Постановка задачи проектирования сети Стр 1 из 5Следующая ⇒ Содержание Введение………………………………………………………………………….... 5 1 Предварительный расчет электрической сети………………………………... 6 1.1 Постановка задачи проектирования сети…………………………………… 6 1.1.1 Краткая характеристика электроснабжаемого района…………………... 6 1.1.2 Исходные данные в проекте………………………………………………... 7 1.1.3 Построение годового графика нагрузки по продолжительности………... 8 1.2 Баланс активной и реактивной мощности…………………………………... 10 1.2.1 Баланс активной мощности……………………………..………………….. 10 1.2.2 Баланс реактивной мощности……………………………………………... 11 1.3 Выбор конструкции сети и материала проводов…………………………... 13 1.4 Формирование вариантов схем электрической сети………………............. 14 2 Предварительный расчет вариантов схем сетей………………………….….. 16 2.1 Расчет магистрального варианта сети……………………………………… 16 2.1.1 Расчет потокораспределения в нормальном режиме   максимальных нагрузок…………………………………………………………. 16 2.1.2 Выбор номинальных напряжений сети…………………………………… 18 2.1.3 Выбор сечения проводов ЛЭП……………………………………………. 18 2.1.4 Проверка проводов по току наиболее тяжелого послеаварийного  режима………………………………………………………………………………   19 2.1.5 Проверка сети по потере напряжения в нормальном и послеаварийном режимах ………………………………………………………………………….   20 2.2 Расчет смешанного варианта сети………………………………………….. 24 2.2.1 Расчет потокораспределения в нормальном режиме   максимальных нагрузок…………………………………………………………. 24 2.2.2 Выбор номинальных напряжений сети…………………………………… 25 2.2.3 Выбор сечения проводов ЛЭП…………………………………………… 25 2.2.4  Проверка проводов по току наиболее тяжелого аварийного   режима сети………………………………………………………………………. 26 2.2.5 Проверка сети по потере напряжения в нормальном и   послеаварийном режимах ………………………………………………………. 27 2.3 Выбор числа и мощности силовых трансформаторов…………………….. 25 Заключение…………………………………………………………….………… 31 Список использованных источников…………………………………………… 32     Введение   В курсовом проекте разрабатывается сеть с номинальным напряжением 35-150 кВ, предназначенная для электроснабжения промышленного района, содержащего пять предприятий, относящихся к определенной отрасли промышленности с общей мощностью порядка 70-150 МВА.     Предварительный расчет электрических сетей Таблица 2.1 – Распределение мощностей по ветвям сети   Участок 0-1 0-2 2-3 1-4 4-5 Р, МВт	65,0	47,0	13,0	44,0	25,0
Q, Мвар	25,82	18,67	5,16	17,48	9,93
S, МВА	69,9	50,6	14,0	47,3	26,9

2.1.2 Выбор номинальных напряжений сети

 

Ориентировочное значение напряжения определяется по известным передаваемой мощности P, МВт, и длине линии  ,км, по формуле:

 

,                                                                           (2.1)

 

Определяется  для магистрального варианта сети на участке 0-1:

 кВ,

Для остальных участков расчеты аналогичны. Результаты сведены в таблицу 2.2.

 

Таблица 2.2 – Выбор номинального напряжения

Участок	0-1	0-2	0-3	3-4	0-5
Длина,  lij , км	46,4	23,2	32,5	32,5	31,3
Рij, МВт	65,0	47,0	13,0	44,0	25,0
Uорij, кВ	118,6	91,9	72,5	98,4	84,6

Принимается для дальнейшего расчета номинальное напряжение Uн=110 кВ.

2.1.3 Выбор сечения проводов ЛЭП

 

Из условия исключения явления общей короны в соответствии с указаниями ПУЭ для воздушных сетей 110 кВ сечение сталеалюминевых проводов принимается не менее АС-70.

По механической прочности для двухцепных ВЛ – не менее АС-120, по /4/.

Сечение провода выбираем по экономической плотности тока:

 

,                                                                                                    (2.2)

 

где  - ток участка, А;

      - экономическая плотность ток, А/мм²

Ток участка определяется по формуле:

 

,                                                                             (2.3)

 

где  - полная мощность, передаваемая по ЛЭП, кВА;

       - номинальное напряжение сети, кВ;

       - число цепей ЛЭП

По найденным значениям Т_м = 5603 ч для алюминиевого провода принимается  А/мм².

Для U_н = 110 кВ для магистральной схемы:

 А.

 мм².

Принимается ближайшее стандартное сечение 185 мм².

Остальные участки рассчитываются аналогично. Результаты расчетов сведены в таблицу 2.3.

Таблица 2.3 – Расчет сечений проводов ВЛ

Участок	0-1	0-2	2-3	1-4	4-5
n,шт	2	2	2	1	1
I, А	183,5	132,7	36,7	248,5	141,2
Fэ, мм2	183,5	132,7	36,7	248,5	141,2
Fст, мм2	185	120	120	240	150

2.1.4 Проверка проводов по току наиболее тяжелого послеаварийного  режима

 

Сечения проводов, выбранных по экономической плотности тока, проверяются по допустимому току нагрева наиболее тяжелого послеаварийного режима сети. Для разомкнутых сетей наиболее тяжелым послеаварийным режимом является режим выхода из строя одной цепи двухцепных резервированных участков. Аварийный ток такого участка равен

 

I _{ав ij} = nI_ij .                                                                                    (2.4)

Условие проверки

I _{доп ij} ³ I _{ав ij} ,                                                        (2.5)

где Iдоп ij - длительно допустимый ток стандартного провода, А.

Для участка 0-1:

= 367,1 А

Допустимый ток выбираем из / 3 / для стандартного сечения 185 мм² -510 А.

510  367,1.

Сечение на участке 0-1 удовлетворяет условию проверки по допустимому току нагрева в послеаварийном режиме.

Аналогично проводятся расчеты для остальных участков сети. Результаты вычислений занесены в таблицу 2.4.

Таблица 2.5 – Параметры схемы замещения

Участок	Марка провода	n цепей, шт	r , Ом/км	xo, Ом/км	bo, мкСм/км	l, км	Rл, Ом	Xл, Ом	Bл, мкСм
0-1	АС-185	2	0,156	0,409	2,82	46,4	3,62	9,49	261,70
0-2	АС-120	2	0,249	0,423	2,69	23,2	2,89	4,91	124,82
2-3	АС-120	2	0,249	0,423	2,69	32,5	4,04	6,87	174,74
1-4	АС-240	1	0,12	0,401	2,85	32,5	3,90	13,02	92,57
4-5	АС-150	1	0,195	0,416	2,74	31,3	6,11	13,03	85,82

 

Потеря напряжения в именованных единицах U_{ij, кВ}  и в процентах от номинального напряжения U_ij, %  на участках сети в нормальном режиме

 

U_ij = ,                                                  (2.9)

 

U_ij % = .                                                  (2.10)

 

Для участка 0-1

 

,

 

.

Потери напряжения на остальных участках определяются аналогично. Результаты сведены в таблицу 2.6.

 

Таблица 2.6- Потери напряжения в нормальном режиме

Участок	Р, МВт	Q, Мвар	R, Ом	X, Ом	ΔU, кВ	ΔU, %
0-1	65,0	25,8	3,62	9,49	4,4	4,0
0-2	47,0	18,7	2,89	4,91	2,1	1,9
2-3	13,0	5,2	4,04	6,87	0,8	0,7
1-4	44,0	17,5	3,90	13,02	3,6	3,3
4-5	25,0	9,9	6,11	13,03	2,6	2,3

 

 

Для разомкнутых сетей потери напряжения в послеаварийном режиме на участках сети увеличиваются в n раз, так как при выходе из строя одной цепи двухцепных участков сопротивление участка увеличивается в n раз.

Потеря напряжения на участках сети в послеаварийном режиме

 

U _{ав ij} = n ∙ U_ij ,                                                     (2.11)

 где n - число цепей ЛЭП, шт.

 

Результаты расчетов потери напряжения на участках сети в послеаварийном режиме сводятся в таблицу 2.7.

 

Таблица 2.7 - Потери напряжения в послеаварийном режиме

Участок	Р, МВт	Q, Мвар	Rл, Ом	Xл, Ом	ΔU, кВ	ΔU, %
0-1	65,0	25,8	7,24	18,98	8,7	7,9
0-2	47,0	18,7	5,78	9,81	4,1	3,8
2-3	13,0	5,2	8,09	13,74	1,6	1,5
1-4	44,0	17,5	3,90	13,02	3,6	3,3
4-5	25,0	9,9	6,11	13,03	2,6	2,3

 

 

Проверка сети по потере напряжения осуществляется для точек, электрически наиболее удаленных. В разомкнутых сетях такими точками являются все концевые точки сети.

В рассматриваемой схеме это точки 5 и 3.

Условие проверки в нормальном режиме при максимальных нагрузках

 

U _доп % ³ U iмакс % ,                                    (2.12)

где U_доп % - допустимая величина потери напряжения до наиболее удаленного потребителя, %;

U_i макс % - максимальная величина потери напряжения до наиболее удаленного потребителя, %.

 В нормальном режиме для районных сетей можно принять U_доп % от 15 % до 20 % от номинального напряжения сети.

Проверка по потере напряжения точки 5

 

U ₅ = U ₀₁ + U ₁₄ + U ₄₅ = 4,0+3,3+2,3 = 9,6 % ,

 

что меньше допустимой потери напряжения.

Проверка по потере напряжения точки 3

 

U ₃ = U ₀₂ + U ₂₃ = 1,9+0,7 = 2,6% ,

 

что меньше допустимой потери напряжения.

 

 

Аналогично проверяют сеть в послеаварийном режиме

 

U _доп.ав %³ U _{ав макс} %,                                                        (2.13)

 

где U_доп._ав % - допустимая величина потери напряжения до наиболее удаленного потребителя в послеаварийном режиме, %.

 Для районных сетей U_доп._ав % можно принять от 20% до 25% от номинального напряжения сети.

Проверка по потере напряжения точек 5 и 3

 

U _5ав = U _01ав + U _14ав + U _45ав = 7,9+3,3+2,3 = 13,6 %.

U _3ав = U _02ав + U _23ав = 3,8+1,5 = 5,2% ,

Сеть удовлетворяет условиям проверки по потере напряжения в нормальном и послеаварийном режимах при напряжении 110 кВ.

2.2 Расчет смешанного варианта сети

2.2.1 Расчет потокораспределения в нормальном режиме максимальных нагрузок

Расчет производится без учета потерь мощности, по /4/, /5/.

 

Рисунок 2.2 –Смешанный вариант сети

 

Рассчитываем кольцо 0-2-3-0                                         

МВт,       

 

МВт.

Проверка:

31,3+15,7 = 34+13

47 = 47 МВт

Расчет участка 0-1-4-5 произведен в п 2.1.

Реактивные нагрузки по участкам сети

 

Q_ij = P_ij ∙ tg _ср.взв.

Для участка 0-2

Q ₀₂ = P ₀₂ ∙ tg _ср.взв. ,

Q ₀₂ =31,3*0,397 =12,4 Мвар.

Полные нагрузки участков сети

 

S_ij = .

 

Для участка 0-2

 

S ₀₂ = = =33,7 МВА.

 

Аналогично рассчитываются участки 2-3 и 0-3. Для остальных участков распределение мощностей берется из предыдущего варианта, так как эта часть схемы повторяется в обоих вариантах. Результаты вычислений заносятся в таблицу 2.8.

 

Таблица 2.8 – Распределение мощностей по ветвям сети

Участок	0-2	2-3	0-3	0-1	1-4	4-5
Р, МВт	31,3	2,7	15,7	65,0	44,0	25,0
Q, Мвар	12,4	1,1	6,2	25,8	17,5	9,9
S, МВА	33,7	2,9	16,9	69,9	47,3	26,9

 

2.2.2 Выбор номинальных напряжений сети

 

Выбор номинального напряжения производится так же, как для предыдущего варианта. Расчеты по выбору напряжения сети сведены в таблицу 2.9.

Таблица 2.9 – Выбор номинального напряжения сети

Участок	0-2	2-3	0-3	0-1	1-4	4-5
l, км	23,2	32,5	40,6	46,4	32,5	31,3
Р, МВт	31,3	2,7	15,7	65,0	44,0	25,0
Uор, кВ	83,1	49,0	80,4	118,6	98,4	84,6

 

 

Принимается для дальнейшего расчета номинальное напряжение Uн=110 кВ.

2.2.3 Выбор сечения проводов ЛЭП

 

Выбор сечений производится так же, как для предыдущего варианта. Расчеты по выбору сечений проводов ВЛ сети сведены в таблицу 2.10.

Таблица 2.10 – Сечения участков сети

Участок

0-2

2-3

0-3

0-1

1-4

4-5

n,шт

1

1

1

2

1

1

S, МВА

33,7

2,9

16,9

69,9

47,3

26,9

I, А

176,7

15,3

88,7

183,5

248,5

141,2

F_э, мм²

176,7

15,3

88,7

183,5

248,5

141,2

F_ст, мм²

185

70

95

185

240

150

2.2.4 Проверка проводов по току наиболее тяжелого аварийного режима сети

 

Условие проверки: .

Наиболее тяжелыми аварийными режимами для смешанного варианта являются отключение головных участков 0-2 или 0-3 ,  отключение одной цепи участка 0-1.

В смешанной схеме для кольца существует несколько аварийных режимов. После расчета выбирается самый тяжелый режим.

Для смешанной схемы рассматривается участок 0-2-3-0:

Преобразуем его в сеть с односторонним питанием и покажем возможные аварийные режимы на рисунке 2.3.

 

 

Рисунок 2.3  –Аварийный режим 1 кольца 0-2-3-0.

В первом режиме:

Р₂₃=Р₃=13 МВт;

Р₀₂= Р₂+Р₃=34+13=47 МВт.

 

Во втором режиме:

 

 

Рисунок 2.4 –Аварийный режим 2 кольца 0-2-3-0.

 

Р₂₃ = Р₂= 34 МВт;

Р₀₃ = Р₂+Р₃=34+13=47 МВт.

Результаты расчетов сведены в таблицы  2.11

 

Таблица 2.11 – Проверка сечений по допустимому току

Участок	Fст, мм2	Iдоп, А	Iав, А	Fприн, мм2
0-2	185	510	251,47	185
2-3	70	265	251,47	70
0-3	95	330	88,73	95
0-1	185	510	367,09	185
1-4	240	610	496,99	240
4-5	150	445	139,70	150

 

2.2.5 Проверка сети по потере напряжения в нормальном и послеаварийном режимах

Определяются параметры схемы замещения ЛЭП по формулам (2.6-2.8).

Результаты сводятся в таблицу 2.12.

 

Таблица 2.12 –Параметры схемы замещения сети

Участок	Марка провода	n, цепей шт	r0, Ом/км	x0, Ом/км	b0, мкСм/ км	l, км	Rл, Ом	Xл, Ом	Bл, мкСм
0-2	185	1	0,156	0,409	2,82	23,2	3,62	9,49	65,42
2-3	70	1	0,42	0,44	2,58	32,5	13,64	14,29	83,80
0-3	95	1	0,314	0,429	2,65	40,6	12,75	17,42	107,59
0-1	185	2	0,156	0,409	2,82	46,4	3,62	9,49	261,70
1-4	240	1	0,12	0,401	2,85	32,5	3,90	13,02	92,57
4-5	150	1	0,195	0,416	2,74	31,3	6,11	13,03	85,82

 

Расчет потерь напряжения на участках сети сведен в таблицу 2.13.

Таблица 2.13 -Потери напряжения для нормального режима

Участок	Р, МВт	Q, Мвар	Rл, Ом	Xл, Ом	ΔU, кВ	ΔU,  %
0-2	31,3	12,4	3,62	9,49	2,1	1,9
2-3	2,7	1,1	13,64	14,29	0,5	0,4
0-3	15,7	6,2	12,75	17,42	2,8	2,6

В кольцевом участке проверку по потере напряжения осуществляют до точки потокораздела, в рассматриваемом примере это точка 3.

U ₃ = U ₀₃ = 2,6 % .

Потеря напряжения до точки 2 (точка потокораздела) не превышает допустимое значение.

Аналогично определяются потери напряжения на участках сети для двух послеаварийных режимов: 1) и 2). Результаты расчетов сводятся в таблицы 2.14 и 2.15.

Для режима 1) определяется U _3ав = U _02ав + U _23ав.

Для режима 2) U _2ав = U _03ав + U _23ав.

 

Таблица 2.14-Потери напряжения - послеаварийный режим 1)

Участок	Р, МВт	Q, Мвар	Rл, Ом	Xл, Ом	ΔU, кВ	ΔU, %
0-2	47,0	13,5	3,62	9,49	2,7	2,5
2-3	13,0	15,7	13,64	14,29	3,6	3,3
Итого						5,8

 

Таблица 2.15 - Потери напряжения - послеаварийный режим 2)

Участок	Р, МВт	Q, Мвар	Rл, Ом	Xл, Ом	ΔU, кВ	ΔU, %
3-2	34,0	12,4	6,11	13,03	3,4	3,1
0-3	47,0	6,2	12,75	17,42	6,4	5,9
Итого						9

 

Сеть удовлетворяет условию проверки по потере напряжения в послеаварийном режиме.

Заключение

В проекте рассмотрены два варианта электрической сети. Произведен предварительный расчет сетей с целью определения номинального напряжения, сечений проводов для линий электропередачи, силовых трансформаторов на подстанциях.

Сталеалюминевые провода выбраны по экономической плотности тока и проверены по допустимому аварийному нагреву..

Содержание

Введение…………………………………………………………………………....	5
1 Предварительный расчет электрической сети………………………………...	6
1.1 Постановка задачи проектирования сети……………………………………	6
1.1.1 Краткая характеристика электроснабжаемого района…………………...	6
1.1.2 Исходные данные в проекте………………………………………………...	7
1.1.3 Построение годового графика нагрузки по продолжительности………...	8
1.2 Баланс активной и реактивной мощности…………………………………...	10
1.2.1 Баланс активной мощности……………………………..…………………..	10
1.2.2 Баланс реактивной мощности……………………………………………...	11
1.3 Выбор конструкции сети и материала проводов…………………………...	13
1.4 Формирование вариантов схем электрической сети……………….............	14
2 Предварительный расчет вариантов схем сетей………………………….…..	16
2.1 Расчет магистрального варианта сети………………………………………	16
2.1.1 Расчет потокораспределения в нормальном режиме
максимальных нагрузок………………………………………………………….	16
2.1.2 Выбор номинальных напряжений сети……………………………………	18
2.1.3 Выбор сечения проводов ЛЭП…………………………………………….	18
2.1.4 Проверка проводов по току наиболее тяжелого послеаварийного  режима………………………………………………………………………………	19
2.1.5 Проверка сети по потере напряжения в нормальном и послеаварийном режимах ………………………………………………………………………….	20
2.2 Расчет смешанного варианта сети…………………………………………..	24
2.2.1 Расчет потокораспределения в нормальном режиме
максимальных нагрузок………………………………………………………….	24
2.2.2 Выбор номинальных напряжений сети……………………………………	25
2.2.3 Выбор сечения проводов ЛЭП……………………………………………	25
2.2.4  Проверка проводов по току наиболее тяжелого аварийного
режима сети……………………………………………………………………….	26
2.2.5 Проверка сети по потере напряжения в нормальном и
послеаварийном режимах ……………………………………………………….	27
2.3 Выбор числа и мощности силовых трансформаторов……………………..	25
Заключение…………………………………………………………….…………	31
Список использованных источников……………………………………………	32

 

 

Введение

 

В курсовом проекте разрабатывается сеть с номинальным напряжением 35-150 кВ, предназначенная для электроснабжения промышленного района, содержащего пять предприятий, относящихся к определенной отрасли промышленности с общей мощностью порядка 70-150 МВА.

 

 

Предварительный расчет электрических сетей

Постановка задачи проектирования сети

1.1.1 Краткая характеристика электроснабжаемого района

Проектируемый район относится ко II району по гололеду, по /1/.

По скоростному напору ветра на провода воздушной линии (ВЛ) данный район относится к I району, по /1/.

В данном районе среднегодовая продолжительность гроз составляет около 20-40 часов.

Курск относится к району с редкой пляской проводов с повторяемостью пляски реже 1 раза в 10 лет.

Значения годовой и сезонных эквивалентных температур охлаждающего воздуха в соответствии с /10/ для г. Курск (θэкв).

Годовая температура:  10,6˚С;

Зимняя температура: -7,7˚С;

Летняя температура:  18,4˚С.

 

	о.е.
0,9																			1
															2
0,7											3								3					3
0,5							4
					5																					5
0,3						6																				6
0,1
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20    21 22 23 24ч

 

-------------- - летний суточный график

              - зимний суточный график

 

Рисунок 1.1 – Суточный график активной нагрузки легкой промышленности

 

Расстояние l  , км по воздушной прямой между пунктами сети определяется по выражению

 

                                                          (1.1)

 где l _{и ij} – расстояние между пунктами сети, измеренное циркулем или линейкой на генплане, приведенном в задании, см;

  m – заданный масштаб, км/см.

Протяженность трассы l , км между пунктами сети определяется с учетом неравномерности рельефа местности

 

                                                          (1.2)

 

 где к – поправочный коэффициент. 

Принимаем к=1,16.

Расчет расстояний по воздушной прямой и протяженности трасс сведены в таблицу 1.2.

 

Таблица 1.2 – Протяженность трасс сети

Пункту сети	Расстояния по воздушной прямой (l в) и протяженности трасс (l) между пунктами сети
	РЭС[1]	Пункт 1	Пункт 2	Пункт 3	Пункт 4	Пункт 5
РЭС		40	20	35	68	86
Пункт 1	46,4		53	39	28	50
Пункт 2	23,2	61,5		28	78	92
Пункт 3	40,6	45,2	32,5		56	65
Пункт 4	78,9	32,5	90,5	65,0		27
Пункт 5	99,8	58,0	106,7	75,4	31,3

 

 

1.1.2 Исходные данные в проекте

По заданным каждому потребителю активной мощности , коэффициенту мощности находится реактивная мощность  полная мощность

Для определения  заданного для -ой подстанции используется формула:

 

                                                                             (1.1)

Реактивная мощность -ой районной подстанции электрифицируемого района (РПС) определяется по формуле:

 

                                                                                      (1.2)

 

Полная мощность РПС определяется по формуле:

 

                                                                                      (1.3)

 

Определяется для РПС №1

 

;

 Мвар,

 МВА.

 

Полученные данные сведены в таблицу 1.1.

 

Таблица 1.1

№ п/с	МВт			Мвар	МВА
1	21	0,71	0,922	20,829	29,577
2	34	0,74	0,909	30,904	45,946
3	13	0,73	0,936	12,171	17,808
4	19	0,79	0,776	14,746	24,051
5	25	0,75	0,882	22,697	33,333
Итого	112			100,697	150,716

  

1.1.3 Построение годового графика по продолжительности

График показывает длительность работы в течение года с различной нагрузкой. Для построения условно принято число зимних суток – 213, летних – 152.

На суточном графике нагрузок отмечаем ступени нагрузки 1-6. По суточным графикам определяем, продолжительность действия данной нагрузки P_i^* в течение зимних и летних суток, т.е. ∆t_зi, ∆t_лi.

Годовая продолжительность действия нагрузок в зимнее время суток определяется по формуле:

 

T_зi = ∆t_зi 213,                                                                                              (1.4)

 

Годовая продолжительность действия нагрузок в летнее время суток определяется по формуле:

 

T_лi = ∆t_лi 152,                                                                                             (1.5)

 

Продолжительность действия нагрузок P_i^* в течении года определяется по формуле:

 

T_i = T_зi + T_лi ,                                                                                                 (1.6)

 

Рассчитывается T_з1, T₁, А₁^* для первой ступени:

T_з1 = 8 213=1704 ч,

T₁ = 2769 ч,

А₁^*=1 1704 = 1704

Аналогично проводим расчет для остальных ступеней.

Полученные результаты сведем в таблицу 1.2.

 

Таблица 1.2

№ ступени	∆tзi, ч	∆tлi, ч	Tзi, ч	Tлi, ч	Ti, ч	Pi*, о.е.	Ai*
1	6	-	1278	-	1278	1	1278
2	2	-	426	-	426	0,8	340,8
3	8	16	1704	2432	4136	0,7	2895,2
4	2	-	426	-	426	0,5	213
5	6	-	1278		1278	0,4	511,2
6	-	8	-	1216	1216	0,3	364,8
Итого	24	24	5112	3648	8760	-	5603

 

Определим число часов использования электрических нагрузок по формуле:

Т_{м ,}                                                                                                                                                         (1.7)

Т_м  ч.

По найденным значениям P_i^* и T_i построим годовой график нагрузок по продолжительности, рисунок 1.2.

Р

Рисунок 1.2 – Годовой график нагрузок по продолжительности

12345Следующая ⇒

Поделиться: