Электрооборудование подстанции Борзя-Восточная 110/35/10 кВ

Размещено на http://www.allbest.ru/

Федеральное агентство по образованию ГОУ СПО Читинский лесотехнический колледж

ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ

тема: «ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЕ ПОДСТАНЦИИ БОРЗЯ-ВОСТОЧНАЯ 110/35/10 кв»

Выполнил: Миронов А.Л.

Группа:МЭ-15

Принял: Зимина З.А.

Чита 2009 год

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

1. Общая часть

2. Электротехническая часть

Расчет электрических нагрузок

Выбор силовых трансформаторов

Выбор главной схемы подстанции

Расчет токов короткого замыкания

Выбор электрооборудования подстанции

Выбор токоведущих частей подстанции

Система измерений на подстанции

Выбор измерительных трансформаторов

Выбор трансформатора собственных нужд

Выбор режима нейтрали

Расчет заземляющего устройства

Молниезащита и защита от перенапряжений

Релейная защита и автоматика

Охрана труда и противопожарные мероприятия

Экологическая часть

Список литературы

ВВЕДЕНИЕ

Развитие энергетики в Читинской области.

История энергетики в Читинской области начинается с 1906 года, когда иркутским купцом Поляковым по договору с городской управой была построена локомотивная ТЭЦ в городе Чите. К 1924 году ее мощность превысила 1000кВт.

В 1930 году в Забайкалье на базе Черновского буроугольного месторождения была сооружена электростанция мощностью 3000кВт. Одновременно от Черновской электростанции проложили линию электропередачи напряжением 22кВ до Читы, протяженностью 20км.

Областной центр начал развиваться, и для покрытия его растущих потребностей в тепловой и электрической энергии в 1936 году была пущена в эксплуатацию Читинская ТЭЦ мощностью 2500кВт. Эта ТЭЦ снабжена паром и электроэнергией овчинно-шубный завод и другие предприятия города.

Востребованные страной большие запасы полезных ископаемых Читинской области вызвали необходимость формирования промышленных центров. Для их электроснабжения в соответствии с территориальным размещением месторождения и строились электростанции: Холбонская ЦЭС в 1933году, Букачинская ЦЭС в 1936году, Петровск-Забайкальская ТЭЦ в 1939году, Мордойская ЦЭС в 1943 году, Могочинская ЦЭС в 1945году. В 1956 году в составе Шерловогорского горно-обогатительного комбината была введена в эксплуатацию ТЭЦ мощностью 24МВт, а в 1961 году Приаргунская (Нерчинская) ТЭЦ такой же мощности - для покрытия электрических и тепловых нагрузок Юго-Восточного горно-рудного района.

Первенцем крупной энергетики Забайкалья является Читинская ГРЭС высокого давления с турбоагрегатами 60 и 100 тысяч кВт, давшая первый ток в 1965году.

Энергосистема формировалась в начале 80-х годов. Тогда все изолированно работающие энергорайоны были объединены в одно целое.

За 40 лет построено 3600 км ВЛ-220кВ, 5700км ВЛ-110-35кВ, 27тысяч км ВЛ-20-0,4кВ. Электрифицированы сельское хозяйство и Забайкальская железная дорога протяженностью более 1000км, к энергосистеме подключены потребители Байкало-Амурской магистрали.

С вводом в 1986 году Транссибирской железнодорожной магистрали Читинская энергосистема перестала быть изолированной: электрические*сети объединили ее с Бурятэнерго. В том же году восточная часть энергосистемы соединилась с Амурэнерго.

1980 годы оказались для забайкальской энергосистемы очень сложными. Переход на электротягу, ввод промышленных предприятий в области резко повысили уровень электропотребления, и нагрузки достигли максимума.

Были мобилизированы полностью все имеющиеся ресурсы мощностей, однако их дефицит достигал 100МВт и более.

Для ликвидации дефицита мощности велось строительство Харанорской ГРЭС проектной могцностью 1260МВт, первый агрегат которой был введен в работу в 1995 году. Одновременно сооружается ВЛ-500кВ Гусиноозерская ГРЭС - Петровск-Забайкальский - Чита для передачи дополнительной мощности в Читинскую энергосистему, в ОЭС Востока, в КНР.

Централизованным электроснабжением в настоящее время охвачено 93% территории области. Максимум нагрузок вырос с 55МВт в 1960 году до 1135МВт, электропотребление увеличилось соответственно с 384 до 6430млн. кВт*ч.

На Читинской ТЭЦ-1 начата реконструкция первого котла БКЗ-220, которая увеличит его паропроизводительность до 240т\ч. Выполнение подобных работ на котлах первой и второй очередей этой ТЭЦ позволит получить на тех же площадях дополнительную паровую мощность, эквивалентную одному котлу БКЗ-220. Одновременно планируется реконструкция турбин с целью увеличения их тепловых мощностей. В результате удается расширить число потребителей.

В электрических сетях ведется замена трансформаторных мощностей с установкой более мощных, вторых трансформаторов, осуществляется перевод ВЛ-1 ЮкВ с деревянных опор на железобетонные. С целью улучшения режимов работы электрической сети предусматривается ввод реактивной мощности, совершенствуются схемы и устройства релейной' защиты и противоаварийной автоматики.

Энергосистема усваивает прогрессивные технологии. В 1996-1998годах ОАО «Ростелеком» проложено через всю Сибирь волоконно-оптическую линию связи Бирюсинск-Белогорск по ВЛ-220кВ, самый длинный участок которой (1200км) пришелся на Читинскую область, для обслуживания этого участка создана группа ВОЛС.

В 1999 году силами ОАО «Читаэнерго» построено 81км ВОЛС, из них 46км северного направления городского кольца и 36км заходов от магистральной ВОЛС. В 2000году планируется построить 35км южного направления городского кольца, технологическое ВОЛС по городу Чите и сеть передачи данных.

После осуществления данного проекта Чита станет одним из немногих городов России, имеющих собственное кольцо ВОЛС. Это позволит пользоваться в новом веке самыми современными информационными технологиями: система Интернет, цифровая высококачественное видео качественная цифровая связь.

В ближайшие 5 лет системой ВОЛС будут охвачены все филиалы ОАО «Читаэнерго». Энергосистема получит каналы для связи, автоматизированных систем управления, средств релейной защиты и автоматики.

