Размещено на http://www.allbest.ru/

Оглавление

• Введение
• 1 Разработка вариантов развития сети
• 2 Расчет потокораспределения в сети
• 3 Выбор номинального напряжения сети
• 4 Выбор сечений линий электропередачи на участках сети
• 5 Выбор трансформаторов на понижающих подстанциях
• 6 Выбор схем подстанций на высоком и низком напряжениях
• 7 Экономическое сопоставление вариантов сети и выбор двух наиболее экономичных
• 8 Расчет установившихся режимов сети
• Список литературы
• Введение
• Единая энергетическая система России входит в состав крупного энергетического объединения - Единой энергосистемы (ЕЭС) бывшего СССР, включающего также энергосистемы независимых государств: Азербайджана, Армении, Беларуси, Грузии, Казахстана, Латвии, Литвы, Молдовы, Украины и Эстонии. С ЕЭС продолжают синхронно работать энергосистемы семи стран восточной Европы - Болгарии, Венгрии, Восточной части Германии, Польши, Румынии, Чехии и Словакии.
• В составе Единой энергосистемы России в настоящее время работают параллельно 6 объединенных энергетических систем (ОЭС) России: Центра, Средней Волги, Урала, Северо-запада России, Северного Кавказа, Сибири - в которые входят 65 энергосистем. ОЭС Востока работает в настоящее время изолировано от ЕЭС.
• Электростанциями, входящими в ЕЭС, вырабатывается более 90% электроэнергии, производимой в независимых государствах - бывших республиках СССР. Объединение энергосистем в ЕЭС позволяет: обеспечить снижение необходимой суммарной установленной мощности электростанций за счет совмещения максимумов нагрузки энергосистем, имеющих разницу поясного времени и отличия в графиках нагрузки; сократить требуемую резервную мощность на электростанциях; осуществить наиболее рациональное использование располагаемых первичных энергоресурсов с учетом изменяющейся топливной конъюнктуры; удешевить энергетическое строительство; улучшить экологическую ситуацию.
• Развитие энергетики России, усиление связей между энергосистемами требует расширения строительства электроэнергетических объектов, в том числе линий электропередач и подстанций напряжением 35-110кВ переменного тока. Проектирование электрической сети, включая разработку конфигурации сети и схемы подстанции, является одной из основных задач развития энергетических систем. Качественное проектирование является основой надежного и экономичного функционирования электроэнергетической системы.
• Проектирование электрической сети сводится к разработке конечного числа рациональных вариантов развития электрической сети, обеспечивающих надежное и качественное электроснабжение потребителей электроэнергией в нормальных и послеаварийных режимах. Выбор наиболее рационального варианта производится по экономическому критерию. При этом все варианты предварительно доводятся до одного уровня качества и надежности электроснабжения. Экологический, социальный и другие критерии при проектировании сети учитываются в виде ограничений.
• С точки зрения системного подхода следует вести проектирование для всей сети электроэнергетической системы, начиная от шин электростанций и включая всех потребителей. При этом необходимо рассматривать схемы электростанций и подстанций, решать вопросы защиты от перенапряжения, выбирать устройства защиты и автоматики для автоматического управления и регулирования режима работы электрической системы, включая сети всех напряжений. Такая задача чрезмерно громоздка, практически ее можно решать только по частям - проектировать отдельно сети различных назначений, электростанции и подстанции, защиту от перенапряжения, релейную защиту, устройства автоматики и т.д. При проектировании каждой из этих частей отдельные части представляются приближенно, в них учитываются лишь влияющие на данную часть элементы, для которых предполагаются типовые решения. В дальнейшем эти полученные при проектировании решения уточняются и согласовываются.
• напряжение электропередача трансформатор подстанция
• 1. Разработка вариантов развития сети
• Схемы электрических сетей должны обеспечить необходимую надежность электроснабжения, требуемое качество энергии у потребителей, удобство и безопасность эксплуатации, возможность дальнейшего развития сети и подключения новых потребителей. К дальнейшему рассмотрению предложены все 5 вариантов развития сети.
• В соответствии с ПУЭ нагрузки I категории должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания (допускается от двух секций шин районных подстанций), и перерыв их электроснабжения при нарушении электроснабжения от одного из источников питания может быть допущен лишь на время автоматического восстановления питания. Для электроприемников II категории при нарушении электроснабжения от одного из источников питания допустимы перерывы электроснабжения на время, необходимое для включения резервного питания действиями дежурного персонала или выездной оперативной бригады. Для электроприемников III категории электроснабжение может выполняться от одного источника питания при условии, что перерывы электроснабжения, необходимые для ремонта или замены поврежденного элемента системы электроснабжения, не превышают 1 суток.
• В большинстве случаев двухцепная ЛЭП не удовлетворяет требованиям надежности электроснабжения потребителей I и II категорий, так как при повреждении опор возможен перерыв питания. Для таких потребителей следует предусматривать не менее двух одноцепных линий. Для электроприемников Ш категории допустимо питание по одной линии при технико-экономическом обосновании такого варианта, то есть при учете ущерба от недоотпуска электроэнергии при перерыве питания.
• При разработке вариантов электроснабжения потребителей (рис. 2, 3, 4, 5, 6), учтено наличие двух существующих линий 110 кВ сечением АС-240 между питающей подстанцией 1 и узлом 2 мощностью 30 МВт.
• В варианте 1 и 3 схемы радиальные. В вариантах 2 и 5 смешанные схемы, где во 2 - м варианте узлы 2, 5, и 6 соединяются в кольцо, а в 5-м в кольцо объединены узлы 1, 2, 6, 8. В варианте 4 кольцо образуется из узлов 1, 2, 5, 6, 8 и 9 .
• Рисунок 1.1 - Исходная схема развития сети
• Рисунок 1.2 - Вариант 1

• Рисунок 1.3 - Вариант 2
• Рисунок 1.4 - Вариант 3
• Рисунок 1.5 - Вариант 4

• Рисунок 1.6 - Вариант 5
• 2 Расчет потокораспределения в сети
• 2.1 Расчет потокораспределения варианта 1
• В варианте 1 рассматривается схема сети с односторонним питанием, поэтому потоки мощности на участках сети определяются по известным мощностям нагрузок, начиная с конечных участков.
• Рисунок 2.1 - Потокораспределение для варианта 1
• Таблица 2.1 - Нагрузка в узлах.

