Проектування електричної частини підстанції

Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Побудова графіків електричного навантаження

Використовуючи дані добових типових графіків споживання активної та реактивної потужності за зимовий період проводимо відповідні розрахунки, результати яких зводимо в таблицю 1.1, і будуємо добові залежності P=ц(t), Q=ц(t), S=ц(t) за формулами:

, (1.1)

, (1.2)

. (1.3)

Таблиця 1.1 - Розрахунок добових зимових залежностей P=ц(t), Q=ц(t), S=ц(t)

Години	1	2	3	4	5	6	7	8
P, кВт	28 576	29 011	30 150	28 308	32 462	32 830	33 500	31 490
Q, кВАр	8 889	8 506	8 124	7 840	9 800	9 800	9 800	9 212
S, кВА	29 926	30 232	31 225	29 373	33 909	34 261	34 904	32 810
Години	9	10	11	12	13	14	15	16
P, кВт	28 810	29 078	29 849	29 078	33 500	30 150	33 500	33 500
Q, кВАр	9 016	9 496	9 604	9 496	8 967	9 114	9 800	9 800
S, кВА	30 188	30 589	31 356	30 589	34 679	31 497	34 904	34 904
Години	17	18	19	20	21	22	23	24
P, кВт	30 653	27 772	30 820	28 576	32 160	26 130	28 576	25 192
Q, кВАр	9 800	9 016	8 624	9 339	8 967	9 339	8 359	7 840
S, кВА	32 181	29 198	32 004	30 063	33 387	27 749	29 773	26 384



Рис. 1.1 - Зимові добові залежності P=ц(t), Q=ц(t), S=ц(t)

Середньодобові потужності графіка характерного дня:

, (1.4)

, (1.5)

. (1.6)

Середньодобові потужності графіка зимового характерного дня розраховані за формулами (1.4), (1.5), (1.6):

P_сер = 30153 кВт, Q_сер = 9106 кВАр, S_сер =31504 кВА.

Коефіцієнт заповнення графіка:

, (1.7)

де y_сер , y_max - відповідно середнє та максимальне значення розглядуваного графіка.

Коефіцієнти заповнення графіка зимового характерного дня, згідно (1.7): електричний трансформатор замикання напруга

,

,

.

Враховуючи факт зниження споживаної потужності в літній період (за допомогою коефіцієнта k_з-л ) проводимо відповідні розрахунки, результати яких зводимо в таблицю 1.1, і будуємо добові залежності P=ц(t), Q=ц(t), S=ц(t) за формулами (1.1), (1.2), (1.3).

Таблиця 1.1 - Розрахунок добових літніх залежностей P=ц(t), Q=ц(t), S=ц(t)

Години	1	2	3	4	5	6	7	8
P, кВт	23045	23396	24315	22829	26179	26476	27016	25395
Q, кВАр	7168	6860	6552	6323	7903	7903	7903	7429
S, кВА	24134	24381	25182	23688	27346	27630	28148	26459
Години	9	10	11	12	13	14	15	16
P, кВт	23234	23450	24071	23450	27016	24315	27016	27016
Q, кВАр	7271	7658	7745	7658	7231	7350	7903	7903
S, кВА	24345	24669	25287	24669	27967	25401	28148	28148
Години	17	18	19	20	21	22	23	24
P, кВт	24720	22396	24855	23045	25935	21073	23045	20316
Q, кВАр	7903	7271	6955	7532	7231	7532	6741	6323
S, кВА	25952	23547	25810	24244	26925	22378	24011	21277

Середньодобові потужності графіка літнього характерного дня розраховані за формулами (1.4), (1.5), (1.6):

P_сер = 24317 кВт, Q_сер = 7344 кВАр, S_сер = 25406 кВА.

Коефіцієнти заповнення графіка зимового характерного дня, згідно (1.7):

,

,



Рис. 1.2 - Літні добові залежності P=ц(t), Q=ц(t), S=ц(t)

Згідно з розрахованими коефіцієнтами заповнення графіків можна сказати, що усі графіки споживання в літній та зимовий характерний дні наближаються до рівномірного, оскільки k_{зап і} > 0.5.

На основі зимового та літнього добових графіків споживання активної потужності будуємо річний графік за тривалістю активного навантаження .

Таблиця 1.3 - Річний графік за тривалістю активного навантаження

T, год	732	183	183	183	183	183	183	366	183
P, кВт	33500	32830	32462	32160	31490	30820	30653	30150	29849
T, год	366	183	183	549	183	183	728	182	182
P, кВт	29078	29011	28810	28576	28308	27772	27016	26476	26179
T, год	183	182	182	183	182	182	364	182	364
P, кВт	26130	25935	25395	25192	24855	24720	24315	24071	23450
T, год	182	182	546	182	182	182	182
P, кВт	23396	23234	23045	22829	22396	21073	20316

Рис. 1.3 - Річний графік за тривалістю активного навантаження

Середньорічна споживана потужність:

, (1.8)

.

Коефіцієнти заповнення річного графіка, згідно (1.7):

.

Отже, річний графік наближається до рівномірного, оскільки k_зап > 0.5.

Час споживання максимальної потужності:

, (1.9)

год

Час максимальних втрат:

, (1.10)

год

2. Вибір і перевірка силових трансформаторів

Використовуючи добовий графік споживання повної потужності за зимовий характерний день, шляхом перетворення його в двоступеневий, здійснимо вибір і перевірку силових трансформаторів на підстанції.

Перетворення реального графіка в двоступеневий полягає у визначенні середньоквадратичних мінімальної та максимальної потужностей за формулами:

, (2.1)

, (2.2)

де S_{i min} ? S_сер , S_{i max} > S_сер

де S_сер - середньодобова повна потужності графіка зимового характерного дня; S_сер =31504 кВА.

Згідно розрахунків:

S_{екв. min} = 29898 кВА,

S_{екв. max} = 33812 кВА

Характеристики двоступеневого графіка:

, (2.3)

. (2.4)

де n - кількість трансформаторів на підстанції; оскільки підстанція живить споживачів I і II категорій, то n = 2

,

.

Коефіцієнт пікового навантаження:

, (2.5)

.

Уточнюючий коефіцієнт:

m = 0.9•k_пік , (2.6)

m = 0.9•0.55 = 0.5.

Уточнюємо коефіцієнт k₂ :

k`₂ = max(m, k₂ ) , (2.7)

k`₂ = 0.54 .

Уточнюємо тривалість максимального навантаження:

(2.8)

де Н - фактична тривалість ступеней S_{і max} ; Н = 10 год;

год

За табл. Д.1 [1] знаходимо коефіцієнт допустимих систематичних перевантажань, попередньо приймаючи систему охолодження Д, вважаємо що середня температура навколишнього середовища +10 °С. Екстраполюючи значення з таблиці отримуємо, що = 1.183.

Знаходимо нестандартну номінальну потужність трансформаторів за формулою:

(2.9)

кВА

Попередньо приймаємо трансформатор ТРДН-25000/110, оскільки в неповній принциповій схемі підстанції, яка подана в завданні на курсову роботу вказано, що трансформатори з розщепленими обмотками.

Перевіряємо трансформатори на допустимість систематичних та аварійних перевантажень. Для цього перераховуємо характеристики двоступеневого графіка відштовхуючись від номінальної потужності трансформаторів. Згідно з (2.3):

Тоді за таблицями Д.1 і Д.2 [1] коефіцієнти систематичного та аварійного допустимих перевантажень: = 1.18, = 1.4.

Коефіцієнт допустимого сезонного перевантаження:

, (2.10)

де - максимальне літнє навантаження;

.

Приймаємо = 0.15.

Сумарний коефіцієнт допустимого систематичного перевантаження:

(2.11)

= 1.18+0.15 = 1.33

Допустима потужність, яку зможуть пропустити трансформатори в нормальному режимі:

, (2.12)

= 2•25000•1.33 = 66500 кВА

Допустима потужність, яку зможе пропустити залишений в роботі трансформатор:

, (2.13)

= 25000•1.4 = 35000 кВА

Умови допустимості систематичних та аварійних перевантажень:

(2.14)

(2.15)

де S_I,II - cумарна потужність споживачів I та II категорій надійності:

S_I,II = (0.45+0.29)•34904=29829 кВА,

59000 кВА ? 34904 кВА,

35000 кВА ? 29829 кВА.

Оскільки умови (2.14), (2.15) виконуються, то остаточно приймаємо два трансформатори ТРДН-25000/110 для встановлення на підстанції.

Таблиця 2.1 - Технічні характеристики трансформаторів ТРДН-25000/110 (табл. Д.4 [1])

Номінальна напруга, кВ	Втрати, кВт	uк.з. , %	Iн.х. , %
UВН	UНН	?Pн.х.	?Pк.з.
115	10,5/10,5	36	120	10,5	0,75

3. Розрахунок живлячих ліній

Визначаємо максимальні струми нормального та післяаварійного режимів в колах:

* високої і низької напруги двообмоткових силових трансформаторів:

, (3.1)

, (3.2)

А,

131.22 = 183.7 А,

А,

721.7 = 1010.4 А,

* живлячих ліній (двох паралельно працюючих):

, (3.3)

, (3.4)

91.6 А,

= 2•91.6 = 183.2 А.

За методом економічної густини струму вибираємо переріз живлячих ліній:

, (3.5)

де j_e - економічна густина струму; за табл. Д.8 [1] j_e = 1 А/мм;

q_e = 91.6/1 = 91.6 мм,

Попередньо приймаємо провід АС-95 , для якого тривало допустиме струмове навантаження становить 330 А, що допускає тривале протікання максимального струму живлячої лінії.

Перевіряємо провід лінії електропередачі за допустимою втратою напруги:

, (3.6)

де P_нав , Q_нав - потужність, яка протікає по лінії;

R, X - відповідно активний та реактивний опори ЛЕП:

R = r₀ •l ,

X = x₀ •l ,

де r₀ , x₀ - питомі опори ЛЕП; за табл. 6.5 [2] r₀ = 0,36 Ом/км, x₀ = 0,434 Ом/км;

l - довжина ЛЕП; згідно завдання l = 2 км;

R = 0.36•2 = 0.72 Ом,

X = 0.434•2 = 0.868 Ом,

В,

0.539% . .

Втрата напруги знаходиться в допустимих межах, менша ніж 5%.

Перевіряємо провід лінії електропередачі за умовами коронування:

1.07•Е ? 0.9•Е₀ , (3.8)

де Е - напруженість електричного поля навколо поверхні провідника:

, (3.9)

де U_л - напруга ЛЕП;

r₀ - радіус проводу, см; r₀ = 0.675 см (табл. Д.18 [1]);

D_ср-cередньогеометрична відстань між фазами; D_ср=5 м (табл. 6.2 [2] );

Е₀ - початкова напруженість поля, що відповідає появі корони:

, (3.10)

де m - коефіцієнт негладкості проводу; m = 0.82;

r₀ - радіус проводу, см;

34 кВ/см,

кВ/см,

21.57 кВ/см ? 30.6 кВ/см.

Умови коронування виконуються.

Оскільки умови перевірок виконуються, то попередньо прийнятий провід приймаємо остаточно.

Таблиця 3.1 - Технічні характеристики ліній, виконаних проводом АС-95 (табл. Д.18 [1])

Тривало допустиме навантаження, А	Опір, Ом	Розрахунковий діаметр, мм	Розрахункова маса, кг/см	Розрахункова межа міцності при розтягу, Н
	R	X	стального осердя	всього проводу
330	0,72	0,868	4,5	13,5	396	27244

Лінія електропередачі прокладається на опорах металевих двоколових проміжних П110-3 та анкерних кутрвих У -110-2, з довжиною прольоту 200м. (див [3] ). Проводи кріплятся на підвісних ізоляторах типу ПС - 70Б, які збираються в гірлянди по 8 штук ( див [4] ). Грозозахисні троси приймаємо сталеві марки ТК - 9.1( див. §32 [4] ). Зажими, гасителі вібрацій, скоби, пестики, вусики та інша арматура приймається стандартно згідно конструктивного виконання ПЛ 110 кВ.

4. Розрахунок струмів короткого замикання

4.1 Коротке замикання на шинах високої напруги

Рис. 4.1 - Розрахункова схема короткого замикання на шинах високої напруги

Рис. 4.2 - Схема заміщення

Зводимо параметри схеми заміщення до базових умов у відносних одиницях використовуючи точні коефіцієнти трансформації трансформаторів.

За величину базової потужності приймаємо S_б = 100 МВА. За базову напругу приймаємо напругу рівня КЗ U_б = 110 кВ.

Зведемо параметри елементів схеми заміщення до базових умов.

Опір та ЕРС системи:

(4.1)

Реактивний та активний опори лінії:

(4.2)

Результуючі повний, реактивний та активний опори, а також ЕРС:

(4.3)

(4.4)

(4.5)

(4.6)

Базове значення струму:

(4.7)

Початкове значення періодичної складової струму трифазного КЗ:

(4.8)

Початкове значення періодичної складової струму двофазного КЗ:

(4.9)

Постійна часу затухання аперіодичної складової:

(4.10)

де щ - кутова частота; щ = 314 с;

Значення аперіодичної складової трифазного струму КЗ:

(4.11)

Ударний коефіцієнт:

(4.12)

Ударний струм:

(4.13)

Тепловий імпульс струму трифазного КЗ:

(4.14)

де t_відкл - час відключення КЗ; приймаємо t_відкл = 0.2 с;

4.2 Коротке замикання на шинах низької напруги

Рис. 4.3 - Розрахункова схема короткого замикання на шинах високої напруги

Рис. 4.4 - Схема заміщення

Зводимо параметри схеми заміщення до базових умов у відносних одиницях використовуючи точні коефіцієнти К трансформації трансформаторів.

За величину базової потужності приймаємо S_б = 100 МВА. За базову напругу приймаємо напругу рівня КЗ U_б = 10 кВ.

Зведемо параметри елементів схеми заміщення до базових умов.

Опір та ЕРС системи:

(4.15)

Реактивний та активний опори лінії:

(4.16)

Активний та реактивний опори обмоток високої та низької напруги:

(4.17)

(4.18)

(4.19)

(4.20)

Результуючі реактивний та активний опори:

(4.21)

(4.22)

Результуючий повний опір та ЕРС, згідно з (4.6), (4.7):

Базове значення струму, згідно з (4.7):

Початкове значення періодичної складової струму трифазного КЗ, згідно з (4.8):



Початкове значення періодичної складової струму двофазного КЗ, згідно з (4.9):

Постійна часу затухання аперіодичної складової, згідно з (4.10):

Значення аперіодичної складової трифазного струму КЗ, згідно з (4.11):

Ударний коефіцієнт, згідно з (4.12):

Ударний струм, згідно з (4.13):

Тепловий імпульс струму трифазного КЗ, згідно з (4.14) та враховуючи, що:

t_відкл = t_в + t_р.з. (4.23)

де t_в - власний час вимкнення вимикача; оскільки ми будемо встановлювати на стороні низької напруги комплектні пристрої, які міститимуть вакуумні вимикачі, то t_в = 0,03 с;

t_р.з. - час спрацювання основного релейного захисту; приймаємо t_р.з. = 0,1 с;

t_відкл = 0,03+0,01 = 0,13 с

Таблиця 4.1 - Результати розрахунку КЗ

Параметр	Значення при к.з на стороні
	ВН	НН
, кА	10.02	6.64
, кА	8.68	5.75
Ta, с	0.0278	0.0738
, кА	9.897	8.21
ky	1.698	1.873
, кА	24.07	17.6
, кА2 ·c	22.9	12.09

5. Вибір і перевірка елементів схеми об'єкта керування

5.1 Вибір і перевірка гнучких шин на стороні високої напруги

5.1.1 Вибір гнучких шин за методом економічної густини струму

За методом економічної густини струму вибираємо переріз гнучких шин, згідно формули (3.5):

мм

Попередньо приймаємо провід АС - 120.

Різниця між стандартним та розрахованим значеннями:

Оскільки різниця менша за 15%, то вибір зроблено згідно економічної густини струму вірно.

5.1.2 Перевірка на термічну стійкість при КЗ

Температура провідника в режимі, що передував КЗ:

(5.1)

де х₀ - температура довкілля; х₀ = +10 °С;

х_доп - тривало допустима температура провідника; х_доп = 70 °С;

х_0,ном - номінальна ткмпература довкілля ( згідно ПУЕ х_0,ном =25 °С для повітря);

I_max - максимальний струм навантаження; I_max = 183.7 A (розділ 3);

I_доп - тривало допустимий струм провідника; I_доп= 380А(табл.Д18 [1]);

= 35 °С

Мінімальний переріз провідника:

(5.2)

де f_к.доп та f_п - функція температури за кривою рис. Д.2 [1] для відповідних температур х_к.доп та х_п; ;

х_к.доп - допустима температура нагрівання провідника; х_к.доп = 200 °С (табл. Д.9 [1] );

k - коефіцієнт, який враховує питомий опір і ефективну теплоємність провідника; k = 1.054 ( табл. Д.10 [1] );

f_к.доп = 150 °С та f_п = 35 °С;

= 45.81 мм

5.1.3 Перевірка на електродинамічну стійкість

Сила взаємодії між фазами при КЗ:

(5.3)

де І_п0 - початкове значення періодичної складової трифазного КЗ;

D - відстань між фазами; D = 4 м;

=3.77 Н/м

Маса 1 м струмопроводу :

g = 1.1·9.8·m, (5.4)

де m - маса 1 м струмопроводу; m = 0.492 кг/м (табл. Д18 [1] );

g = 1.1·9.8·0.492 = 5.3 Н/м .

Еквівалентний час дії швидкодіючого захисту:

t_екв = t_з +0,05 (5.5)

де t_з - дійсна витримка часу захисту від дії струмів КЗ; t_з = 0,1 с;

t_екв = 0,1 +0,05 = 0,15

Примаємо допустиму стрілу провисання h = 2 м.

Для визначення проекції віднилення проводу визначаємо співвідношення:

0.71 , (5.6)

, (5.7)

= 0.25 за рис. Д.1 [1];

b_п = 0.25·h = 0.25·2 = 0.5 м .

Максимально допустиме відхилення проводу:

, (5.8)

де d - діаметр струмопроводу; d = 15.2 мм;

а_доп - найменша допустима відстань між сусідніми фазами в момент їх найбільшого зближення; а_доп = 0,45 м ( для ВРП згідно ПУЕ );

= 1.76 м .

5.1.4 Перевірка за умовами коронування

Напруженість електричного поля навколо поверхні провідника, згідно з (3.9):

=18.21 кВ/см

Початкова напруженість поля, що відповідає появі корони, згідно з (3.10):

= 33.4 кВ/см

5.1.5 Умови вибору і перевірки гнучких шинопроводів

За нагріванням в нормальному та післяаварійному режимах:

І_норм ? І_доп

І_max ? І_доп

Термічна стійкість при КЗ:

q < q_min (5.10)

Електродинамічна стійкість при КЗ:

b_п ? b_п.доп (5.11)

За умовами коронування, згідно з (3.8):

1.07•Е ? 0.9•Е₀

Таблиця 5.1 - Перевірка гнучких шинопроводів на стороні ВН

Робочі параметри шинопроводів	Допустимі параметри
Інорм = 131.2 А Іmax = 183.7 A	Ідоп = 380 A
q = 120 мм	qmin = 45.81 мм
bп = 0.5 м	bп.доп = 1.76 м
1.07·E = 1.07·18.21 = 19.48 кВ/см	0.9•Е0 = 0.9·33.4 = 30.06 кВ/см

Оскільки всі умови перевірок виконуються то попередньо прийняті гнучкі шини виконані проводом АС - 120 приймаємо остаточно.

5.2 Вибір і перевірка жорстких шин на стороні низької напруги

5.2.1 Вибір перерізу жорстких шин за допустимим струмом

Оскільки оскільки струм післяаварійного режиму на стороні низької напруги І_max = 1010 А, то попередньо згідно таблиці Д.15 [1], вибираємо плоску одноштабову збірну алюмінієву шину з такими параметрами:

допустимий струм І_доп.= 1025 А;

висота h = 60 мм;

ширина b = 8 мм;

площа q = 480 мм

Обчислимо тривало допустимий струм для шини при заданих кліматичних умовах:

(5.12)

де х_тр.доп - тривало допустима температура неізольованих провідників; згідно ст.270 [5] х_тр.доп =70 ^оС;

х_o - реальна середньорічна температура середовища, х_o=10 ^оС;

х_o.ном - номінальна температура навколишнього середовища, згідно ст.270 [5] х_{o ном} =25^оС.

= 1184 А

І_мах < I_доп (5.13)

1010 А < 1184 А,

отже умова виконується.

5.2.2 Перевірка шин на термічну стійкість при КЗ

Початкова температура провідника, згідно з (5.1):

= 53.7 °С

Кінцеве значення функції температури провідника:

, (5.14)

де f_n - початкове значення функції температури, за графіком рис. Д.2 [1] f_n =52 ^оС;

k - коефіцієнт, що враховує питомий опір і ефективну теплоємність провідника та залежить від виду провідника, з таблиці Д.10 [1] k=1.054;

В_к - тепловий імпульс струму короткого замикання на стороні НН;

54.3 ^оС

За графіком рис. Д.2 [1] для алюмінієвих шин визначаємо кінцеву температуру х_к= 57 ^оС.

Умова термічної стійкості провідника:

х_к х_к.доп (5.15)

де х_к.доп - допустиме значення температури для алюмінієвих шин, з таблиці 10.2 [5] х_к.доп =200 ^оС.

57 ^оС 200 ^оС,

отже умова термічної стійкості виконується .

5.2.3 Перевірка шин за умовами механічного резонансу

Для цього визначимо довжину прольоту між ізоляторами:

(5.16)

де J - момент інерції поперечного перерізу шини в залежності від їх розташування, виходячи з цього при розташуванні шин на ізоляторах пластом момент інерції поперечного перерізу більший ніж при розташуванні на ребро, тому розташовуємо шини пластом:

, (5.17)

= 14.4 см

1.225 м

Дана умова забезпечує недопускання механічного резонансу в жорсткій системі “шини-ізолятори”, забезпечуючи частоту власних коливань системи більшу за 200 Гц; приймаємо l = 1.2 м.

5.2.4 Механічний розрахунок шин

Найбільше питоме зусилля при трифазному КЗ:

, (5.18)

де а - відстань між фазами, а=0.25 м;

к_ф - коефіцієнт форми, к_ф=1 (бо а » 2(b+h));

і_у - ударний струм трифазного КЗ на стороні НН, А;

214.6 Н/м

Визначаємо згинаючий момент, Н•м:

(5.19)

30.9 Н•м

Визначаємо напруження в матеріалі шин, МПа:

(5.20)

де W - момент опору поперечного перерізу шини для розміщення пластом, см³:

, (5.21)

4.8 см³,

6.44 МПа

Умова механічної стійкості шин :

(5.22)

де - допустима напруженість в матеріалі шин; = 40 МПа ( табл. Д.14 [1] );

6.44 МПа ? 40 МПа,

отже, умова на механічну міцність виконується.

Таблиця 5.2 - Перевірка жорстких шин на стороні НН

Робочі параметри шин	Допустимі параметри
Інорм = 721.7 А Іmax = 1010 A	Ідоп = 1184 A
хк = 57 оС	хк.доп = 200 оС
f0 > 200 Гц	f0 > 200 Гц та f0 < 200 Гц
урозр = 6.44 МПа	удоп = 40 МПа

Оскільки усі умови перевірки виконуються тому остаточно приймаємо до встановлення попередньо прийняті шини.

5.2.5 Вибір опорних ізоляторів

Умови вибору та перевірки опорних ізоляторів:

за напругою встановлення:

(5.23)

за допустимим навантаженням:

(5.24)

де F_розр - розрахункове навантаження на ізолятор, Н:

(5.25)

де k_h - поправочний коефіцієнт на висоту шини; k_h = 1 , бо шина розташована пластом;

F_доп - допустиме навантаження на ізолятор, Н:

(5.26)

= 257,52 Н

Згідно таблиці Д.21 [1] попередньо приймаємо до встановлення опорний ізолятор типу ОФ - 10 - 375У3 з такими параметрами:

1) номінальна напруга U_ном=10 кВ

2) номінальне руйнівне зусилля F_руйн= 3675 Н,

3) висота ізолятора H_із = 120 мм.

Допустиме навантаження на ізолятор, Н:

= 2250 Н

Таблиця 5.3 - Перевірка опорних ізоляторів типу ОФ - 10 - 375У3

Розрахункове значення	Довідникове значення для ізолятора
=10 кВ	=10 кВ
= 257.52 Н	= 2250 Н

Оскільки умови перевірки виконуються, то остаточно приймаємо до встановлення ізолятори опорні типу ОФ - 10 - 375У3.

5.3 Вибір комплектних пристроїв

На стороні низької напруги проектованої підстанції, вибираємо з [6] комплектно-розподільчі пристрої серії КУ-10. В якості лінійних, ввідних та секційних комплектних пристроїв будуть використані шафи типовиконання ШВВЭ 10-20-07У3, також будуть встановленні шафи типового виконання ШШР 10-48У3 та ШШР 10-101У3 (для секціонування шин), ШКА-10-301У3 (для встановлення вимірювальних трансформаторів напруги та розрядників), ШТС 10-210У3 (для встановлення трансформаторів власних потреб).

Комплектну та розподільчу апаратуру будемо вибирати враховуючи можливість встановлення в даних комірках.

5.4 Вибір та перевірка високовольтних вимикачів

Вибір та перевірку здійснюємо за умовами:

1) за номінальною напругою( див (5.23)) :

U_уст ? U_ном ,

2) за струмами нормального та післяаварійного режиму (див. (5.9)):

І_норм ? І_ном ,

І_max ? І_ном , .

3) за відключаючою здатностю:

- періодичної складової струму КЗ:

(5.27)

- аперіодичної складової струму КЗ:

(5.28)

- якщо умова (5.25) не виконується то перевіряємо за повним струмом вимкнення:

·+ і_а,ф ? (1+ в_ном) · І_{відкл.ном} (5.29)

4) перевірка на електродинамічну стійкість:

і_у ? і_{гр.наскр} , .((5.30)

5) перевірка на термічну стійкість:

В_к ? (5.31)

На стороні ВН підстанції попередньо приймаємо до втсановлення вимикач ВМТ - 110Б - 20 ( табл. 5.2 [7] ).

Таблиця 5.4 - Перевірка високовольтного вимикача ВМТ - 110Б - 20

Розрахункові дані	Каталожні дані
Uуст = 110 кВ	Uном = 110 кВ
Інорм = 131.22 А Іmax = 183.7 А	Іном = 1000 А
= 10.02 кА	Івідкл.ном = 20 кА
іа,ф = 9.897 кА	іа.ном = · вном · Івідкл.ном = ·0.25·20=7.07 кА
·+ іа,ф = =·10.02+9.897=24.067 А	(1+ вном) · Івідкл.ном = (1+0.25)·20 = 25 кА
іу = 24.07 кА	ігр.наскр = 52 кА
Вк = 22.9 кА2 ·c	=202·3 = 1200 кА2 ·c

Оскільки усі необхідні умови перевірки виконуються тому остаточно приймаємо до встановлення на стороні ВН попередньо прийнятий вимикач ВМТ - 110Б - 20.

На стороні НН підстанції попередньо приймаємо до втсановлення вимикач ВВЭ - 10 - 20/1600У3 (табл. 5.1 [8] ).

Таблиця 5.5 - Перевірка високовольтного вимикача ВВЭ - 10 - 20/1600У3

Розрахункові дані	Каталожні дані
Uуст = 10 кВ	Uном = 10 кВ
Інорм = 721,7 А Іmax = 1010 А	Іном = 1600 А
= 6.64 кА	Івідкл.ном = 20 кА
іа,ф = 8.21 кА	іа.ном = · вном · Івідкл.ном = ·0.4·20 = 11.31 кА
іу = 17.6 кА	ігр.наскр = 52 кА
Вк = 12.09 кА2 ·c	=202·3 = 1200 кА2 ·c

Оскільки усі умови перевірки виконуються тому остаточно приймаємо до встановлення на стороні НН попередньо вимикач
ВВЭ - 10 - 20/1600У3.

5.5 Вибір та перевірка роз'єднувачів і відокремлювачів

Вибір та перевірку здійснюємо за умовами:

1) за номінальною напругою ( див. (5.23)) :

U_уст ? U_ном , ,

2) за струмами нормального та післяаварійного режиму(див. (5.9)):

І_норм ? І_ном ,

І_max ? І_ном , .

3) перевірка на електродинамічну стійкість ( див. (5.30)):

і_у ? і_{гр.наскр} , .(

4) перевірка на термічну стійкість ( див. (5.31)):

В_к ? .

На стороні ВН підстанції попередньо приймаємо до втсановлення роз'єднувачі типу РДЗ - 110/1000 та відокремлювачі типу ОД-110/1000 (табл. П.4.1 [7]).

Таблиця 5.6 - Перевірка роз'єднувачів та відокремлювачів

Розрахункові дані	Каталожні дані РДЗ - 110/1000	Каталожні дані ОД - 110/1000
Uуст = 110 кВ	Uном = 110 кВ	Uном = 110 кВ
Інорм = 131.22 А Іmax = 183.7 А	Іном = 1000 А	Іном = 1000 А
іу = 24.07 кА	ігр.наскр = 80 кА	ігр.наскр = 80 кА
Вк = 22.9 кА2 ·c	=31.52·3= 2977 кА2 ·c	=31.52·3= 2977 кА2 ·c

Оскільки усі умови перевірок виконуються то остаточно приймаємо до встановлення на стороні ВН попередньо прийняті роз'єднувачі типу
РДЗ - 110/1000 та відокремлювачі типу ОД - 110/1000

Таблиця 5.7 - Перевірка роз'єднувачів заземляючих для закритих струмопроводів на стороні НН

Розрахункові дані	Каталожні дані ЗР - 10У3
Uуст = 10 кВ	Uном = 10 кВ
іу = 17.6 кА	ігр.наскр = 235 кА
Вк = 12.09 кА2 ·c	= 902·1 = 8100 кА2 ·c

Оскільки усі умови перевірок виконуються то остаточно приймаємо до встановлення на стороні НН попередньо прийняті роз'єднувачі типу
ЗР - 10У3.

5.6 Вибір та перевірка короткозамикачів

Вибір та перевірку здійснюємо за умовами

1) за номінальною напругою ( див. (5.23)) :

U_уст ? U_ном ,

2) перевірка на електродинамічну стійкість ( див. (5.30)):

і_у ? і_{гр.наскр} ,.(

3) перевірка на термічну стійкість ( див. (5.31)):

В_к ? .

Попередньо приймаємо до встановлення на стороні ВН коротокозамикач КЗ - 110У (табл. П.4.2 [7] ).

Таблиця 5.8 - Перевірка короткозамикача КЗ - 110У

Розрахункові дані	Каталожні дані
Uуст = 110 кВ	Uном = 110 кВ
іу = 24.07 кА	ігр.наскр = 42 кА
Вк = 22.9 кА2 ·c	=12.52·3= 469 кА2 ·c

Оскільки усі умови перевірок виконуються то остаточно приймаємо до встановлення на стороні ВН попередньо прийнятий коротокозамикач КЗ - 110У.

5.7 Вибір та перевірка розрядників

Умова вибору розрядника:

U_ном ? U_мережі (5.32)

Згідно таблиці 5.20 [8] поередньо приймаємо до встановлення на стороні ВН розрядник типу РВМГ - 110МУ1 з U_ном = 110 кВ.

Оскільки, умова (5.29) виконується, то даний розрядник приймаємо остаточно до встановлення на стороні ВН підстанції.

Згідно таблиці 5.20 [8] поередньо приймаємо до встановлення на стороні НН розрядник типу РВО - 10У1 з U_ном = 10 кВ.

Оскільки, умова (5.29) виконується, то даний розрядник приймаємо остаточно до встановлення на стороні НН підстанції.

5.8 Вибір вимірювальних та облікових приладів

Згідно вимог приймаємо до встановлення на підстанції на стороні низької напруги (див. схему електричну принципову повну) наступні вимірювальні та облікові прилади: амперметри, вольтметри, ватметри, лічильники активної енергії та лічильники реактивної енергії.

Таблиця 5.9-Параметри вимірювальних та облікових приладів(табл. П.4.7 [7])

Назва приладу	Тип	Клас точності	Споживана потужність обмотки , ВА	Розміри, мм
			струму	напруги
Амперметр	Э - 335	1.0	0.5	-	120х120х85
Вольтметр	Э - 335	1.0	-	2	120х120х85
Ватметр	Д - 335	1.5	0.5	1.5	120х120х96
Лічильники активної енергії	СА3 - И681	1.0	2.5	2.0 Вт	282х173х127
Лічильники реактивної енергії	СР4 - И689	1.5	2.5	3.0 Вт	282х165х121

5.9 Вибір вимірювальних трансформаторів струму

На проектованій підстанції трансформатори струму будуть встановлені на стороні низької напруги (див. схему електричну принципову) для підключення вимірювальних приладів, приладів, що призначені для обліку та контролю споживання електроенергії, а також для живлення релейного захисту та кіл автоматики, контролю струмів нульової послідовності. Найбільше навантаження будуть нести трансформатори встановлені на шинах ввідної комірки (фаза А та С згідно таблиці 5.9), до них будуть приєднані такі прилади: ватметр, лічильник активної енергії та лічильник реактивної енергії.

Таблиця 5.10 - Розрахунок навантаження трансформатора струму на стороні НН

Прилад	Тип приладу	Навантаження фази, ВА
		А	В	С
Амперметр	Э - 335	0.5	0.5	0.5
Лічильник активної енергії	СА3 - И681	2.5	-	2.5
Лічильник реактивної енергії	СР4 - И689	2.5	2.5	2.5
Ватметр	Д - 335	0.5	-	0.5
Всього		6	3.0	6

Попереднь приймаємо трансформатор струму марки ТЛК-10-У3 ( табл. П4.5 [7]) , перевірку якого виконаємо в табличній формі (див.таблицю 5.12).

Умови перевірки трансформатора (5.23), (5.9), (5.30) та (5.31):

,

І_норм ? І_доп ,

І_max ? І_доп ,

і_у ? і_{гр.наскр} ,

В_к ? ,

крім цьго виконується перевірка за вторинним навантаженням:

Z₂ ? Z_ном (5.33)

де Z₂ - опір навантаження на вторинній обмотці; оскільки індуктивний опір вимірювальних приладів близький до нуля, будемо вважати що навантаження на вторинній обмотці ТС буде чисто активним, звідси:

Z₂ = r_пр + r_конт + r_др , (5.34)

де r_пр - опір приладів, Ом:

Ом , (5.35)

де І_2ном - струм вторинної обмотки вимірювального трансформатора струму; І_2ном =5А;

r_конт - опір контактів з'єднань, при кількості приладів рівній трьом r_конт = 0.1 Ом;

r_др - опір дротів, якими виконується з'єднання ТС з приладами, , також враховуємо, що довжина провідників для РУ 10 кВ приймається 5м:

(5.36)

де с - - питомий опір алюмінієвих проводів, с = 0.0283

l - розрахункова довжина проводів для під'єднання приладів (від трансформатора струму до приладів), для РУ 10 кВ приймаємо l = 5м;

q - переріз з'єднувальни проводів; оскільки приладів 3 та вони є не надто потужними то попередньо приймаємо алюмінієві провідники мінімального перерізу за умовою міцності q = 4 мм²;

Z_2ном - номінальне навантаження вторинної обмотки трансформатора струму:

(5.37)

де S_2ном - номінальне навантаження вимірювальної обмотки трансформатора струму; S_2ном = 10 ВА (табл. П4.5 [7] );

0.24 Ом,

= 0.035 Ом

Z₂ = r_пр + r_конт + r_др = 0.24 + 0.1 + 0.035 = 0.375 Ом

Ом

Для приєднання приладів до трансформаторів струму використаємо контрольний кабель АКРВГ з жилами перерізом 4 мм².

Таблиця 5.11 - Перевірка трансформатора струму на стороні НН марки ТЛК-10-У3 ( табл. П4.5 [7])

Розрахункові дані	Каталожні дані
Uуст = 10 кВ	Uном = 10 кВ
Інорм = 721.7 А Іmax = 1010 А	Ідоп = 1500 А
іу = 17.6 кА	ігр.наскр = 25 кА
Вк = 12.09 кА2с	= 42·3 = 48 кА2•с
Z2 = 0.375 Ом	Z2ном = 0.4 Ом

Оскільки умови перевірки виконуються, то попередньо прийнятий трансформатор струму марки ТЛК-10-У3 приймаємо остаточно для встановлення на стороні низької напруги проектованої підстанції. Даний трансформатор має дві вторинні обмотку з класом точності 0.5 та класом точності 10Р.

Таблиця 5.12 - Перевірка трансформатора струму на стороні ВН марки ТФЗМ110 - У1 ( табл. П4.5 [7])

Розрахункові дані	Каталожні дані
Uуст = 110 кВ	Uном = 110 кВ
Інорм = 131.22 А Іmax = 183.7 А	Ідоп = 600 А
іу = 24.07 кА	ігр.наскр = 126 кА
Вк = 22.9 кА2с	= 262·3 = 2028 кА2•с

5.10 Вибір трансформаторів струму нульової послідовності

Попереднь приймаємо для втановлення на стороні НН трансформатор струму нульової послідовності марки ТНП-1У3 (згідно таблиці 5.12 [8]), перевірку якого за умовами (5.23), (5.9), (5.30) та (5.31) (див. п. 5.9 ) виконаємо в табличній формі (див. таблицю 5.13 ).

Таблиця 5.12 - Вибір трансформатора струму нульової послідовності

Розрахункові дані	Каталожні дані
Uуст = 10 кВ	Uном = 10.5 кВ
Інорм = 721.7 А Іmax = 1010 А	Ідоп = 1750 А
іу = 17.6 кА	ігр.наскр = 165 кА
Вк = 12.09 кА2с	= 242·3 = 5760 кА2•с

Оскільки умови перевірки виконуються, то попередньо прийнятий трансформатор струму марки ТНП-1У3 приймаємо остаточно для встановлення на стороні низької напруги проектованої підстанції.

Для приєднання приладів до трансформаторів струму використаємо контрольний кабель АКРВГ з жилами перерізом 4 мм² .

5.11 Вибір вимірювальних трансформаторів напруги на стороні низької напруги силового трансформатора

На кожній секції збірних шин будуть встановлені вимірювальні трансформатори напруги із наведеними в таблиці 5.14 приладами, що вибрані згідно П4.7 [7].

Таблиця 5.14 - визначення сумарного вторинного навантаження трансформатора напруги

Прилад	Тип приладу	Потуж-ність однієї обмотки, ВА, (Вт)	Кіль-кість обмоток	cos [sin] (tg(ц))	Кіль-кість прила-дів	Споживана потужність
						Р, Вт	Q,ВАр
Вольтметр	Э-335	2	1	1 [0] (0)	1	2	0
Лічильник активної енергії	СА3 - И681	(2)	2	0,38 [0,925] (2,43)	4	16	30.88
Лічильник реактивної енергії	СР4 - И689	(3)	3	0,38 [0,925] (2,43)	1	9	21.87
Ватметр	Д - 335	1.5	2	1 [0] (0)	1	3	0
Всього						30	52.75

Повна потужність приладів:

, (5.38)

де , - відповідно активна і реактивна потужності встановлених приладів (див. таблицю 5.14), = 30 Вт_; = 52.75 Вт.

= 60.68 ВА

Згідно розрахунку, вибираємо для встановлення на кожній секції збірних шин вимірювальний трансформатор напруги марки НТМИ - 10 - 66 (згідно табл. П4.6 [7]).

Умови вибору вимірювального трансформатора напруги (5.23) та вторинним навантаженням:

S_2У ? S_2ном, (5.39)

Таблиця 5.15 - Перевірка вимірювальний трансформатор напруги марки НТМИ - 10 - 66

Розрахункові дані	Каталожні дані
Uуст = 10 кВ	Uном = 10 кВ
S2У = 60.68 ВА	S2ном = 200 ВА

За класом точності рівним 1, вибраний трансформатор підходить для встановленні на підстанції, так як цей клас забезпечує достатню точність вимірювань, та вищий за клас точності встановлених приладів, який рівний 1. Для підключення трансформатора до вимірювальних приладів вико-ристаємо кабель АКРВГ з перерізом жил 4 мм² ( за умовою механічної міцності ).

5.12 Вибір високовольтних запобіжників

Оскільки запобіжники на проектованій підстанції будуть призначені для захисту трансформаторів напруги(ТН) і трансформаторів власних потреб(ТВП), та окремих споживачів, які живляться від цих трансформаторів, то струми, що проходитимуть через запобіжники навантаженням системи власних потреб (див. п. 5.11 та розділ 6, табл. 6.1) будуть залежати від потужності вибраних трансформаторів. Здійснимо розрахунок струмів нормального та післяаварійного режимів, для номінальних потужностей трансформаторів, за методико описаною у розділі 3 (рівняння (3.1), (3.2)).

Струм нормального режиму, А:

, (5.40)

А,

= 0.01А

Струм післяаварійного режиму, А:

І_макс=1,4•І_норм , (5.41)

І_максТН = 1.4•3.64 = 5.1 А

І_{максТВП} = 1.4•0.01 = 0.014 А

На основі результатів розрахунків за рівняннями (5.49) та (5.50) здійснюємо вибір запобіжників з таблиці 5.8 [8]. Вибираємо запобіжники марки ПКН001-10У1.

Виконаємо перевірку запобіжників згідно (5.23), (5.9) та (5.42) у табличній формі (див. табл.5.15).

? (5.42)

Таблиця 5.16 - Перевірка плавких запобіжників ПКН001-10-1У1 для ТВП

Розрахункові дані	Каталожні дані
=10 кВ	=10кВ
=5,1 А	= 12 А
= 6.64 кА	= 8 кА

Таблиця 5.17 - Перевірка плавких запобіжників ПКН001-10-12У1 для ТН

Розрахункові дані	Каталожні дані
=10 кВ	=10кВ
= 0.014 А	= 1 А
= 6.64...

Подобные документы

• Розрахунок релейного захисту підстанції

  Вибір схеми приєднання силового трансформатора до мережі. Аналіз пошкоджень і ненормальних режимів роботи підстанції. Вибір реле захисту лінії високої напруги. Розрахунок струмів короткого замикання при роботі системи з максимальним навантаженням.
  
  курсовая работа [737,3 K], добавлен 21.01.2013
  

• Підвищення надійності електропостачання ферми ВРХ

  Визначення навантаження на вводах в приміщеннях і по об’єктах в цілому. Розрахунок допустимих витрат напруги. Вибір кількості та потужності силових трансформаторів. Розрахунок струмів однофазного короткого замикання. Вибір вимикача навантаження.
  
  дипломная работа [150,2 K], добавлен 07.06.2014
  

• Проектування районної трансформаторної підстанції 3510кВ

  Розрахунок розгалуженої лінії електропередачі 10кВ, повного електричного навантаження на шинах. Вибір потужності трансформатора та запобіжників. Вибір кількості та номінальної потужності силових трансформаторів, електричної апаратури розподільника.
  
  курсовая работа [251,1 K], добавлен 11.11.2014
  

• Розрахунок електричної частини ТЕС 1300 МВт

  Вибір генераторів та силових трансформаторів. Техніко-економічне порівняння варіантів схем проектованої електростанції. Розрахунок струмів короткого замикання та захисного заземлення. Конструкція розподільчого пристрою. Вибір теплотехнічного устаткування.
  
  дипломная работа [319,7 K], добавлен 08.04.2015
  

• Проектування електричої підстанції напругою з 35/10 кВ

  Вибір і обґрунтування схеми електричних з’єднань електричної підстанції. Розрахунок струмів короткого замикання. Вибір комутаційного обладнання та засобів захисту ізоляції від атмосферних перенапруг. Розрахунок заземлення та блискавко захисту підстанції.
  
  курсовая работа [1,7 M], добавлен 27.04.2011
  

• Формування структури електричної мережі

  Формування структури електричної мережі для електропостачання нових вузлів навантаження. Вибір номінальної напруги ліній електропередавання. Вибір типів трансформаторів у вузлах навантаження та розрахунок параметрів їх схем заміщення. Регулювання напруги.
  
  курсовая работа [1,5 M], добавлен 27.02.2012
  

• Проектування електричних станцій та підстанцій

  Вибір трансформаторів підстанції. Розрахунок струмів КЗ. Обмеження струмів КЗ. Вибір перерізів кабельних ліній. Вибір електричних апаратів і провідників розподільчих пристроїв. Вибір трансформаторів струму. Вибір шин і ізоляторів. Власні потреби підстанці
  
  курсовая работа [560,2 K], добавлен 19.04.2007
  

• Техніко-економічні характеристики електричної частини теплоелектроцентралі

  Вибір числа й потужності трансформаторів ТЕЦ-90. Техніко-економічне порівняння структурних схем. Вибір головної схеми електричних сполук, трансформаторів струму і струмоведучих частин розподільних пристроїв. Розрахунок струмів короткого замикання.
  
  курсовая работа [210,4 K], добавлен 16.12.2010
  

• Розрахунок схеми електропостачання групи цехів

  Огляд сучасного стану енергетики України. Розробка системи електропостачання підприємства. Розрахунок графіків електричних навантажень цехів. Вибір компенсуючих пристроїв, трансформаторів. Розрахунок струмів короткого замикання. Вибір живлячих мереж.
  
  курсовая работа [470,0 K], добавлен 14.11.2014
  

• Електропостачання групи цехів механічного заводу

  Розрахунок силових навантажень. Вибір напруги зовнішнього електропостачання і напруги внутрішньозаводського розподілу електроенергії. Визначення доцільності компенсації реактивної потужності. Вибір кількості і потужності силових трансформаторів.
  
  курсовая работа [876,8 K], добавлен 19.12.2014
  

• Розробка головної понижуючої підстанції 35/10 кВ для живлення металургійного заводу

  Вибір потужностей понижуючих трансформаторів підстанції, їх навантажувальна здатність. Обгрунтування принципової електричної схеми. Розрахунок струмів короткого замикання. Компонування устаткування підстанції і конструкції розподільчих пристроїв.
  
  курсовая работа [517,3 K], добавлен 15.03.2012
  

• Електропостачання підприємства

  Визначення електричних навантажень. Компенсація реактивної потужності. Вибір числа і потужності трансформаторів, типу підстанцій і їх місцезнаходження. Вибір живильних і розподільчих мереж високої напруги. Розрахунок заземлення і релейного захисту.
  
  курсовая работа [1,1 M], добавлен 23.09.2014
  

• Розрахунок показників економічної ефективності проектування й розширення підстанції

  Розрахунок навантаження для обмоток трансформаторів та струмів короткого замикання. Електроустаткування вимикачів, роз'єднувачів і трансформаторів власних потреб підстанції струму. Річна відпустка електроенергії, калькуляція собівартості її трансформації.
  
  дипломная работа [215,2 K], добавлен 15.12.2010
  

• Електропостачання внутрішньоквартальних об’єктів

  Визначення розрахункового навантаження будинків. Розроблення схеми внутрішньоквартального електропостачання електричної мережі, електричних навантажень на шинах низької напруги. Вибір кількості, коефіцієнтів завантаження та потужності трансформаторів.
  
  дипломная работа [4,8 M], добавлен 07.02.2012
  

• Проектування підстанції та вибір обладнання

  Проектування підстанції ПС3, напругою 110/10 кВ. Обгрунтування вибору схеми електричних з’єднань з вищої та нижчої сторін, прийняття рішення щодо вибору обладнання і його компонування. Класифікація підстанцій. Розрахунок струмів короткого замикання.
  
  курсовая работа [501,2 K], добавлен 22.04.2011
  

• Розробка оптимальної системи електропостачання термічного цеху

  Вибір оптимальної схеми цехової силової мережі, розрахунок електричних навантажень, вибір кількості та потужності трансформаторів цехової підстанції. Вибір перерізу провідників напругою понад і до 1 кВ, розрахунок струмів короткого замикання і заземлення.
  
  курсовая работа [844,7 K], добавлен 12.03.2015
  

• Розрахунок експлуатаційних характеристик електричних машин

  Розрахунок параметрів схеми заміщення трансформатора, напруги короткого замикання, зміни вторинної напруги та побудова векторної діаграми. Дослідження паралельної роботи двох трансформаторів однакової потужності з різними коефіцієнтами трансформації.
  
  курсовая работа [1,6 M], добавлен 16.08.2011
  

• Розрахунок електропостачання та електрообладнання цеху

  Спорудження і експлуатація системи електропостачання цеху. Вибір потужності трансформаторів, способів прокладання низьковольтних кабельних ліній. Розрахунок струмів короткого замикання у низьковольтній розподільчій мережі та вибір електрообладнання.
  
  дипломная работа [5,5 M], добавлен 15.06.2014
  

• Розрахунок симетричного та несиметричного короткого замикання

  Визначення порів елементів схеми заміщення та струму трифазного короткого замикання. Перетворення схеми заміщення. Побудова векторних діаграм струмів та напруг для початкового моменту часу несиметричного короткого замикання на шинах заданої підстанції.
  
  курсовая работа [1,3 M], добавлен 24.10.2012
  

• Районна електрична мережа 35-220 кВ

  Стисла характеристика району та споживачів. Вибір схеми електричної мережі. Визначення потоків потужності. Вибір номінальної напруги лінії мережі, перерізів проводів повітряних ліній та трансформаторів. Регулювання напруги на підстанціях споживачів.
  
  курсовая работа [667,6 K], добавлен 25.12.2013
  

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