Поддерживать жизнеспособность Читинской энергосистемы, ее устойчивость и надежность во многом помогают богатые трудовые традиции, выработанные предыдущими поколениями энергетиков.

1 ОБЩАЯ ЧАСТЬ. КЛИМАТИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ РАЙОНА

Борзинский район расположен в Южном Забайкалье, эта местность характеризуется ровным рельефом, и большая часть территории относится к степному типу местности.

Температурный режим района отличается своеобразием присущим резко-континентальному климату. Это малое количество осадков зимой и весной и обилие солнечных дней летом. Резко-континентальность климата объясняется большим удалением от океанов и морей, а так же высоким расположением над уровнем моря.

На основании данных метеостанций в районе проектируемой подстанции приняты следующие температуры:

минимальная температура зимы - минус 55°С.

максимальная температура лета - плюс 41°С.

среднегодовая температура -- минус 2,7°С.

самой холодной пятидневки -- минус 39°С.

средний из ежегодных абсолютных минимумов минус 44°С. Максимальная скорость ветра составляет - 34м\сек.

Характеристика почв.

На строение и состав почв оказывают влияние высота над уровнем моря, положение склона по отношению к солнцу, материнские породы, температура и влажность воздуха и особенно вечная и сезонная мерзлота. Район проектируемой подстанции большой частью относится к району сезонной мерзлоты. Глубина промерзания грунта до четырех метров.

Почвенный состав проектируемой подстанции относится к песчано-щербенистым грунтами, а так же к среднепучинистым. Учитывая наличие грунтовых вод и пучинистые свойства грунтов, площадка подстанции отсыпана гравийно-песчаной смесью высотой 0,4метра.

Энергетическая база района.

Заход на подстанцию Борзя-Восточная выполнен воздушной линией 11 ОкВ от Шерловогорской ТЭЦ. Топливной базой Шерловогорской ТЭЦ является Харанорское буроугольное месторождение. Добыча угля ведется дешевым открытом способом.

Назначение проектируемой подстанции.

Проектируемая подстанция находится в городе Борзя на восточной окраине города, с правой стороны от автодороги Борзя-Александровский завод, на расстоянии 1200 метров'от застроенной части города. Рельеф площадки ровный, лесной покров отсутствует, площадка свободна от застройки.

Проектируемая подстанция предназначена для организации централизованного энергоснабжения г. Борзя и прилегающего района на напряжениях 110,35,10 кВ в связи с ростом электрических нагрузок и невозможности реконструкции существующей подстанции Борзя-Западная.

На стороне 35кВ подстанция имеет следующих потребителей: ВЛ-35-422 Борзя-Усть-Озерная;

На стороне ЮкВ: фидер Автомобильная, фидер Бульварная, фидер Новоборзинское, фидер Ключевское, фидер АЗС;

фидер Восточный, фидер Савватеевская

2 ЭЛЕКТРОТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Расчет электрических нагрузок

Электрические нагрузки являются исходными данными для решения многих вопросов, возникающих при проектировании. Определение электрических нагрузок составляет первый этап проектирования системы электроснабжения.

При проектировании подстанции я использую фактические суточные графики нагрузок на напряжении 10 и 35кВ, составленные при прохождении преддипломной практики.

Используя суточные графики, я строю годовой график изменения активной мощности.

2.1.1 Построение суточных графиков нагрузки

Для определения нагрузок по часам суток пользуюсь фактической нагрузкой на среднем и низком напряжении. Данные заношу в таблицу 1 -суточные графики.

Таблица 1- суточные графики.

-- -- -_ Часы Нагрузка, МВт	0-3	3-6	6-9	9-12	12-15	15-18	18-21	21-24
Нагрузка потребителей на напряжении ЮкВ в МВт	10,39	10,64	8,85	12,10	11,19	11,76	11,63	8,12
Нагрузка потребителей на напряжении 35кВ в МВт	4,87	4,98	5,73	5,52	6,33	5,90	6,01	4,60
Итого зимнего дня, МВт	15,26	15,61	17,58	17,64	17,50	17,66	17,64	12,73
Итого летнего дня, МВт	10,68	10,92	12,30	12,34	12,25	12,36	12,34	8,91

Нагрузку летнего дня принимаю в размере 70% от нагрузки зимнего дня. Результаты расчетов по часовых мощностей приведены в таблице 1. Расчет нагрузки летнего дня произвожу по формуле:

Рл = Р₃-0,7 (1)

где: Рл - нагрузка летнего дня Рз - нагрузка зимнего дня Рл₀_, = 15,26 - 0,7 = 10,68Мят

2.1.2 Построение годового графика нагрузки

Годовой график продолжительности активной нагрузки показывает длительность работы электроустановки в течение года с различными нагрузками.

Обычно принимают работы электроустановки по зимнему графику 183 суток, а по летнему 182 суток.

Годовой график продолжительности нагрузок позволяет определить продолжительность каждой нагрузки в течение года, а также определить-технико-экономические показатели электроустановки.

Таблица 2 - Годовой график продолжительности активной нагрузки.

Часовая мощность, МВт	Зима 183 дня	Лето 182 дня	Годовое число часов	Годовое потребление электроэ нергии МВт-ч
	Продолжительность за сутки, 13, час	Продолжительность за год, 13-183, час	Продолжи тельность за сутки, tn/ч	Продолжительность за год, tn- 182, час
1	2	3	4	5	6	* 7
17,66	3	3-183			549	3231,78
17,64	3	3-183			549	3228,12
17,64	3	3-183			549	3228,12
17,58	3	3-183			549	3217,14
17,50	3	3-183			549	3202,50
15,61	3	3-183			549	2856,63
15,26	3	3-183			549	2792,58
12,73	3	3-183			549	2329,59
12,36			3	3-182	546	2249,52
12,34			3	3-182	546	2245,88
12,34			3	3-182	546	2245,88
12,30			3	3-182	546	2250,90
12,25			3	3-182	546	2229,50
10,92			3	3-182	546*	1987,44
10,68			3	3-182	546	1943,76
8,91			3	3-182	546	1621,62
Итого:	40860,96

2.1.3 Технико-экономические показатели.

1) Электрическая энергия, выдаваемая с шин подстанции:

(2) 0>=40860,96AfB0i-4

2) Средняя мощность за год:

(3)

3) Коэффициент заполнения графика:

(4)

4) Число часов использования максимальной мощности:

 (5)

2.2 Выбор силовых трансформаторов

Количество трансформаторов на подстанции зависит от категории по надежности электроснабжения потребителей.

Так как от проектируемой подстанции будут питаться потребители I и II категории, я устанавливаю на ней два трансформатора.

Мощность трансформаторов выбираю такой, чтобы в нормальном режиме трансформаторы имели загрузку, соответствующую минимальным потерям, а при выходе одного из работы второй обеспечил всех потребителей первой и второй категории с перегрузкой в пределах допускаемых «Правилами устройства электроустановок» и «Нормами технологического проектирования подстанций». В нормальном режиме загрузка трансформаторов рекомендуется на 65-70%.

Определяю желаемую мощность трансформатора по формуле:

(6)

где: 8^лт -- желаемая мощность одного трансформатора.

п - количество трансформаторов

Вп - коэффициент загрузки трансформатора в нормальном режиме работы.

Smax - максимальная мощность.



Определяю по каталогу стандартную мощность трансформатора:

8ст.т=16000кВ-А Проверяю загрузку трансформаторов в нормальном режиме

(7)

Определяю загрузку трансформаторов в аварийном режиме:

(8)

Рае < 1,4 1Д<1,4

По данным расчетов выбираю трансформаторы марки ТДТН-16000/110 напряжением 110/35/10кВ. Т - трехфазный

Д -- естественная циркуляция масла и принудительная циркуляция воздуха

Т - трехобмоточный

Н ~ регулирование напряжения под нагрузкой.

Таблица 3 -- Технические данные трансформаторов.

Тип	Номинальное напр. кВ	Потери кВт	11к.з. в % для обмоток	Ток х/х %
	ВН	СН	НН	х/х	х/к	ВН-СН	ВН-НН	сн-нн
ТДТН-16000/110	115	38,5		23	100	10,5	17	6	1,0

Тип Номинальное Потери ТЛк.з. в % для обмоток Ток

напр. кВ кВт х/х %

ВН |СН |НН х/х |х/к ВН- |ВН- I CH-HH

СП НН

ТДТН- 115 38,5 23 ТОО 10^5 17 6 1^0

16000/110

2.3 Выбор главной схемы подстанции

Выбор главной схемы подстанции производится в зависимости от величины высокого, среднего и низкого напряжения трансформаторов и от количества отходящих линий со стороны высокого и низкого напряжения.

При выборе главной схемы подстанции необходимо учитывать следующие условия:

а) схема должна быть простой, легко восприниматься обслуживающим персоналом;

б) схема должна обеспечивать надежное электроснабжение потребителей;

в) схема должна быть гибкой, то есть приспособленной для создания необходимых эксплуатационных режимов и для проведения определенных переключений;

г) схема должна быть экономически целесообразна.

На основании анализа типовых схем для проектируемой подстанции предлагаю со стороны 1 ЮкВ схему с одной рабочей и обходной системой шин. Со стороны ЮкВ предлагаю схему одиночную секционированную выключателем систему сборных шин с двумя секциями. Со стороны 35кВ предлагаю схему одиночную секционированную выключателем систему сборныхшин с двумя секциями.

2.4 Расчет токов короткого замыкания

Для проверки электрооборудования установленного на проектируемой подстанции, а также для выбора уставок релейной защиты и автоматики произвожу расчет токов короткого замыкания.

Для данной системы принимаю следующие условия:

а) расчет производится для нормальной схемы, когда все элементы электрооборудования (линии, трансформаторы и так далее) включены;

б) на расчетной схеме намечаю вероятные точки короткого замыкания, которые выбираю таким образом, чтобы при замыкании в этих точках исследуемый участок цепи обтекался бы наибольшим возможным током короткого замыкания.

8т1=8т2=63МВА ивс=11%

ивн=35,7% UcH=21,9%

8тЗ=8т4=16МВА

ивс=10,5% ивн-17% UcH-6%

у

(РИС1)

Составляю схему замещения.

(Рис 2)

Рассчитываю сопротивление всех элементов схемы. В целях для наглядности расчета результирующего сопротивления расчетную схему электроустановки (рис 1) замещаю эквивалентной схемой называемой схемой замещения, в которой все*элементы, принимающие участие в проведении токов короткого замыкания изображаются индуктивным сопротивлением (рис 2).

Для расчета все сопротивления элементы схемы замещения привожу к единым базисным условиям. За базисную мощность принимаю S6 =100мВА 1 Сопротивление элементов линии определяю по формуле

(9)

хо=0,4 Ом/км - индуктивное сопротивления 1 км воздушной линии. [Л2]

1 - длина линии, км

S6 -- 1 ООмВА -- базисная мощность [Л.2]

Ucp - среднее номинальное напряжение, кВ

Определяю сопротивление трансформаторов Tl, T2

1) uk % в=0,5(ик%вс+ик%вн-ик%сн) (10) uk % с=0,5(ик%сн+ик%вс-ик%вн)

uk % н-0,5(ик%вн+ик%сн-ик%вс) uk % в=0,5(11+35,7-21,9)=12,4% uk % с=0,5(21,9+11-35,7) - - 1,4% ~0 uk % н=0,5(35,7+21,9-11)=23,3%

2) (11)

ЛГ*б = А^г_б=АГ₇=0

Определяю сопротивление трансформаторов ТЗ, Т4 (аналогично формуле Т1,Т2).

uk % в=0,5(10,5+17-6)=10,75% (12)

uk % с=0,5(6+10,5-17) - - 0,25% ~0

uk % н=0,5(17+6-10,5)=6,25%

2) (13)

Упрощаю схему до точки К1.

Х20-Х16+Х18= 0,18+0,36-0,54

(14)

Х21-Х17+Х 19-0,54 (15)



Упрощаю схему до точки КЗ.

(23)

Хрез(кЗ)=Х28+Х29=0,95+0,33=1,28 (24)

Рассчитываю ток базисный для точки К1.

(25)

(26)

Определяю мощность

(27)

Определяю ударный ток

 (28)

Рассчитываю ток базисный для точки К2.

(29) (30)

Определяю мощность

(31)

Определяю ударный ток

(32) Рассчитываю ток базисный для точки КЗ.

(33)

(34)

Определяю мощность

(35)

Определяю ударный ток

(36)

Все данные свожу в таблицу.

Таблица 4.

Ток КЗ	In, кА	It, кА	iy, кА	Sn, мВА
Относительно к точке К1	1Д9	1,19	3,03	238,1
Относительно к точке К2	1,64	1,64	4,17	105,2 -
Относительно к точке КЗ	4,3	4,3	10,9	78,1

2.5 Выбор электрооборудования подстанции

электрическая подстанция трансформатор ток

2.5.1 Выбор электрооборудования ВН ИОкВ

Выбираю разъединители, выключатели со стороны высокого напряжения подстанции:

Исходные данные ивн-ПОкВ 1к1=1,19кА 1уд = 3,ОЗкА

Выбор разъединителя.

Определяю ток послеаварийного режима электроустановок в цепи трансформатора со стороны 1 ЮкВ.

(37)

При условии, что высокое напряжение ubh=! ЮкВ и ток послеаварийного режима Imax=l 17,70кА, устанавливаю разъединитель марки РДЗ-110 и проверяю по следующим условиям:

а) по напряжению исходя из условия

UycT < Up 110кВ<110кВ

б) по номинальному току исходя из условия

Imax < ihom 117,70кА<1000кА

в) по электродинамической стойкости должно выполняться условия

1уд < 1д

3,03 < 80

г) по термической стойкости должно выполняться условие

Як</²_д,_с./_д/с; /_ИЛ =31,5кЛ; t_nlc=3c BK = I_h²(t₀+Ta) = l,\9²(l + Q,\2) = \,59 (38) [Л2 стр. 217]

1,59 < 2976,75

Выбранный разъединитель удовлетворяет всем условиям.

Выбираю элегазовый выключатель для наружной установки.

1) по месту установки

ubh - 11 ОкВ - выключатель наружной установки.

Выбираю марку элегазового выключателя ВЭК-110-40/2000У1

2) по напряжению

ub > UycT

по>п'о

3) по номинальному току

Imax < ihom

Imox = 1,4- г-^8т =1,4- ^16Q°° =Л17,70A (39) yfe-ивн 1,73-110

Imax < 2000A 117,70A<2000A

4) по отключающей способности

ik <iotk

1,19 < 40 -- данный выключатель по отключающей способности проходит.

5) Выбранный выключатель проверяю на термическую стойкость.

B_K<I²_ntc.t_ntc;

Вк = I* (t_fl + Та) = 1,19² (0,08 + ОД 25) = 0,29кЛ² (3 9) 1²п_1с = 20кА; t_nlc=3c

0,29<1200кА²с

6) проверяю на электродинамическую стойкость по условию

1УД < 1д

3,03 < 102кА -- данный выключатель проходит по электродинамической стойкости.

Окончательно выбираю элегазовый выключатель марки ВЭК-110-40/2000У1

2.5.2 На стороне 35кВ выбираю маломасляный выключатель марки ВМУЭ-35Б-25

1) по месту установки

ubh -- 35 кВ - выключатель наружной установки.

2) по напряжению

ub > UycT 35>35

3) по номинальному току

Imax < ihom

lmax = l,4- r-^Sr = 1.4-^^- = 369,94Л (39) л/3-t/cp 1,73-35 .

369,94 А < 1000А по номинальному току проходит

4) по отключающей способности

1к <iotk

1,64 < 25 -- данный выключатель по отключающей способности проходит.

5) Выбранный выключатель проверяю на термическую стойкость.

Як</²*с.-/_й„;

BK = I_h²(t₀ +7а) = 1,64²(0,075 + ОД25) = 0,53кЛ² (40) /²«_fc = 25кА\ t_ntc = 4с 0,53 < 2500кА²с

6) проверяю на электродинамическую стойкость по условию

1уд < 1д

4,17 < 64кА - данный выключатель проходит по электродинамической стойкости.

Окончательно выбираю маломасляный выключатель марки ВМУЭ-35Б-25

Выбор разъединителя.

(40)

При условии, что среднее напряжение 11ср=35кВ и ток послеаварийного режима Imax=369,94A устанавливаю разъединитель марки РДЗ-35 и проверяю по следующим условиям:

а) по напряжению

ub > UycT 35>35

б) по номинальному току

Imax < ihom

(39)

369,94 А < 1000А по номинальному току проходит

в) проверяю на электродинамическую стойкость по условию

1уд < 1д 10,9<63кА

г) проверяю на термическую стойкость.

BK<I\,-t_nlL;

Вк = I_h²(t_(>+ Та) -10,9²(1 + 0,125) =Ш,66кА² (40) 1\<с = 25кА; t_nlc = 4с

133,66 <2500кА²с

Выбранный разъединитель удовлетворяет всем условиям. Окончательно выбираю разъединитель марки РДЗ-25. 2.5.3 Выбор электрооборудования на стороне ЮкВ.

На низком напряжении устанавливаю вакуумный выключатель марки BB/TEL-10-1600/20Y2.

Для проектируемой подстанции 110/3 5/ЮкВ со стороны низкого напряжения в качестве РУ выбираю КРУ серии D-12P с вакуумным выключателям. Технические данные КРУ серии D-12P. uhom-ЮкВ 1ном сб.шин - 1600 Ьюм.откл. - 20 1эл/дин. стойкости - до 125кА

1терм. стойкости - 1200кА с

Время протекания термического тока - Зсек.

Проверяю выключатель по следующим условиям:

а) но номинальному напряжению

uhom < ином.выкл. ЮкВ < ЮкВ.

б) по номинальному току

Imax < 1ном.выкл.

1тах = 1А- г⁸'¹' =1,4-^^- = 1294,79.4 (41) л/3-t/KH 1,73-10

1294,79 <1600кА

в) по номинальной отключающей мощности

sk < Зст.вык.

sk = uhom * /кз = 10 *1,64 -1 в^кВА (42)

8откл.вык. = uhom * 1отюивыкл. = 10 * 20 = 200кВА (43)

16,4 < 200

г) проверяю на термическую стойкость

ВК<1 терм -t_mep\

Вк = I₀\t₍₎ + Та) = 1,64²(3 + 0,125)- 8,4кЛ² (44)

8,4<1200кА²с

Выключатель проходит по термической стойкости.

д) проверяю на электродинамическую стойкость

1УД < 1д 4,17<25кА Окончательно выбираю КРУ серии D-12P.

2.6 Выбор токоведуших частей подстанции

2.6.1 Выбор токоведущих частей РУ 1 ЮкВ

Выбор токоведущих частей и способ их выполнения определяется их названия в схеме и величиной мощности по заданной цепи. Выбор токоведущих частей производится в следующем порядке.

Определяю максимальный и номинальный ток в данной цепи по формуле

(45)

Так как сборные шины не выбираются по экономической плотности тока, то принимаем сечение по допустимому току при максимальной нагрузки на шинах. В качестве ошиновки РУ 1 ЮкВ предлагаю сталеаллюминиевый провод марки АС -- 70/11. [ЛЗ]

а) Проверяю выбранный провод по условиям нагрева

1доп > Imax 265 > 117,70

б) Проверка по условиям коронирования - согласно ПУЭ минимальное сечение для воздушных линий 1 ЮкВ составляет 70мм².

2.6.2 Выбор токоведущих частей РУ 35кВ. Производится аналогично выбору РУ ВН.

(46)

Выбираю сталеалюминевый провод марки АС - 120/19. а) Проверяю выбранный провод по условиям нагрева

1доп >Imax

390 > 369,5.

2.6.3 Выбор токоведущих частей РУ ЮкВ

В качестве сборных шин со стороны ЮкВ предлагаю использовать жесткие алюминиевые шины прямоугольного сечения. Определяю максимальный ток в данной цепи по формуле:

Выбираю к установке однополюсные шины сечением 100x10: 1доп > Imax 1820>1293,3.

Проведу проверку выбранных шин: а) проверяю на термическую стойкость:

(48)

Вк = lj(t₀ + Та) = l,64²(l + 0,125) = 3,02кЛ² (49)

Термический коэффициент 0=95

Smiu =18,29лш², что меньше выбранного сечения. 95 ^F

б) проверяю на электродинамическую стойкость

Для аллюминевых шин ё_доп = 80л/,

$_доп = 80Я * м/мм² > $_расч = 0,16Я * м 1мм²

Данные шины по электродинамической стойкости проходят. Окончательно выбираю в качестве ошиновки со стороны ЮкВ алюминиевые шины прямоугольного сечения, окрашенные однополостные марки

2.7 Система измерений на подстанции

Контроль за режимом работы основного и вспомогательного оборудования на подстанции осуществляем с помощью КИП, амперметров, вольтметров, ваттметров, варметров, счетчиков активной и реактивной энергии (универсальных).

Место установки и объема КИП определяю по таблице 4-9 Л.2.

Таблица 5. Выбор КИП.

№ п\п	Цепь	Место установки прибора	Перечень приборов
1.	Трехобмоточного трансформатора или автотрансформатора	ПО 35 10	Амперметр, Амперметр, Ваттметр, варметр, счетчик универсальный
2.	Сборных шин 35/10кВ	На каждой секционной системе шин	Вольтметр для измерения междуфазного напряжения и вольтметр с переключателем для измерения трехфазного напряжения
3.	Сборный шин 1 ЮкВ	На каждой секции или системе шин	вольтметр с переключателем для измерения трехмеждуфазных напряжений и регистрирующий вольтметр
4.	Секционного выключателя	-	Амперметр
5.	Линия ЮкВ		Амперметр, счетчик универсальный для линий с потребителями
6.	Трансформаторы СП	ЮкВ	Амперметр расчетный, счетчик активной энергии

2.8 Выбор измерительных трансформаторов

2.8.1 Выбор измерительных трансформаторов

Трансформаторы тока предназначены для уменьшения первичного тока до значений наиболее удобных для измерительных приборов и реле, а также для определения цепей измерения и защиты от цепей высокого напряжения. Пользуюсь каталожными данными приборов: определяю нагрузку по фазам для цепи силового трансформатора со стороны ЮкВ, и свожу данные в ' таблицу.

Таблица 6. Вторичная нагрузка трансформатора тока.

№ и/и	Наименование приборов	Тип	Нагрузка по фазам
			А	В	С
1.	Амперметр	Э-335	0,5	0,5	0,5
2.	Ваттметр	Д-335	0,5	-	0,5
3.	Варметр	Д-304	0,5	-	0,5
4.	Счетчик активной энергии	ЦЭ-6812	0,5	"	0,5
Итого:	2	0,5	2

№ Наименование приборов Тип Нагрузка по фазам

и/и А Г~В I С

Амперметр Э-335 0^ 0,5 0,5

Ваттметр Д-335 0,5 - 0,5

Варметр Д-304 63 ~ - 0,5

Счетчик активной ЦЭ-6812 0,5 - 0,5 энергии

Итого: 2 0^5~~ 2

В цепи силового трансформатора со стороны ЮкВ выбираю трансформатор марки ТПЛК10 - УЗ со вторичной нагрузкой S2_HOM =ЮВА, класс точности 0,5.

1) Проверяю трансформатора тока, по номинальному напряжению исходя из условия

UycT < uhom. 10кВ<10кВ

2) Проверяю по номинальному току первичной обмотки:

Imax < ihom.t.

на электродинамическую стойкость не проверяем, так как трансформатор тока литой.

по термической стойкости

BK<I\^t_mc-

Вк = Ij(t₀ + Та)= 1,64²(1 + ОД 25)- 3,02кА²

841 > 3,02

5) по вторичной нагрузке

S2 < shom.t.t. Определяю сопротивление приборов

Znpu6 = ^SnP =²₂= 0,080ж

Znpu6 = А = 0,080м

Для обеспечения работы трансформатора тока в выбранном классе точности должно выполняться условие: Znpu6 + Znpoe + 2конт <Z н

Где Z2H вторичная нагрузка трансформатора тока (по справочным данным) zkoht - сопротивление контактов равное 0, Юм

ZnpOB=0,4-0,08-0,1-0,22

Выбираю кабель АКРВГ с сечением жил 2,5мм .

Расчетная вторичная нагрузка:

Z₂pac4=0,08+0,17+0,l=0,35 Ом 0,35<0,4

6) Определяю полную мощность, потребляемую приборами с токоведущими цепями:

S₂=I²₂-Z_2pac4=5²-0,35 = SJ5BA

10ВА>8,75ВА

Выбранный трансформатор тока удовлетворяет всем условиям.

Измерительные трансформаторы тока для установки в цепи отходящей линии высокого и среднего напряжений выбираю аналогично. На высоком напряжении трансформатор тока марки ТФЗМ-11ОУ1, на среднем напряжении трансформатор тока марки ТФЗМ-35У1. 2.8.2 Выбор измерительных трансформатор напряжения.

Трансформатор напряжения предназначен для понижения высокого напряжения до стандартного значения 100 или 100л/3 В и для отделения цепей измерения и РЗ от цепей высокого напряжения.

Выбираю перечень необходимых приборов и определяю нагрузку трансформатора напряжения.

Таблица 7. Нагрузка трансформатора напряжения.

№ п/ п	Наименование прибора	Тип	Мощн ость одной обмотки	Чис ло обмоток	cos ф	tg<P	Чис ло при бор ов	Общая потребляема я мощность
								Р,Вт	Q, Вар
Сборные шины
1.	Вольтметр	Э-335	2	1	1	0	4	8	* -
В цепи силового трансформатора
2.	Ваттметр	Д-335	1,5	2	1	0	1	3	-
	Варметр	Д-304	2	2	1	0	1	4	-
	Счетчик универсальный	ЦЭ-6812	3	2	0,38	0,925	1	2,28	5,55
Цепи отходящих линий
3.	Счетчик универсальный	ЦЭ-6812	3	2	0,38	0,925	7	14,7	38,85
Цепь трансформатора НН
4.	Счетчик универсальный	ЦЭ-6812	3	2	0,38	0,925	1	2,28	5,55
Итого:	34,26	49,95

Полная нагрузка на трансформатор напряжения составляет

Выбираю трансформатор напряжения с допустимой вторичной нагрузкой 82НОм=75ВА в классе точности 0,5, что будет больше расчетной нагрузки марки НТМИ-10УЗ.

Sp<S₂HOM 60,5 < 75ВА

На высоком напряжении предлагаю установить трансформатор напряжения марки НКФ-110-58 -- трансформатор напряжения каскадный в фарфоровой покрышке для работы с умеренным климатом на открытом * воздухе.

На среднем напряжении предлагаю установить трансформатор напряжения марки ЗНОМ-35.

2.9 Выбор трансформатора собственных нужд. Определяю нагрузку собственных нужд подстанции

Таблица 8. Нагрузка собственных нужд подстанции.

Вид потребителей	Установленная мощность	COS(p	tgq>	Нагрузка
	Единица, кВт	Всего, кВт			Руст, кВт	Q, кВар
1 . Подогрев приводов разъединителей	0,6x39	23,4	1		23,4	*
2. Подогрев привода выключателей ВЭК-110	1,2x8	9,6	1		9,6
3. Подогрев выключателей 35кВВМУЭ-35Б	10,4x7	72,8	1		72,8
4. Освещение, отопление, вентиляция ЗРУ совмещенное с ОПУ	40	40 V	1	0,85	40	24,8
5. Освещение ОРУ-110	8	8	1	"	8
6. Освещение ОРУ-35	5	5	1		5
Итого:	158,8	24,8

Определяю рабочую нагрузку потребителей собственных нужд.

Где Кс - коэффициент спроса, Кс=0,8 [Л2]

Р - активная нагрузка, кВт Q - реактивная нагрузка, кВар

Определяю желаемую мощность ТСН

Кн - 1,4 - коэффициент перегрузки.

Выбираю трансформатор ТМ-160/10. Два трансформатора с разных секций шин, нагрузка 10/0,4кВ.

2.10 Выбор режима нейтрали

Для проектируемой подстанции в сети 11 ОкВ предлагаю эффективно заземленную нейтраль, она присоединяется к заземляющему устройству.

В сетях 1 ЮкВ определяющим фактором является стоимость изоляции.

При однофазном коротком замыкании на землю, напряжение на неповрежденных фазах относительно земли будет равно примерно 80% номинального. Это ведет к уменьшению удорожания изоляции сети.

При однофазном коротком замыкании создается короткозамкнутый контур, протекает большой ток, линия отключается релейной защитой.

Значительная часть однофазных замыканий в сети 1 ЮкВ является самоустраняющимися.

В сетях 35-ЮкВ предлагаю изолированную нейтраль.

При однофазных коротких замыканиях на землю в сетях с незаземленной нейтралью треугольник линейных напряжений не искажается, поэтому потребители, включенные на междуфазные напряжения, продолжают работать нормально.

При этом напряжение неповрежденных фаз относительно земли увеличивается в л/3 раз, по сравнению с нормальным значением.

2.11 Расчет заземляющего устройства

Для подстанции 110/35/10кВ сопротивление заземленного устройства в сети с эффективно-заземленной нейтралью 1 ЮкВ должно быть Кзу < 0,5 Ом

1. Нормируемое сопротивление заземленного устройства для сетей 35кВ'.

Где 1з -- расчетный ток замыкания на землю, U - линейное напряжения сети, 1к - 1в -- длина кабельных и воздушных линий;

Нормируемое сопротивление заземляющего устройства для сетей ЮкВ



Для подстанции выполняется общее заземляющие устройство, его сопротивление

Кзу < 0,5Ом

2. Определяю расчетное удельное сопротивление грунта

Р_ра*,=^КС'Р

р - 60см * м

Где Кс - коэффициент сезонности учитывающий промерзание грунта. Для вертикальных электород. Кс= 1,15-s-1,45; для горизонтальных

Кс=2-3,5. _Ррасчв=60.13 = 7Юм'М

Р_ржчг=1500м-М

3. Определяю сопротивление одного электрода. В качестве электродов используется круглая сталь диаметром 12мм, длиной 5м.

4. Определяю количество электродов.



Где rj_e - коэффициент использования вертикальных заземлителей. Для проделанных расчетов г}_в - 0,5

5. Определяю предварительно конфигурацию заземляющего устройства, причем расстояние между вертикальными заземлителями принимается не менее их длина. Заземляющие устройства выполняются в виде контура из полосы 40Х4мм, положенный 0,5м вокруг оборудования подстанции на расстоянии 2м от внутренней стороне ограды.

Общая длина полосы /₂=6-13.12 + 6-7-8 = 1272;и

Определяю сопротивление вертикальных электродов с учетом коэффициента использования.

где rf_e - коэффициент использования вертикальных заземлителей.

7. Определяю сопротивление горизонтальной полосы

8. Определяю общее сопротивление горизонтальных и вертикальных заземлителей.

9. Сопротивление заземляющего устройства должно быть не больше нормируемого сопротивления.

Кзу' = 0,39Ом < Кзу = 0,4

Заземляющее устройство удовлетворят всем требованиям ПУЭ.

2.12 Молниезащита и защита от перенапряжений

Грозовые перенапряжения возникают вследствие воздействия на электроустановку грозовыми разрядами. Они делятся: на индуктированные и от прямых попаданий молнии.

Индуктированные возникают при грозовом разряде вблизи электроустановки.

Прямые удары молнии носят кратковременный характер.

Для защиты открытых распределительных устройств 110 и 35 кВ, установить стержневые молниеотводы, совмещенные с порталами.

На зданиях ОПУ и закрытого распределительного устройства предлагаю уложить молниеприемные сетки с ячейками бхбм и присоединить эти сетки к заземляющему устройству подстанции. Для защиты электроустановок на подстанции, предлагаю использовать ограничители перенапряжения нелинейные (ОПН), установленные на сборных шинах всех напряжений. Для установки на ОРУ-110 кВ принимаем ОПН-110 серии EXLIM, класс напряжения сети 1 ЮкВ. Для установки на ОРУ-35кВ принимаем ОГШ-35. Для установки КРУ-10 кВ принимаем ОПНп-10/29. Дополнительно силовые трансформаторы защитить трубчатыми разрядниками, установленными на расстоянии не более 5м от вводов трансформатора по ошиновки.

3 РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА И АВТОМАТИКИ

Основной защитой трансформатора является газовая защита, так как повреждения внутри трансформатора сопровождаются выделением газа и понижением уровня масла. При всех видах повреждения газы, образовавшиеся в результате разложения масла и между баком трансформатора и его расширителем. При вытеснении масла из камеры реле в расширитель действует предупреждающий сигнал. При бурном газовыделении, сопровождающимся течением струи масла под давлением, газовое реле срабатывает на отключение трансформатора.

В трансформаторах с РПН имеется также газовая защита РПН, эта защита приводится в действие струйным реле, установленным между баком трансформатора и контактом РПН. Принцип действия аналогичен принципу действия газового реле.

Максимально-токовая защита на стороне 110,35 и ЮкВ от сверхтоков при внешних коротких замыканиях. Ток срабатывания максимально-токовой защиты отстраивается от максимального тока нагрузки в наиболее тяжелом режиме работ трансформатора. В схеме защиты трансформаторов большой мощности, в которых при внешних коротких замыканиях напряжения не бывает ниже допустимых.

Защита устанавливается на силовых трансформаторах, должна или обеспечивать его отключение при междуфазных и витковых коротких замыканиях, а так же при замыканиях на землю или подавать сигнал о нейтральном режиме работы трансформатора (перегрузка, повышение температуры масла и т.д.)

Виды защит, установленных на трансформаторе, определяются мощностью трансформатора, его назначением, местом установки и другими требованиями, предъявляемыми к режиму его эксплуатации.

Дифференциальная продольная защита является одной из основных защит трансформатора. Она основана на принципе сравнения токов в начале и конце защищаемого участка, например, в начале и конце обмоток силового трансформатора. Дифференциальная защита надежна, обладает высокой чувствительностью и является быстродействующей, так как по условиям селективности для нее требуется выдержка времени.

Автоматика, управление, сигнализация, измерение и учет энергии.

Управление выключателями ПО, 35кВ и основными выключателями 1 ОкВ предусмотрено со щита управления, расположенного в общеподстанционном пункте управления (УТБОПУ) ПС.

В качестве оперативного тока примем постоянный ток. Напряжение 220В от аккумуляторной батареи. Цепи оперативной блокировки разъединителей отделены от цепи оперативного тока и питаются выпрямленным током.

Все разъединители имеют'ручное управление. Аварийная и предупредительная сигнализация выполняются с повторностью действия и центральным съемом сигнала. Измерения напряжения предусматривается на шинах 110,35,1 ОкВ, измерения тока в цепях всех присоединений.

На шинах 1 ЮкВ предусмотрены фиксирующие приборы, определяющие сопротивление (ФИС, ИМФ-ЗР), используемые для определения мест замыкания на линиях. Для автоматической регистрации аварийных процессов на всех присоединениях 1 ЮкВ предусмотрена установка панелей осциллографов.

На линиях с двухсторонним питанием предусматриваются ваттметры, варметры и по 2 расчетных счетчика активной электроэнергии.

На ПС предусматривается следующий объем технологической автоматики:

Регулирование коэффициентов трансформации трансформаторов под нагрузкой;

Охлаждение трансформаторов 110\35\10кВ;

АВР на шинах 0,38; 0,23 собственных нужд;

Обогрев MB;

Отопление здания (УТБ-ОПУ);

АВР секционных выключателей 35\10кВ;

АЧР и ЧАПВ на линиях 35кВ;

АПВ с контролем синхронизма и с контролем наличия напряжения на линиях 11 ОкВ с

двухсторонним питанием, на обходном и секционном выключателях 1 ЮкВ;

- АПВ с контролем наличия напряжения на MB 110,35,ЮкВ на выключателях

трансформаторов 110\3 5\ 1 ОкВ;

- Двукратное АПВ на линиях 35кВ и на тупиковой линии 1 ЮкВ.

На втором чертеже графической части представлена схема АЧР.

На проектируемой подстанции 110/3 5/ЮкВ «Борзя-Восточная» установлена автоматическая частотная разгрузка (АЧР).

Основные принципы выполнения АЧР: системы регулирования частоты и активной мощности будут поддерживать заданный уровень частоты с энергосистемы, пока имеется вращающийся резерв активной мощности. При отсутствии резерва дефицит активной мощности, вызванный отклонением генераторов или включением потребителей, повлечет за собой снижение частоты в энергосистеме. Снижение частоты более чем на 1Гц представляет серьезную опасность и может привести к расстройству работы энергосистемы. Снижение частоты приводит к снижению частоты двигателей СН ТЭЦ, при снижении производительности механизмов СН уменьшается располагаемая мощность ТЭС, особенно высокое давление, что влечет за собой дальнейшее снижение частоты, что может привести к полному расстройству энергосистемы, а также повлечет снижение напряжения.

Если регуляторы возбуждения генераторов и синхронных компенсаторов не смогут удержать напряжение, то может возникнуть лавинообразный процесс - лавина напряжений, а так как снижение напряжения сопровождается увеличением потребления реактивной мощности, то это еще больше осложнит положение в энергосистеме.

АЧР устанавливается там, где возможно возникновение дефицита активной мощности, а мощность отключаемых потребителей должна быть достаточной для предотвращения снижения частоты. Устройство АЧР ' должно полностью предотвращать снижение частоты, до 45Гц, время работы с частотой 47Гц не должно превышать 20 секунд, а с г=48,5Гц - 60 секунд. Чем больший дефицит активной мощности может возникнуть, тем на большую мощность должно быть отключено потребителей, поэтому АЧР выполняется многоступенчатой в несколько очередей, отличающихся уставками по частоте срабатывания.

АЧР делятся на категории:

АЧР I - быстродействующая (0,1-0,3с) с уставкой 46,5-^48,5;

АЧР II - предназначены для восстановления частоты до нормального значения с уставкой 47,5-^-48,5. Работает после АЧР I, когда частота «зависает» около 48Гц. Местное АЧР -- дополнительная разгрузка в районах энергосистемы.

Действия АЧР должно сочетаться с АПВ и АВР (их действия должны блокироваться при срабатывании АЧР).



Рис. 3 Схема АЧР с одним реле частоты с переключением уставки.

Действие АЧР осуществляется с помощью реле частоты KF1, промежуточное реле KL1. С целью экономии реле частоты во многих случаях для осуществления совмещенного АЧР используется специальная схема, в которых предусматривается переключение уставки одного реле частоты.

В схеме АЧР используется одно реле частоты KF типа РЧ1. При снижении и частоты до уставки АЧР II, замкнется контакт KF и реле KL1 с контактом KL1.1 подаст плюс на обмотку реле KL2, которая переключит свои контакты выведет из действия измерительный элемент с уставкой АЧР II.

Если частота понизится до уставки АЧР I, контакт KF1 при этом не разомкнется или разомкнется кратковременно, замкнувшись вновь, после чего с небольшим замедлением сработает промежуточное реле KL3.1 и контактом KL 3.1 подает импульс и через указательное реле КН1 на выходное промежуточное реле KL5. На этом работа схемы закончится.

4 ОХРАНА ТРУДА И ПРОТИВОПАЖАРНЫЕ МЕРОПРИЯТИЯ

К работе в качестве дежурного диспетчера на подстанции могут допускаться лица, прошедшие медицинское освидетельствование и признанные годными по состоянию здоровья, имеющие среднетехническое или высшее образование по специальности.

Для защиты от воздействия вредных и опасных факторов необходимо применять следующие средства защиты:

для защиты от поражения электрическим током служат следующие защитные средства: указатели напряжения, диэлектрические перчатки, боты, переносные заземления, оперативные штанги, плакаты и знаки безопасности;

для защиты головы от ударов случайными предметами в помещениях с действующим электрооборудованием, ОРУ, колодцах, камерах, каналах и тоннелях, строительных площадках и ремонтных зонах необходимо носить защитную каску, застегнутую подбородочным ремнем.

При выполнении работ на высоте с использованием переносной деревянной лестницы необходимо убедиться в ее исправном состоянии. На нижних концах ее должны быть вставки с острыми наконечниками для установки на грунте, а при использовании лестницы на гладких поверхностях, на них должны быть надеты башмаки из резины или другого нескользящего материала.

Пожарная безопасность - это система организационных и технических средств, направленных на профилактику и ликвидацию пожаров, ограничение их последствий. Пожаро- и взрывоопасность -- такое состояние производственного, при котором с заданной, весьма большой степенью вероятности исключается возможность пожара или взрыва, а если он все же возникает, то предотвращается воздействие на людей опасных факторов пожара или взрыва и обеспечивается защита материальных ценностей. Пожарная безопасность осуществляется за счет систем предотвращения пожара или взрыва и системы пожарной защиты. При пожаре на производстве в первую очередь эвакуируются люди от очага пожара. С этой целью на производстве имеются план эвакуации и запасные двери. После эвакуации вызывают пожарную охрану. Рассматриваемая подстанция имеет постоянный дежурный персонал, поэтому при возникновении пожара дежурный персонал докладывает диспетчеру. А затем диспетчер вызывает пожарную бригаду и принимает меры по отключению силового оборудования, выдавая распоряжения дежурному персоналу. Территория постоянно убирается от травы, мусора и легко воспламеняющихся предметов.

На подстанции предусматриваются следующие средства для тушения пожара: ящики с песком, огнетушители (ОПУ-5). Также в лотках, в которых проложены кабели, для предотвращения распространения пожара, через равные промежутки все свободные пространства лотка пересыпаны песком.

5 ЭКОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

Непрерывно растущее и практически неконтролируемое загрязнение окружающей среды по своим масштабам и глобальности источников загрязнения, по степени пагубного влияния на живую природу и на человеческий организм выдвинуло заботу о чистоте окружающей среды на одно из первых мест. В настоящее время разрабатываются долговременные региональные и отраслевые программы оздоровления почвы, воздушного и водного бассейна.

Основными источниками загрязнения окружающей среды являются технологические процессы. Таким образом, усилия предприятий и их технологических служб должны быть направлены в первую очередь на:

исключение применения вредных веществ и замену их на безвредные;

исключение образования и выделения в ходе технологического процесса вредных веществ;

обезвреживание в процессе технологического процесса отходов, образующихся вредных веществ;

создание лабораторий по охране окружающей среды;

разработку норм расхода и норм возврата вредных веществ;

организацию регенерации вредных веществ, их уничтожение или захоронение.

На территории данной подстанции угрозу окружающей среде может нанести трансформаторное масло, находящееся в силовых трансформаторах. Для предотвращения растекания масла, распространения пожара и возможного попадания масла в артезианские воды при повреждении или аварии трансформатора на территории подстанции выполнены маслоппиемники. маслоотволы и маслосборники, соответствующие

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

Правила устройств электроустановок М: энергоавтомиздат, 1986-648с.

Рожкова Л.Д., Козулин В,С. Электрооборудование станций и подстанций, М: Энергоатомиздат, 2008 - 648с

Электрическая часть станций и подстанций: А.А. Васильев, И.П. Крюков, Е.Ф. Немикова и др;Под ред. А.А.Васильева'- 2-е из д. переработано и дополнено - М: Энергоатомаиздат, 2009 - 576с: иллюстрирована.

Размещено на Allbest.ru