номінальна потужність трансформатора (проектованої ТП 10/0,4 кВ), кВА.
<shape id="_x0000_i1078" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«42601.files/image109.wmz» o:><img width=«144» height=«59» src=«dopb207519.zip» v:shapes="_x0000_i1078">,                                                         (24)
де Uн – номінальна напруга мережі, В;
ki – кратність пускового струму електродвигуна;
Iнд. – номінальний струм електродвигуна (каталожні дані), А.
Розрахунки:
Дан двигун АИР160S4У3: Рн = 15 кВт; n=1455 об/хв.; Ін = 28,5А; η=90%; cosφ=0,89; Іn/Ін.=7,0; m=100кг.
<shape id="_x0000_i1079" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«42601.files/image111.wmz» o:><img width=«182» height=«57» src=«dopb207520.zip» v:shapes="_x0000_i1079"> Ом
Zм=0,07+0,0000645=0,07 Ом
<shape id="_x0000_i1080" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«42601.files/image113.wmz» o:><img width=«265» height=«44» src=«dopb207521.zip» v:shapes="_x0000_i1080">
Т. як <shape id="_x0000_i1081" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«42601.files/image115.wmz» o:><img width=«53» height=«24» src=«dopb207522.zip» v:shapes="_x0000_i1081">=5,98%<17%=<shape id="_x0000_i1082" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«42601.files/image117.wmz» o:><img width=«57» height=«24» src=«dopb207523.zip» v:shapes="_x0000_i1082">, то умова пуску виконується.
Обраний двигун розміщуємо у кормоцехі. ЕД підключаємо проводом А 4*50 .

9 РОЗРАХУНОК СТРУМІВ КОРОТКОГО ЗАМИКАННЯ
Розрахунок струмів короткого замикання (к.з.) виконується з метою вибору і перевірки обладнання, струмоведучих частин на термічну та динамічну стійкість в режимах коротких замикань, проектування релейного захисту, грозозахисту, пристроїв заземлення.
9.1 Розрахунок струмів короткого замикання в мережі 10 кВ
<shapetype id="_x0000_t202" coordsize=«21600,21600» o:spt=«202» path=«m,l,21600r21600,l21600,xe»><path gradientshapeok=«t» o:connecttype=«rect»>    продолжение
--PAGE_BREAK--