№ узла	P, МВт	Q, МВАр
2	30	14,53
4	15	7,26
8	40	19,2
10	15	7,26
11	15	7,26

• Определим реактивную мощность в узлах по формуле (2.1)
• (2.1)
• где соs , согласно заданию, равен 0,9.
• Для 2-го узла :
• Потоки мощностей на участках сети:
• ;
• ;
• ;
• ;
• .
• Аналогичным образом находится распределение потоков реактивных мощностей.
• 2.2 Расчет потокораспределения варианта 2
• В варианте 2 рассматривается схема сети со смешанным соединением узлов. Потоки мощности на участках 8 - 4, 4 - 1, 2 - 1, 8-10, 8-11 определяются как для сети с односторонним питанием.
• Необходимо определить потоки мощности, выходящие из источников А и В (А направление слева на право, В справа на лево), по правилу моментов, полагая, что сечения проводов одинаковы:
• .
• ;
• ;
• ;

• Рисунок 2.2 - Потокораспределение в кольце для варианта 2
• 2.3 Расчет потокораспределения варианта 4
• В варианте 4 рассматривается радиальная схема сети, поэтому потоки мощности на участках сети определяются по известным мощностям нагрузок, начиная с конечных участков.
• Рисунок 2.3 - Потокораспределение в сети для варианта 4
• ;
• ;
• ;
• ;
• .
• 2.4 Расчет потокораспределения варианта 3
• В варианте 3 рассматривается кольцевая схема. Для нахождения потоков мощности в кольце, представим его в виде сети с двухсторонним питанием. Необходимо учитывать, что на участках 1 - 2, 1 - 8 две параллельные линии, которые нужно привести к одной эквивалентной путем деления длины участка на количество линий.
• Далее необходимо определить потоки мощности, выходящие из источников А и В (А направление слева на право, В справа на лево), по правилу моментов, полагая, что сечения проводов одинаковы:
• Рисунок 2.4 - Потокораспределение в кольце для варианта 3
• Определим потокораспределение в схеме сети:
• ;
• ;
• ;
• ;
• ;
• .
• Таким образом, из расчетов видно, что точкой потокораздела является узел 11.
• 2.5 Расчет потокораспределения варианта 5
• В варианте 5 рассматривается схе8ма сети со смешанным соединением узлов. Потоки мощности на участке 10 - 11 определяется как для сети с односторонним питанием, а на остальных участках для определения потоков мощности необходимо рассмотреть кольцо 1 - 4 - 8 - 10 - 2 - 1.
• Для нахождения потоков мощности в кольце, представим его в виде сети с двухсторонним питанием. Расчет кольца ведем аналогично расчетам в схемах сети вариантов 2 и 3.

• Рисунок 2.5 - Потокораспределение в кольце для варианта 5
• ;
• ;
• Определим потокораспределение в схеме сети:
• ;
• ;
• ;
• ;
• ;
• Из расчетов видно, что точкой потокораздела является узел 8.
• 3 Выбор номинального напряжения сети
• Для расчета напряжения будем использовать формулу Г.А.Илларионова [6, формула 6.25], дающую удовлетворительные результаты для шкалы напряжений от 35 до 1150 кВ,
• ,
• где - передаваемая по линии мощность, МВт;
• - длина линии, км;
• - количество параллельных цепей на участке.
• Рассмотрим выбор номинального напряжения сети на примере варианта 1. Выбор номинального напряжения сети по остальным вариантам производится аналогичным образом.
• Потокораспределение варианта 1 показано на рис 2.1. Рассчитываем для него напряжения:
• Таким образом, на основании расчетов и, учитывая напряжение существующей линии в данном варианте, принимаем номинальное напряжение 110 кВ.
• Потокораспределение варианта 2 показано на рис 2.2. Рассчитываем для него напряжения:
• Таким образом, на основании расчетов и, учитывая напряжение существующей линии в данном варианте, принимаем номинальное напряжение 110 кВ.
• Потокораспределение варианта 3 показано на рис 2.3. Рассчитываем для него напряжения:
• Таким образом, на основании расчетов и, учитывая напряжение существующей линии в данном варианте, принимаем номинальное напряжение 110 кВ.
• Потокораспределение варианта 4 показано на рис 2.4. Рассчитываем для него напряжения:
• Таким образом, на основании расчетов и, учитывая напряжение существующей линии в данном варианте, принимаем номинальное напряжение 110 кВ.
• Потокораспределение варианта 5 показано на рис 2.5. Рассчитываем для него напряжения:
• Таким образом, на основании расчетов и, учитывая напряжение существующей линии в данном варианте, принимаем номинальное напряжение 110 кВ.
• В результате расчетов, учитывая напряжение существующей линии, во всех вариантах принимаем напряжение 110 кВ.

4 Выбор сечений линий электропередачи на участках сети

4.1 Расчёт токов на участках

Для определения сечений, необходимо рассчитать токи на каждом участке по формуле:

, (4.1)

где - передаваемая по участку мощность.

Выбор сечений проводов воздушных линий электропередачи 35-500 кВ будем выполнять по экономическим интервалам.

Экономические интервалы для различных стандартных сечений определенного класса напряжения получены при построении зависимости приведенных затрат в сооружение 1 км линии от тока. Вид зависимостей показан на рис. 3.

Сечение F₁,F₂,…F₃ - стандартные сечения для класса номинального напряжения U_ном. Экономические интервалы однозначно определяют сечение воздушной линии в зависимости от тока максимального нормального режима . Если ток в линии лежит в интервале от 0 до - наиболее экономично сечение , при токе от до - сечение и т.д. Здесь понимается ток в одной цепи линии. Экономические интервалы сечений приведены в [1, табл. 1.12].

На рисунке 4.1 представлены экономические интервалы сечений для напряжения U_ном=110 кВ, II-му типу по гололеду, материал опор - сталь, тип опор - одноцепные, в скобках указаны значения для двухцепных опор.

Рисунок 4.1 - Экономические интервалы сечений (в скобках значения для одноцепных линий)

Для I варианта

кА;

кА;

кА;

кА;

кА.

Выбор сечений.

Участок 1 - 2. На данном участке применяем две параллельные линии. Согласно рисунку 4.1 на данном участке принимаем две линии с проводами АС - 240/39, I_доп = 605 А. В аварийном режиме (при обрыве одной из двух цепей) = 350 А, таким образом условие I_maxAB < I_доп соблюдается.

Участок 2 - 10. Выбираем линию сечением 2АС - 240/39 проверяем по допустимому току . В аварийном режиме (при обрыве одной из двух цепей) I_maxAB= 175 А, таким образом условие I_maxAB < I_доп соблюдается и сечение проходит.

Участок 10 -11а. Принимаем две линии с проводами АС - 120/19, . В аварийном режиме (при обрыве одной из двух цепей) I_maxAB=87А, таким образом, условие I_maxAB < I_доп соблюдается и сечение проходит.

Участок 10 -11б. Принимаем одну линию с проводами АС - 120/19, .

Участок1 - 4. Принимаем две линии с проводами АС - 240/32, I_доп = 605 А. В аварийном режиме (при обрыве одной из двух цепей) I_maxAB =321 А, таким образом условие I_maxAB < I_доп соблюдается и сечение проходит.

Участок 4 - 8. Принимаем две линии с проводами АС - 240/32, . В аварийном режиме (при обрыве одной из двух цепей) I_maxAB = 233. А, таким образом, условие I_maxAB < I_доп соблюдается и сечение проходит.

Все полученные данные заносятся в таблицу 4.1.

Для II варианта

кА;

кА;

кА;

кА;

кА.

Участок 2 - 1. Существующую линию сечением 2АС - 240/39 проверяем по допустимому току . В аварийном режиме (при обрыве одной из двух цепей) I_maxAB= 175 А, таким образом условие I_maxAB < I_доп соблюдается и сечение проходит.

Участок 1 - 4. Принимаем две линии с проводами АС - 240/39, I_доп = 610 А. В аварийном режиме (при обрыве одной из двух цепей) I_maxAB = 496 А, таким образом условие I_maxAB < I_доп соблюдается и сечение проходит.

Участок 4 - 8. Принимаем две линии с проводами АС - 240/39, . В аварийном режиме (при обрыве одной из двух цепей) I_maxAB = 408. А, таким образом, условие I_maxAB < I_доп соблюдается и сечение проходит.

Участок 8 - 11. Принимаем линию с проводом 2АС - 120/19, I_доп = 390 А. В аварийном режиме (при обрыве одной из двух цепей) I_maxAB = 87. А, таким образом, условие I_maxAB < I_доп соблюдается и сечение проходит.

Участок 10 - 8. Согласно рисунку 4.1 выбираем на данном участке принимаем линию с проводом 2АС - 120/19, I_доп = 390 А. В нормальном режиме I_maxAB = 96 А, таким образом условие I_maxAB < I_доп соблюдается.

Для III варианта:

кА;

кА;

кА;

кА;

кА.

кА.

Выбор сечений.

Участок 1 - 4. На данном участке применяем две параллельные линии. Согласно рисунку 4.1 выбираем на данном участке принимаем две линии с проводами АС - 240/39, I_доп =610 А. В аварийном режиме (при обрыве одной из двух цепей) I_maxAB = 336 А, таким образом условие I_maxAB < I_доп соблюдается.

Участок 1 - 2. Существующую линию сечением АС - 240/39 проверяем по допустимому току . В аварийном режиме (при обрыве одной из двух цепей) I_maxAB= 334 А, таким образом условие I_maxAB < I_доп соблюдается и сечение проходит.

Участок 8 - 4. Принимаем одну линию с проводом АС - 240/39, I_доп = 610 А. В нормальном режиме I_maxAB = 249 А, таким образом, условие I_maxAB < I_доп соблюдается и сечение проходит.

Участок 11 - 8. Принимаем одну линию с проводом АС - 70/11, I_доп = 265 А. В нормальном режиме I_maxAB = 15 А, таким образом, условие I_maxAB < I_доп соблюдается и сечение проходит.

Участок 10 - 2. Принимаем одну линию с проводами АС - 120/19, . В нормальном режиме I_maxAB = 159 А, таким образом, условие I_maxAB < I_доп соблюдается и сечение проходит.

Участок 10 - 11. Принимаем одну линию с проводами АС - 70/11, . В нормальном режиме I_maxAB = 71 А, таким образом, условие I_maxAB < I_доп соблюдается и сечение проходит.

Рисунок 4.4 - Потокораспределение в кольце для варианта 3 при обрыве 1-2

Определим потокораспределение в схеме сети:

МВт;

МВт;

МВт;

МВт;

МВт;

кА;

кА;

кА;

кА;

кА.

Участок 2 - 10. На данном участке при обрыве 1 - 2 ток I_махAB = 175 А. Следовательно, выбранный провод АС - 70/11, в аварийном режиме проходит, так как условие I_махAB < I_доп соблюдается.

Участок 10 - 11. На данном участке при обрыве 1 - 2 ток I_махAB = 262 А. Следовательно, выбранный провод АС - 70/11, в аварийном режиме проходит, так как условие I_махAB < I_доп соблюдается.

Участок 11 - 8. На данном участке при обрыве 1 - 2 ток I_махAB = 350 А. Следовательно, выбранный провод АС - 70/11, в аварийном режиме не проходит, так как условие I_махAB < I_доп не соблюдается, поэтому выбираем на данном участке провод АС -120/19. Данный провод проходит, так как в аварийном режиме проходит, так как условие I_махAB < I_доп соблюдается.

Участок 8 - 4. На данном участке при обрыве 1 - 2 ток I_махAB = 583 А. Следовательно, выбранный провод АС - 240/39, в аварийном режиме проходит, так как условие I_махAB < I_доп соблюдается.

Участок 4 - 1. На данном участке при обрыве 1 - 2 ток I_махAB = 671 А. Следовательно, выбранная линия с проводами 2АС - 240/39, в аварийном режиме проходит, так как имеется 2 линии условие I_AB < I_доп соблюдается.

Рисунок 4.4 - Потокораспределение в кольце для варианта 3 при обрыве 1-4

Определим потокораспределение в схеме сети:

МВт;

МВт;

МВт;

МВт;

МВт;

кА;

кА;

кА;

кА;

кА.

Участок 2 - 10. На данном участке при обрыве 1 - 4 ток I_махAB = 496 А. Следовательно, выбранный провод АС - 70/11, в аварийном режиме не проходит, так как условие I_махAB < I_доп не соблюдается. Выбираем следующий по величине сечения провод АС - 240/39, в аварийном режиме роходит, так как условие I_махAB < I_доп соблюдается.

Участок 10 - 11. На данном участке при обрыве 1 - 4 ток I_махAB = 408 А. Следовательно, выбранный провод АС - 70/11, в аварийном режиме не проходит, так как условие I_махAB < I_доп не соблюдается. Выбираем провод АС - 240/39, в аварийном режиме проходит, так как условие I_махAB < I_доп соблюдается.

Участок 11 - 8. На данном участке при обрыве 1 - 4 ток I_махAB = 321 А. Следовательно, выбранный провод АС - 120/19, в аварийном режиме проходит, так как условие I_махAB < I_доп соблюдается.

Участок 8 - 4. На данном участке при обрыве 1 - 4 ток I_махAB = 87 А. Следовательно, выбранный провод АС - 240/39, в аварийном режиме проходит, так как условие I_махAB < I_доп соблюдается.

Участок 2 - 1. На данном участке при обрыве 1 - 4 ток I_махAB = 671 А. Следовательно, выбранная линия с проводами 2АС - 240/39, в аварийном режиме проходит, так как имеется 2 линии условие I_AB < I_доп соблюдается.

Все полученные данные заносятся в таблицу 4.3.

Для IV варианта

кА;

кА;

кА;

кА.

кА;

Участок 4- 1. Принимаем две линии с проводами АС - 120/19, . В аварийном режиме (при обрыве одной из двух цепей) I_maxAB = 87. А, таким образом, условие I_maxAB < I_доп соблюдается и сечение проходит.

Участок 8 - 1. Принимаем две линии с проводами АС - 240/39, . В аварийном режиме (при обрыве одной из двух цепей) I_maxAB = 321. А, таким образом, условие I_maxAB < I_доп соблюдается и сечение проходит.

Участок 11 - 8. Принимаем две линии с проводами АС - 120/19, . В аварийном режиме (при обрыве одной из двух цепей) I_maxAB = 87. А, таким образом, условие I_maxAB < I_доп соблюдается и сечение проходит.

Участок 2 - 1. Принимаем две линии с проводами АС - 240/39, . В аварийном режиме (при обрыве одной из двух цепей) I_maxAB = 262 А, таким образом, условие I_maxAB < I_доп соблюдается и сечение проходит.

Участок 10 - 2. Принимаем две линии с проводами АС - 120/19, . В аварийном режиме (при обрыве одной из двух цепей) I_maxAB = 87. А, таким образом, условие I_maxAB < I_доп соблюдается и сечение проходит.

Все полученные данные заносятся в таблицу 4.4.

Для V варианта

кА;

кА;

кА;

кА;

кА;

кА.

Участок 4 - 1. На данном участке принимаем две линии с проводами АС - 240/39, I_доп =610 А. В аварийном режиме (при обрыве одной из двух цепей) I_maxAB = 319 А, таким образом условие I_maxAB < I_доп соблюдается.

Участок 8 - 4. Согласно рисунку 4.1 выбираем на данном участке линию с проводом АС - 240/39, . В нормальном режиме I_AB = 231 А, таким образом, условие I_AB < I_доп соблюдается и сечение проходит.

Участок 10 - 8. Согласно рисунку 4.1 выбираем на данном участке линию с проводом АС - 70/11, . В нормальном режиме I_AB = 1 А, таким образом, условие I_AB < I_доп соблюдается и сечение проходит.

Участок 2 - 1. Принимаем две линии с проводами АС - 240/39, . В аварийном режиме (при обрыве одной из двух цепей) I_maxAB = 351 А, таким образом, условие I_maxAB < I_доп соблюдается и сечение проходит.

Участок 10 - 2. Принимаем линию с проводами АС - 120/19, . В нормальном режиме I_AB = 176 А, таким образом, условие I_AB < I_доп соблюдается и сечение проходит.

Участок 11 - 10. Согласно рисунку 4.1 выбираем на данном участке две линии с проводами АС - 120/19, . В аварийном режиме (при обрыве одной из двух цепей) I_maxAB = 87 А, таким образом, условие I_maxAB < I_доп соблюдается и сечение проходит.

Проверим выбранные провода в аварийном режиме при обрыве 1 -2, 1-4.

Рисунок 4.6 - Потокораспределение в кольце для варианта 5 обрыв 1-2

Определим потокораспределение в схеме сети:

МВт;

;

МВт;

МВт;

МВт;

кА;

кА;

кА.

кА.

кА.

Участок 4 - 1. На данном участке при обрыве 1 - 2 ток I_махAB = 671 А. Следовательно, выбранный провод АС - 240/39, в аварийном режиме так как имеется две линии провод проходит, так как условие I_махAB < I_доп соблюдается.

Участок 8 - 4. На данном участке при обрыве 1 - 2 ток I_махAB = 583 А. Следовательно, выбранный провод АС - 240/39, в аварийном режиме проходит, так как условие I_махAB < I_доп соблюдается.

Участок 10 - 8. На данном участке при обрыве 1 - 2 ток I_махAB = 350 А. Следовательно, выбранный провод АС - 70/11, в аварийном режиме не проходит, так как условие I_махAB < I_доп не соблюдается. Выбираем провод АС-120/19, в аварийном режиме проходит, так как условие I_махAB < I_доп соблюдается.

Участок 10 - 2. На данном участке при обрыве 1 - 2 ток I_махAB = 87 А. Следовательно, выбранный провод АС - 120/19, в аварийном режиме проходит, так как условие I_махAB < I_доп соблюдается.

Рисунок 4.7 - Потокораспределение в кольце для варианта 5 обрыв 1-4

Определим потокораспределение в схеме сети:

;

;

;

;

;

кА;

кА;

кА;

кА;

Участок 1 - 2. На данном участке при обрыве 1 - 4 ток I_махAB = 671 А. Следовательно, выбранная линия с проводами 2АС - 240/39, в аварийном режиме проходит, так как имеется 2 линии и условие I_махAB < I_доп соблюдается.

Участок 2 - 10. На данном участке при обрыве 1 - 4 ток I_махAB = 496 А. Следовательно, выбранный провод АС - 120/19, в аварийном режиме не проходит, так как условие I_махAB < I_доп не соблюдается. Выбираем АС - 240/39, в аварийном режиме проходит, так как условие I_махAB < I_доп соблюдается.

Участок 10- 8. На данном участке при обрыве 1 - 4 ток I_махAB = 321 А. Следовательно, выбранный провод АС - 70/11, в аварийном режиме не проходит, так как условие I_махAB < I_доп не соблюдается, Поэтому выбираем провод АС-120/19. в аварийном режиме проходит, так как условие I_махAB < I_доп соблюдается,

Участок 8- 4. На данном участке при обрыве 1 - 4 ток I_махAB = 87 А. Следовательно, выбранный провод АС - 240/39, в аварийном режиме проходит, так как условие I_махAB < I_доп соблюдается.

Все полученные данные заносятся в таблицу 4.5.

Таблица 4.1 - Выбор сечений проводников для 1 варианта

Линия	Вид	Ток участка, А	Сечение	Число цепей	Вид аварии	IAB,a	Iдоп,a
1-2	Существ.	350	АС 240/39	2	обрыв 1 цепи	350	610
2-10	проект.	175	АС 120/19	2	обрыв 1 цепи	175	390
10-11	проект.	87	АС 120/19	2	обрыв 1 цепи	87	390
1-4	проект.	321	АС 240/39	2	обрыв 1 цепи	321	610
4-8	проект.	233	АС 240/39	2	обрыв 1 цепи	233	610

Таблица 4.2 - Выбор сечений проводников для 2 варианта

Линия	Вид	Ток участка, А	Сечение	Число цепей	Вид аварии	IAB,a	Iдоп,a
1-2	сущест.	175	АС 240/39	2	обрыв 1 цепи	175	390
1-4	проект.	496	АС 240/39	2	обрыв 1 цепи	496	610
4-8	проект.	408	АС 240/39	2	обрыв 1 цепи	408	610
8-11	проект.	87	АС 120/19	2	обрыв 1 цепи	87	265
10-8	проект.	87	АС 120/19	2	обрыв 1 цепи	87	390

Таблица 4.3 - Выбор сечений проводников для 3 варианта

Линия	Вид	Ток участка, А	Сечение	Число цепей	Вид аварии	IAB,a	Iдоп,a
4-1	проект.	336	АС 240/39	2	обрыв 1-2	671	610
8-4	проект.	249	АС 240/39	1	обрыв 1-2	583	610
11-8	проект.	15	АС 120/19	1	обрыв 1-2	350	390
2-1	сущест.	339	АС 240/39	2	обрыв 1-4	671	610
10-2	проект.	175	АС 240/39	1	обрыв 1-4	496	610
11-10	проект.	71	АС 240/39	1	Обрыв 1-4	408	610

Таблица 4.4 - Выбор сечений проводников для 4 варианта

Линия	Вид	Ток участка, А	Сечение	Число цепей	Вид аварии	IAB,a	Iдоп,a
4-1	проект.	87	АС 120/19	2	обрыв 1 цепи	87	390
8-1	проект.	321	АС 240/39	2	обрыв 1 цепи	321	610
11-1	проект.	87	АС 120/19	2	обрыв 1 цепи	87	390
2-1	сущест.	262	АС 240/39	2	обрыв 1 цепи	262	610
10-2	проект.	87	АС 120/19	2	обрыв 1 цепи	87	390

Таблица 4.5 - Выбор сечений проводников для 5 варианта

Линия	Вид	Ток участка, А	Сечение	Число цепей	Вид аварии	IAB,a	Iдоп,a
4-1	проект.	319	АС 240/39	2	Обрыв 1-2	671	610
8-4	проект.	231	АС 240/39	1	Обрыв 1-2	583	610
10-8	проект.	1	АС 120/19	1	Обрыв 1-2	350	390
2-1	сущест.	351	АС 240/39	2	Обрыв 1-4	671	610
10-2	проект.	176	АС 240/39	1	Обрыв 1-4	496	610
11-10	проект.	87	АС 120/19	2	обрыв 1 цепи	87	390

5. Выбор трансформаторов на понижающих подстанциях

В практике проектирования на подстанциях всех категорий предусматривается, как правило, установка двух трансформаторов. Установка одного трансформатора рекомендуется только в случае питания потребителей III категории при наличии в сетевом районе передвижной резервной подстанции, обеспечивающей замену трансформатора в течение суток.

Необходимо обеспечить энергией потребителей I и II категорий в случае аварии на одном из трансформаторов или его отключении. В этом случае, оставшийся в работе трансформатор должен обеспечить питание потребителей I и II категорий с допустимой перегрузкой до 40%, на время не более 6 часов, в течение 5 суток, при коэффициенте заполнения суточного графика 0,75. Следует учитывать, что при аварии с одним из трансформаторов допускается отключение потребителей III категории.

Условия выбора:

1) ;

2) ; (5.1)

3) .

После выбора трансформатора необходимо произвести проверку:

.

Рассмотрим выбор трансформаторов на примере узла 2. Выбор трансформаторов в остальных вариантах производится аналогичным образом.

 МВА;

МВА.

Выбираем марку трансформатора [3, таблица 1. 3] ТРДН-25000/110. При этом:

1) ;

2) ;

3) .

.

То есть в аварийном режиме при отключении одного из трансформаторов, второй будет перегружен на 33%.

Все данные о выбранных трансформаторах заносятся в таблицу 6.1.

Таблица 5.1 - Выбор понижающих трансформаторов

№ узла	Мощность нагрузки	S/1,4, МВ?А	Тип и число трансформаторов
	Р , МВт	S , МВт
2	30	33,33	23,33	2ТРДН-25000/110
4	15	16,66	11,9	2ТДН-16000/110
8	40	44,44	31,7	2ТРДН-40000/110
10	15	16,66	11,9	2ТДН-16000/110
11а	15	16,66	11,9	2ТДН-16000/110
11б	15	16,66	-	ТРДН-25000/110

6. Выбор схем подстанций на высоком и низком напряжениях

Согласно стандарту организации ОАО “ФСК ЕЭС” “Схемы принципиальные электрические распределительных устройств подстанций 35-750 кВ” схемы РУ ПС при конкретном проектировании разрабатываются на основании схем развития энергосистемы, схем электроснабжения района или объекта и других работ по развитию электрических сетей и должны:

1. Обеспечивать коммутацию заданного числа высоковольтных линий , трансформаторов и автотрансформаторов и компенсирующих устройств с учетом перспективы развития ПС;

2. Обеспечивать требуемую надежность работы РУ исходя из условий электроснабжения потребителей в соответствии с категориями электроприемников и транзитных перетоков мощности по межсистемным и магистральным связям в нормальном режиме без ограничения мощности и в послеаварийном режиме при отключенных нескольких присоединениях с учетом допустимой нагрузки оставшегося в работе оборудования.

Таблица 6.1 - Определение числа ячеек выключателей 110 кВ (вариант 1)

№ узла	Число присоединений	Схема распределительного устройства 110 кВ	Число ячеек выключателей 110 кВ
	линий	тр-ров
1	4	2	Две рабочие и обходная системы шин	8
2	4	2	Шестиугольник	6
4	4	2	Шестиугольник	6
8	2	2	Четырехугольник	4
10	4	2	Шестиугольник	6
11а	2	2	Два блока с неавтом. перемычкой со стороны линий	2
11б	2	1	Заход-выход	2
Итого: 34

Таблица 6.2 - Определение числа ячеек выключателей 110 кВ (вариант 2)

№ узла	Число присоединений	Схема распределительного устройства 110 кВ	Число ячеек выключателей 110 кВ
	линий	тр-ров
1	4	2	Две рабочие и обходная системы шин	8
2	4	2	Четырехугольник	4
4	2	2	Шестиугольник	6
8	2	2	Шестиугольник	6
10	4	2	Четырехугольник	4
11	4	2	Четырехугольник	4
Итого: 30

Таблица 6.3 - Определение числа ячеек выключателей 110 кВ (вариант 3)

№ узла	Число присоединений	Схема распределительного устройства 110 кВ	Число ячеек выключателей 110 кВ
	линий	тр-ров
1	4	2	Две рабочие и обходная системы шин	8
4	4	2	Одна секционированная система шин с обходной	7
8	2	2	Мостик с выключателями в цепях линий и неавтом. перемычкой со стороны линий	3
11	2	2	Мостик с выключателями в цепях линий и неавтом. перемычкой со стороны линий	3
10	4	2	Мостик с выключателями в цепях линий и неавтом. перемычкой со стороны линий	3
2	2	2	Одна секционированная система шин с обходной	7
Итого: 31

Таблица 6.4 - Определение числа ячеек выключателей 110 кВ (вариант 4)

№ узла	Число присоединений	Схема распределительного устройства 110 кВ	Число ячеек выключателей 110 кВ
	линий	тр-ров
1	6	2	Две рабочие и обходная системы шин	10
4	3	2	Четырехугольник	6
8	2	2	Шестиугольник	4
11а	2	2	Два блока с неавтом. перемычкой со стороны линий	2
11б	2	1	Заход-выход	2
10	3	2	Четырехугольник	4
2	2	2	Шестиугольник	6
Итого: 34

Таблица 6.5 - Определение числа ячеек выключателей 110 кВ (вариант 5)

№ узла	Число присоединений	Схема распределительного устройства 110 кВ	Число ячеек выключателей 110 кВ
	линий	тр-ров
1	4	2	Две рабочие и обходная системы шин	8
4	5	2	Одна секционированная система шин с обходной	7
8	2	2	Мостик с выключателями в цепях линий и неавтом. перемычкой со стороны линий	3
10	2	2	Шестиугольник	6
2	5	2	Одна секционированная система шин с обходной	7
11а	2	2	Два блока с неавтом. перемычкой со стороны линий	2
11б	2	1	Заход-выход	2
Итого: 35

6.2 Выбор схем электрических соединений РУ подстанций на стороне НН

Выбор схем распределительных устройств на стороне низкого напряжения зависит от количества трансформаторов и их типа.

Выбор схем электрических соединений РУ производим согласно [5].

Таблица 6.6 - Схемы РУНН

№ узла	Тип применяемого трансформатора	Схема РУ
2	2ТРДН-25000/110	Две одиночные секционированные выключателями системы шин
4	2ТДН-16000/110	Одна одиночная секционированная выключателем система шин
8	2ТРДН-40000/110	Две одиночные секционированные выключателями системы шин
10	2ТРДН-16000/110	Одна одиночная секционированная выключателем система шин
11а	2ТДН-16000/110	Одна одиночная секционированная выключателем система шин
11б	ТРДН-25000/110	Одна одиночная секционированная выключателем система шин

7. Экономическое сопоставление вариантов сети и выбор двух наиболее экономичных

7.1 Общие положения

Варианты, подлежащие технико-экономическому сравнению, должны быть технически и экономически сопоставимы. Подсчет приведенных затрат производится по формуле:

, руб./ год, (7.1)

где - нормативный коэффициент эффективности (в энергетике );

- соответственно капитальные вложения в линии и подстанции;

- соответственно издержки на амортизацию и обслуживание линий , подстанций и - издержки на возмещение потерь энергии в электрических сетях;

У - математическое ожидание народнохозяйственного ущерба от нарушения электроснабжения.

Ежегодные издержки И_л и И_п определяются суммой отчислений от капитальных вложений:

; (7.2)

, (7.3)

где , - соответственно коэффициенты отчислений на амортизацию и обслуживание для линий и подстанций [4, табл. 2. 1].

Издержки на возмещение потерь энергии определяются по формуле:

, (7.4)

где - суммарные переменные потери мощности в сети в режиме максимальных нагрузок;

- суммарные потери холостого хода трансформаторов;

ф - число часов максимальных потерь в году:

; (7.5)

в₀ - удельная стоимость потерь активной энергии.

В случае питания потребителя по одной линии ущерб У при ее аварийном отключении можно оценить по выражению:

, (7.6)

где б - удельный годовой ущерб от аварийных ограничений электроснабжения [3, рис.2.1];

- максимальная нагрузка потребителя;

- коэффициент вынужденного простоя;

- степень ограничения потребителя ( при полном отключении потребителя, при частичном отключении),

, (7.7)

где m - число последовательно, включенных элементов сети;

- среднее время восстановления элемента i [4, таблица 2.31];

- параметр потока отказов элемента i [4, таблица 2.33].

На основании анализа результатов расчета выбираются 2 варианта с меньшими приведенными затратами.

7.2 Экономическое сопоставление подвариантов а и б

Решение этого вопроса позволяет однозначно определить схему питания потребителей III категории в узле 11 для варианта 1.

Подвариант а предполагает присоединение узла 11 по двум линиям АС - 120 с установкой на подстанциях двух трансформаторов ТДН-16000/110, подвариант б предполагает присоединение узла 11 по одной линии АС - 120 с установкой на подстанциях одного трансформатора ТРДН-25000/110. Рассмотрим подварианты в узле 11.

1) Подвариант а. Капитальные вложения в линии:

,

где С - стоимость 1 км линии. Для АС - 120 [4, таблица 2.23] при номинальном напряжении линии 110 кВ на стальных одноцепных опорах для II района по гололеду (с учетом инфляции) = 1014 тыс.руб/км;

- длина линии; n - число параллельных линий.

Тогда:

тыс.руб.

Капиталовложения в подстанцию включают стоимость трансформаторов и РУ высшего напряжения. Стоимость РУ низшего напряжения незначительна вследствие невысокой стоимости выключателей 10 кВ. Расчетная стоимость трансформатора ТДН-16000/110 [4, таблица 2.7] составляет (с учетом инфляции) тыс.руб., стоимость ячейки выключателя 110 кВ: тыс.руб. [4, таблица 2.3], тогда:

тыс.руб.,

где число выключателей равно 0, так как схемы подвариантов а и б присоединения узла 11 не различаются;

тыс.руб.

Ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание [4, таблица 2.1] для линий составляют 2,8%, для подстанций 110 кВ - 9,4%, соответственно:

, .

Для определения издержек на покрытие потерь электроэнергии необходимо найти параметры схемы замещения сети:

;

Ом,

где - погонное сопротивление. Ом/км [4, таблица П.1 - 2];

Ом,

где - сопротивление трансформатора.Ом [6, таблица 1.30];

Ом;

МВт,

где , определяется из таблицы [6, таблица 1.30].

Потери мощности в максимальном режиме:

,

ток определен при выборе сечений, кА, тогда:

МВт.

Число часов максимальных потерь:

ч.

Принимаем удельную стоимость потерь электроэнергии 80 коп./кВт_?ч, то есть тыс.руб./МВт_?ч.

Издержки:

тыс.руб.

Таким образом, приведенные затраты в подварианте а присоединения узла 11 составляют:

тыс.руб.

2) Подвариант б. Капиталовложения в линии:

тыс.руб.,

тыс.руб.,

тыс.руб.

Ом,Ом;

Ом;

Издержки на потери:

МВт,

МВт,

МВт;

тыс.руб.

Питание потребителей может быть аварийно прекращено и ущерб, связанный с перерывом питания:

,

при его расчете следует учесть два последовательно включенных элемента: линию и трансформатор (m = 2), при полном отключении , удельный ущерб тыс.руб./кВт = тыс.руб./МВт [4, рисунок 6.4, а], МВт.

Параметры потока отказов линии отказ/год на 100 км, трансформатора отказ/год [4, таблица 2.32]. Среднее время восстановления [4, таблица 2.33] для линии лет/отказ, трансформатора лет/отказ при наличии в системе резервного трансформатора и лет/отказ при его отсутствии,

тыс.руб.

Приведенные затраты для подварианта б:

тыс.руб.

Сопоставление приведенных затрат показывает, что подвариант с одной линией и одним трансформатором экономичнее на 5,6% (с учетом ущерба от перерыва электроснабжения). Выбираем подвариант а, т.к. он с наименьшими приведенными затратами, с более высокой надежностью электроснабжения и с более высокой оперативной гибкостью схемы, а также с лучшими возможностями развития сети при росте нагрузок.

Таким образом, при технико-экономическом сопоставлении двух подвариантов (а и б) рассматриваемого варианта 1 питание потребителей узла 11 осуществляется по двум линиям АС - 120 с установкой на подстанции двух трансформаторов ТДН-16000/110.

7.3 Экономическое сопоставление по всем сравниваемым вариантам

Следует учесть, что во всех вариантах в узлах стоят одинаковые трансформаторы и поэтому нужно учесть только разное число выключателей. Число выключателей, которые следует учесть при сопоставлении вариантов показано в табл. 7.1.

При определении приведенных затрат следует учесть, что линия 1-2 существующая и во всех вариантах капиталовложения на ее сооружение и амортизационные отчисления не учитываются.

Таблица 7.1 - Число ячеек выключателей по вариантам

Вариант	1	2	З	4	5
Число ячеек выключателей 110 кВ	34	32	31	34	35
Число ячеек для учета при экономическом сопоставлении	3	1	0	3	4

Сопротивление участка 2-10 :

Потери мощности в максимальном режиме:

Число часов максимальных потерь в году:

Издержки на компенсацию потерь энергии составляют:

тыс.руб.

Капитальные вложения в линии (C - стоимость 1 км линии [4,табл.2.22]; l -длина линии; n-число параллельных линий):

тыс.руб.

Определяется аналогичным образом для всех линий;

Полученные результаты заносим в таблицу, данные расчёты будут аналогичны для всех вариантов.

Капиталовложения на выключатели и суммарные капиталовложения:

тыс.руб.

тыс.руб.

Затраты по варианту I определяются как

тыс.руб.

Таблица 7.2 - Расчет экономических показателей для 1 варианта

Линия	Вид	Ток участка, А	Длина,км	Сечение	R, Ом	, МВт	, тыс.руб	, тыс.руб.
1-4	проект.	321	25	2АС 240/39	1,5	0,463	1204	26320
4-8	проект.	233	40	2АС 240/39	2,4	0,39

Страница:

•  1 
•  2 
курсовая работа "Варианты развития сети (электропередачи), их расчеты" скачать



Подобные документы

• Проектирования электрической сети

  Анализ различных вариантов развития сети. Выбор номинального напряжения сети, определение сечения линий электропередачи, выбор трансформаторов на понижающих подстанциях. Расчет установившихся режимов сети для двух наиболее экономичных вариантов развития.
  
  дипломная работа [1,1 M], добавлен 20.08.2014
  

• Проектирование электрических систем энергосистемы

  Выбор схемы соединения линий электрической сети. Определение сечений проводов линий электропередачи. Расчёт максимального режима сети. Выявление перегруженных элементов сети. Регулирование напряжения на подстанциях. Выбор трансформаторов на подстанциях.
  
  курсовая работа [5,0 M], добавлен 14.03.2009
  

• Выбор схем питающих и распределительных сетей

  Выбор конфигурации, номинального напряжения сети. Выбор трансформаторов и схем электрических соединений. Сечение проводов воздушных линий электропередачи. Технико–экономические показатели. Уточнённый расчёт радиально-магистральной сети напряжением 220 кв.
  
  курсовая работа [1,3 M], добавлен 25.10.2016
  

• Проектирование электрической сети для электроснабжения промышленного района

  Определение предварительного распределения мощностей в линиях. Выбор номинального напряжения сети и сечений проводов в двух вариантах. Проверка выбранных сечений по допустимой токовой нагрузке. Расчет силовых трансформаторов и выбор схем подстанций.
  
  курсовая работа [701,7 K], добавлен 26.06.2011
  

• Расчеты режимов электрических сетей

  Выбор номинального напряжения сети, мощности компенсирующих устройств, сечений проводов воздушных линий электропередачи, числа и мощности трансформаторов. Расчет схемы замещения электрической сети, режима максимальных, минимальных и аварийных нагрузок.
  
  курсовая работа [2,5 M], добавлен 25.01.2015
  

• Технико-экономическое обоснование варианта схемы развития электрической сети районной энергосистемы для электроснабжения новых узлов нагрузки

  Выбор вариантов развития существующей сети. Выбор номинальных напряжений сооружаемых воздушных линий радиального варианта сети. Определение сечений проводов сооружаемых линий радиального варианта сети. Выбор понижающих трансформаторов на подстанции.
  
  курсовая работа [2,9 M], добавлен 22.07.2014
  

• Проектирование районной электрической сети

  Составление вариантов схемы электрической сети и выбор наиболее рациональных из них. Расчет потокораспределения, номинальных напряжений, мощности в сети. Подбор компенсирующих устройств, трансформаторов и сечений проводов воздушных линий электропередачи.
  
  курсовая работа [1,6 M], добавлен 24.11.2013
  

• Проектирование электрической сети

  Составление вариантов схемы электрической сети и выбор наиболее рациональных решений. Приближенный расчет потокораспределения, определение номинального напряжения. Выбор трансформаторов на подстанциях. Разработка схемы электрических соединений сети.
  
  дипломная работа [1,8 M], добавлен 04.12.2012
  

• Упрощенный порядок проектирования электрической сети района

  Разработка вариантов конфигураций и выбор номинальных напряжений сети. Выбор компенсирующих устройств при проектировании электрической сети. Выбор числа и мощности трансформаторов на понижающих подстанциях. Электрический расчет характерных режимов сети.
  
  курсовая работа [599,7 K], добавлен 19.01.2016
  

• Проектирование сети Новоаннинского энергорайона

  Выбор трансформаторов на понижающих подстанциях. Расчет мощности источника сети кольцевой схемы. Технико-экономическое сопоставление вариантов развития сети. Проектирование электроснабжения аккумуляторной станции. Разработка схемы электроснабжения.
  
  дипломная работа [1,6 M], добавлен 30.04.2015
  

• Проектирование развития электрической сети

  Принципы разработки вариантов конфигурации сети. Разработка балансов мощностей. Определение эквивалентных токов узлов. Выбор сечений линий электропередачи. Оценка технико-экономических показателей подстанций. Издержки на компенсацию потерь электроэнергии.
  
  курсовая работа [3,1 M], добавлен 04.09.2014
  

• Проектирование районной электрической сети

  Расчет потокораспределения в электрической сети. Выбор сечений проводов линий электропередачи, трансформаторов и компенсирующих устройств на подстанциях. Расчет установившихся (максимального, минимального и послеаварийного) режимов работы электросети.
  
  курсовая работа [1,0 M], добавлен 16.10.2014
  

• Проектирование электрической сети

  Предварительный выбор числа и мощности трансформаторов. Выбор сечений линий электропередач для различных вариантов схемы развития. Экономическое сравнение вариантов электрической сети. Исследование аварийных и послеаварийных режимов электрической сети.
  
  курсовая работа [1,4 M], добавлен 25.12.2014
  

• Передача и распределение электроэнергии

  Выбор сечений проводов воздушных линий электропередачи. Зарядная мощность линий. Мощность трансформаторов на подстанциях. Справочные и расчетные параметры выбранных трансформаторов. Определение расчетных нагрузок узлов. Анализ схемы электрической сети.
  
  курсовая работа [439,9 K], добавлен 16.01.2013
  

• Разработка вариантов развития сети электроснабжения потребителей

  Выбор номинального напряжения сети. Расчет тока нагрузки и выбор сечения проводов. Расчет схемы замещения и выбор силовых трансформаторов. Определение радиальной сети. Расчет установившегося режима замкнутой сети без учета потерь мощности и с ее учетом.
  
  курсовая работа [188,4 K], добавлен 17.04.2014
  

• Проектирование электрической сети

  Разработка проекта электрической сети с учетом существующей линии 110 кВ. Исследование пяти вариантов развития сети. Расчет напряжения, сечений ЛЭП, трансформаторов на понижающих подстанциях и схемы распределительных устройств для каждого варианта.
  
  курсовая работа [2,4 M], добавлен 24.10.2012
  

• Проектирование районной электрической сети

  Разработка вариантов конфигурации электрической сети. Выбор номинального напряжения сети, сечения проводов и трансформаторов. Формирование однолинейной схемы электрической сети. Выбор средств регулирования напряжений. Расчет характерных режимов сети.
  
  контрольная работа [616,0 K], добавлен 16.03.2012
  

• Эскизный проект районной электрической сети напряжением от 35 до 220 кВ

  Составление баланса активной и реактивной мощностей. Схемы соединений сети. Выбор номинального напряжения и сечений проводов, трансформаторов на подстанциях. Расчет потерь электроэнергии в элементах сети. Определение ущерба от перерыва в электроснабжении.
  
  курсовая работа [164,2 K], добавлен 05.09.2013
  

• Проект развития электрической сети

  Выбор рациональных вариантов схем электрической сети с обоснованием конфигурации сети, номинальных напряжений, числа и мощности трансформаторов на подстанциях, электрической схемы сооружаемой электростанции, а также материала и сечений проводов линии.
  
  курсовая работа [956,8 K], добавлен 14.05.2013
  

• Проектирование районной электрической сети 220/110 кВ

  Построение вариантов схемы электрической сети. Предварительный расчет потоков мощности. Выбор номинальных напряжений для кольцевой сети. Определение сопротивлений и проводимостей линий электропередачи. Проверка сечений по техническим ограничениям.
  
  курсовая работа [515,7 K], добавлен 29.03.2015
  

Другие документы, подобные "Варианты развития сети (электропередачи), их расчеты"

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам