Электроснабжение сельскохозяйственного населенного пункта

tт доп = 1500 (Iт ном/ I(2)К16ВН)2 = 1500 ? (5,8/110)2 = 4,2 с. (10.30)

Выбранная плавкая вставка обеспечивает термическую стойкость трансформатора. Окончательное значение тока плавкой вставки принимается после построения графика согласования защит.

В рассматриваемом примере выбранная плавкая вставка не согласуется с защитой линии Л1, поэтому была заглублена защита трансформатора и принято Iпв ном=20А; для нее tпв=0,5 с при I(2)к16=110А, т.е. стойкость трансформатора также обеспечивается.

Направленная максимальная токовая защита ВЛ 10 кВ.

В кольцевых сетях обычная МТЗ не обеспечивает селективного отключения поврежденного участка. Поэтому используют направленную максимальную токовую защиту (НМТЗ). Принципиальная и структурная схемы НМТЗ на постоянном оперативном токе изображены соответственно на рисунках 10.1 и 10.2.

Токи срабатывания защит, действующие в одном направлении, должны быть согласованы по чувствительности. Например, для схемы (рисунок 9.1), токи срабатывания защит должны быть:

I с.з.1> Iс.з.3> I c.з.5 > I с.з.7> Iс.з.9> I c.з.11 и I с.з.2> Iс.з.4> I c.з.6 > I с.з.8 > Iс.з.10 > I c.з.12



Рисунок 10.1 Принципиальная схема НМТЗ

Выдержки времени защит выбирают по встречно-ступенчатому принципу. Защиты, действующие в одном направлении, объединяют в группу и в пределах каждой группы выдержки времени выбирают как у обычной МТЗ по ступенчатому принципу. Так, для сети защиты 1, 3, 5, 7, 9, 11 действуют в одном направлении, а защиты 2, 4, 6, 8, 10, 12 - в противоположном. Ступень выдержки времени принимают такой же, как и для МТЗ. Ступень выдержки времени t зависит от типов реле времени, выключателей и их приводов и обычно составляет 0,4 ... 0,6 с.

t

Анализ действия защит в кольцевых сетях показывает, что не все они должны быть направленными. Если устройства защиты по концам защищаемого участка имеют различную выдержку времени, то защиту с меньшей выдержкой времени выполняют направленной, а с большей - ненаправленной. Если выдержки времени у обеих защит одинаковые, то обе защиты выполняют ненаправленными.

Чувствительность направленной максимальной токовой защиты в общем случае оценивают коэффициентами чувствительности пускового органа и органа направления мощности. Если реле направления мощности РМ-11, РМ-12 включены на полные токи напряжения , то коэффициент чувствительности по току должен быть примерно равен 1,5 и его определяют как для обычной МТЗ, а по мощности не нормируют. Чувствительность реле направленной мощности часто характеризуют «мертвой» зоной - долей длины защищаемого участка, в пределах которого при металлических трехфазных КЗ защита не работает из-за недостаточного напряжения, подводимого к реле.

«Мертвую» зону можно устранить, применив в качестве дополнительной защиты токовую отсечку. Если последняя не устанавливается, например, из - за недостаточной чувствительности, то допускается неселективное отключение смежных участков при коротком замыкании в «мертвой» зоне.

Участок 0 - 8:

Выбираем трансформатор тока:

. (10.31)

Выбираем трансформатор ТПЛ - 10 - 0,5/П, IН1 = 50 А.

Рисунок 10.2 Структурная схема НМТЗ

На рисунке 10.2 принято:

t11 = 1 c; t2 = t11;

t9 = Дt + t11 = 1 + 1 = 2 c; t4 = t9;

t7 = Дt + t9 = 1 + 2 = 3 c; t6 = t7;

t5 = Дt + t7 = 1 + 3 = 4 c; t8 = t5;

t3 = Дt + t5 = 1 + 4 = 5 c; t10 = t3;

t1 = Дt + t3 = 1 + 5 = 6 c; t12 = t1;

Определяем ток срабатывания защиты

. (10.32)

По таблице 10.1: для SТ.ном = 160 кВА, Iсз = 110 А.

Принимаем Iсз = 110 А.

Таблица 10.1 Значения тока плавкой вставки и тока срабатывания защиты в зависимости от мощности трансформатора

Sт ном, кВА	25	40	63	100	160	350	400	630
Inв ном, А	3,2	5	8	16	20	32	50	75
Iсз расч, А	-	-	40	85	110	150	280	420

Определяем ток срабатывания реле

. (10.33)

Ток уставки принимаем Iуст = 8 А.

Ток срабатывания защиты действительный

. (10.34)

Определим чувствительность защиты в основной зоне

1,5. (10.35)

Условие выполняется, следовательно, защита чувствительна и принимается к исполнению.

Т.к. схема защиты с дешунтированием реле РТМ, то проверяем согласование по чувствительности реле РТ - 80 и РТМ.

Ток срабатывания реле должен быть

Iср 1,2 Iсок, (10.36)

11 А 1,2 5 = 6 А.

Условие выполняется, следовательно, работа отключения катушки будет надежна.

Определяем нагрузку на трансформатор тока при дешунтировании реле РТМ (в этом случае нагрузка на трансформатор тока будет наибольшей) и проверяем трансформатор тока на 10 % погрешность:

SН.РТ-80 = 10 ВА;

SН.РТМ = 16 ВА.

Определяем сопротивление реле:

; (10.37)

Ом; Ом.

Расчетная кратность первичного тока РТ-80

. (10.38)

По рисунку 10.3 определяем дополнительное сопротивление zдоп = 3 Ом.

Рисунок 10 .3 Кривые предельных кратностей тока ТЛМ-10:

1и 2- при nт=50/5…300/5 класса (Р) (1) и класса 0,5(2); 3 и 4- при nТ=400/5…800/5 класса Р(3) и класса 0,5(4)

Определяем сопротивления соединительных проводов:

; (10.39)

Ом.

Длина соединительных проводов 7м (5м от трансформатора тока до РТ 80 и 2м от реле к приводу) марки АПВ - 500, минимальная допустимая площадь сечения равняется:

. (10.40)

В соответствии с ПУЭ принимаем наименьшее значение сечения провода F = 2,5 мм2.

Тогда

Ом. (10.41)

Найдем вторичную нагрузку на трансформаторы тока:

Ом. (10.42)

По рисунку 9.3 принимаем Кдоп = 10%.

Участок 8 - 6:

Выбираем трансформатор тока

.

Выбираем трансформатор ТПЛУ-10-0,5/Р, IН1 = 50 А.

.

Определяем ток срабатывания защиты:

· По таблице 9.1 для SТ.ном = 100 кВА, Iсз = 85 А;

.

Принимаем Iсз = 154,2 А.

Определяем ток срабатывания реле

.

Принимаем ток уставки Iуст = 10 А.

Определяем действительный ток срабатывания защиты

.

Определяем чувствительность защиты в основной зоне

1,5.

Условие выполняется, следовательно, защита чувствительна и принимается к исполнению.

Т.к. схема защиты с дешунтированием реле РТМ, то проверяем согласование по чувствительности реле РТ - 80 и РТМ.

Ток срабатывания реле должен быть

Iср 1,2 Iсок ,

15,42 А 1,2 5 = 6 А.

Условие выполняется, следовательно, работа отключения катушки будет надежна.

Проверяем отключающую способность контактов РТ - 80

. (10.44)

Определяем нагрузку на трансформатор тока при дешунтировании реле РТМ (в этом случае нагрузка на трансформатор тока будет наибольшей) и проверяем трансформатор тока на 10 % погрешность:

SН.РТ-80 = 10 ВА;

SН.РТМ = 16 ВА.

Определяем сопротивление реле:

Ом; Ом.

Расчетная кратность первичного тока РТ-80 равна

.

По рисунку 10.3 определяем допустимое сопротивление

zдоп = 2 Ом.

Определяем сопротивления соединительных проводов:

;

Ом.

Длина соединительных проводов 7м (5м от трансформатора тока до РТ 80 и 2м от реле к приводу) марки АПВ - 500, минимальная допустимая площадь сечения равна

В соответствии с ПУЭ принимаем наименьшее значение сечения провода F = 2,5 мм2.

Тогда

Ом.

Вторичная нагрузка на трансформаторы тока

Ом.

По рисунку 9.3 принимаем Кдоп = 10% .

Остальные участки рассчитываются аналогично и результаты сводятся в таблицу 10.2, отдельно для четной и нечетной последовательности выключателей.

Таблица 10.2 Результаты расчета НМТЗ

Выключатель

Iр.max, А

Iн1,А

Iн2, А

Кт

St.ном, кВА

Iс.р, А

Iсзд

Iу,А

Iктmin, А

Кч

Tу, с

11. СОГЛАСОВАНИЕ ЗАЩИТ

В схемах сельского электроснабжения применяемые НМТЗ имеют разнотипные временные характеристики, и согласование их времени срабатывания проводят путем построения карты селективности. На ней в общих координатах изображают характеристики всех защит tс.з.= f(t), которые согласованы так, чтобы во всем диапазоне токов наибольшее сближение характеристик защит смежных участков не было меньше

по току и степени селективности по времени (где Кн.с.- коэффициент надежности согласования смежных защит по чувствительности; Iс.з - ток срабатывания предыдущей защиты.)

Порядок построения карты селективности и принципы согласования поясним на примере.

По оси абсцисс откладывают значения токов срабатывания всех защит Iс.з и максимальных токов короткого замыкания I(3)к в месте установки защит. Указанные токи предварительно определяют расчетом, и они должны быть приведены к одной ступени напряжения.

Построение карты начинают с нанесения характеристики, самой удаленной от источника питания защиты (первая защита) в пределах от тока срабатывания Iс.з до тока к.з. I(3)к 1 в месте её установки. Далее определяют условия согласования первой защиты с последующей (вторая защита), расположенной ближе к источнику питания. Для этого из диапазона токов, где обе защиты могут действовать совместно, определяют ток согласования, при котором характеристики этих защит ближе всего сходятся. Если характеристики первой и второй зависимые или ограниченно зависимые. Током согласования будет максимальный ток КЗ в месте установки первой защиты, а если характеристика второй защиты независимая, током согласования будет ток срабатывания второй защиты.

К времени срабатывания tc.з1 предыдущей защиты (первой) защиты при токе согласования (в этом случае Iк1) прибавляют ступень селективности и находят контрольную точку А, через которую должна пройти характеристика второй защиты. Для подбора требуемой временной характеристики второй защиты определяют координаты контрольной точки: tс.з.2= tс.з.1+; Iсогл= Ik1 (=0.6…0.8c для реле РТ-80 и =0,7…1для реле РТВ).

Из приведенных в каталогах типовых реле второй защиты подбирают требуемую характеристику, на которой будет лежать контрольная точка с заданными координатами. На типовых характеристиках реле защиты по оси абсцисс указывают не значения токов в амперах. А кратности тока в реле к току срабатывания реле в относительных единицах или процентах, т.е.

К= (11.1)

Тогда координату контрольной точки по оси тока определяют по формуле

К= (11.2)

где К(3)сх - коэффициент схемы;

Iy - ток уставки реле второй защиты;

nт- коэффициент трансформации трансформатора второй защиты.

Задавшись координатами нескольких точек на характеристике второй защиты, строят по ним указанную характеристику на карте селективности. При этом ток в именованных единицах для заданных точек определяют по формуле

I= (11.3)

Согласование МТЗ с плавкой вставкой предохранителя наиболее мощной ТП

Максимальную токовую защиту согласовывают с плавкой вставкой предохранителя наиболее мощной ТП, подключенной к данной линии. Селективность действия МТЗ линий с независимой выдержкой времени с предохранителями трансформаторов 10/0,4 в зоне их совместного действия обеспечивается при условии

t (11.4)

где tc.з - время срабатывания защиты линии , с;

tпр - время перегорания плавкой вставки предохранителя при токе I=0.77Iс.з., с, где Iс.з - ток срабатывания МТЗ, коэффициент 0,77 учитывает разброс по току срабатывания плавких вставок и реле.

Это условие обеспечивается, если ток срабатывания релейной защиты соответствует условию

Iс.з1,3Iк (11.5)

где Iк - ток, при котором плавкая вставка предохранителя перегорает за время tпр= tс.з.- 0,3с.

При выполнении максимальной токовой защиты с зависимой ампер секундной характеристикой селективность её с плавкими вставками предохранителей в зоне их совместного действия обеспечивается при условии

Iс.з1,4Iпр5с (11.6)

где Iпр5с- ток, при котором плавкая вставка предохранителя перегорает за 5 с.

Селективность действия МТЗ с предохранителями ТП при КЗ на выводах 10 кВ трансформатора обеспечивается при условии

t (11.7)

где tc.з - время срабатывания защиты линии, с;

tпр.п - время перегорания плавкой вставки предохранителя при токе I=0.77I(2)к., с;

I(2)к - ток двухфазного КЗ на выводах 10 кВ потребительского трансформатора.

Время и токи срабатывания реле и плавких вставок определяют по их ампер - секундным характеристикам.

Согласование по селективности смежных МТЗ 10 кВ.

При выполнении последующей защиты при помощи реле с зависимой ампер - секундной характеристикой время её срабатывания tc.з .- определяют следующим образом.

Определяют отношение тока трехфазного КЗ I(3)к в месте установки предыдущей, более удаленной от источника защиты, к току срабатывания защиты Iс.з1 этой защиты

(11.8)

Зная кратность тока k1 и уставку по времени Ту1 предыдущей защиты, по ампер - секундной характеристике реле определяют время срабатывания t1 этой защиты при I(3)к.

Определяют отношение I(3)к1 к току срабатывания Iс.з12 последующей защиты

(11.9)

и по условию t определяют минимальную выдержку времени последующей защиты.

Зная k12 и t2 по ампер - секундной характеристики реле находят уставку по времени Ту2 последующей защиты.

При выполнении МТЗ при помощи реле с независимой выдержкой времени и предыдущей при помощи реле с зависимой характеристикой согласование по селективности выполняют следующим образом. Определяют отношение тока срабатывания последующей защиты Iс.з2 к току срабатывания последующей защиты Iс.з1

(11.10)

Значения k21 и уставка по времени срабатывания предыдущей защиты Ту1 по ампер - секундной характеристике принятого реле определяют время срабатывания предыдущей защиты t1.

Уставку по времени последующей защиты определяют как

Tу=t1+Дt (11.11)

Токи срабатывания смежных защит должно быть согласованы таким образом, чтобы в зоне их совместного действия чувствительность защиты, более близкой к источнику, была меньше чувствительности защиты, более удаленной от источника. Условие согласования защит по чувствительности таково

Iс.з.2. (11.12)

где Iр.мах1 и Iр.мах2 - соответственно максимальные расчетные токи, протекающие по участкам, где установлены защиты 1 и 2;

Kн.с. - коэффициент надежности согласования (для реле РТВ Kн.с.-=1,5, РТ-85 Kн.с.=1,3, для РТ-40 Kн.с.=1,2 и для ВСР-10 Kн.с.=1,5).

12. КОНСТРУКТИВНОЕ ВЫПОЛНЕНИЕ ЛИНИЙ 0,38 И 10 кВ И ТП 10 / 04 кВ

Для линий 0,38 и 10 кВ выбираются типы опор, изоляторов, траверс, крючьев, длины пролетов; указываются габаритные размеры линий; рассчитывается потребное количество основных элементов /8/, /9,/ /10/, /24/.

Выбирается тип трансформаторной подстанции ТП1 и приводятся ее основные технические характеристики /8/, /9/, /10/, /11/. В настоящее время устанавливаются комплектные однотрансформаторные подстанции типа КТП мощностью до 250 кВА, однотрансформаторные и двухтрансформаторные типа КТПП мощностью 250, 400 и 630 кВА. Должно быть приведено описание главной схемы подстанции.

Для линии 10 кВ выбираем унифицированные железобетонные опоры, следующих типов: промежуточные; анкерные; угловые анкерные; концевые; угловые ответвительные анкерные (таблица 12.1).

Расстояние между ними не должно превышать для третьей климатической зоны 110 м (выбирать 50 - 60 м). Тип устанавливаемой опоры определяется, исходя из рельефа местности и маршрута прохождения линии.

От грозовых перенапряжений изоляция электрооборудования станции защищается вентильными разрядниками типа РВО-10 со стороны высокого напряжения.

Для учета активной и реактивной электроэнергии используются счетчики САЗУ и СРЧУ-Н676.

Выбираем железобетонные опоры СНВ-2,7- 10,5 . Через каждые 2000 м устанавливаем анкерную опору. Схема расстановки опор приведена на рисунке 12.1.

Таблица 12.1 Необходимое количество опор на основных участках

Участок	Длина, м	Угловых	Промежуточных анкерных	Промежуточных	Угловых ответвительно- анкерных	Концевых
		Линия 10 кВ
0 - 1	3600	0	1	70	1	1
1 - 2	3400	1	0	65	1	0
2 - 3	1500	0	0	28	1	0
3 - 4	1500	1	0	27	1	0
4 - 5	1600	1	0	31	0	0
3 - 6	3800	1	0	74	1	0
6 - 7	400	0	0	10	0	0
6 - 8	7100	1	2	138	1	0
8 - 0	1600	0	0	31	0	1
		Линия 0,38 кВ
Л1	1100	0	0	21	1	1
Л2	0 - 1	300	0	0	7	0	0
	1 - 2	400	0	0	7	0	1

Рисунок 12.1 Схема расстановки опор

13 ВЫБОР ОБОРУДОВАНИЯ ПОДСТАНЦИИ ТП5

Оборудование электроустановок выбирается, исходя из условий нормального режима, и проверяется на термическую и динамическую стойкость в режиме КЗ. На ТП1 необходимо выбрать: разъединитель, предохранитель на 10 кВ, рубильник, трансформаторы тока, счетчик активной энергии и автоматические выключатели. Исходные данные для выбора оборудования ТП5 приведены в таблице 10.2.

В проекте необходимо выбрать тип комплектной трансформаторной подстанции /8/; /9/; /22/ и перечислить установленное в ней оборудование.

14. ПОВЫШЕНИЕ НАДЕЖНОСТИ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

Обеспечение надежности электроснабжения потребителей является второй наиболее важной проблемой после обеспечения необходимого качества электроэнергии, стоящей перед электроснабжением сельскохозяйственных потребителей. Потребители первой категории должны получать питание от двух независимых источников.

В данном проекте не предусматривается сетевое резервирование потребителей от государственной электросистемы. Вторым источником электроснабжения может быть местная электростанция небольшой мощности (таблица 14.1).

Каждый студент определяет категорийность потребителей и выбирает тип и мощность местной электростанции /22/, /6/, /23/. Желательно выбрать место расположения станции и схему ее подключения к сети 380/220 В для ТП 5.

Таблица 14.1 Нагрузки электроприемников сельхозпредприятий, подлежащих резервированию от автономных источников

Тип предприятий	Производственная мощность	Резервируемая нагрузка, кВт	Тип источника, мощность и количество агрегатов
1	2	3	4
Комплексы и фермы молочного направления	200 голов	15…25	ДЭС 15 -1
	300 голов	20…25	ДЭС 30 -1
	400 голов	30	ДЭС 30 -1
Комплексы и фермы молочного направления	800 голов	130	ДЭС 80 -2
	1200 голов	160	ДЭС 60 -3
	1600…2500 голов	200	ДЭС 60 -4

15. TEХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ СПРОЕКТИРОВАННОЙ СИСТЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

В технико-экономическом расчете необходимо определить количество материалов и оборудования для строительства электропередачи и рассчитать себестоимость передачи и распределения электрической энергии до шин 0,4 кВ, потребительских ТП /4/, /8/, /9/, /10/, /13/, /23/.

Поэтому все технико-экономические расчеты ведутся без учета линий 0,38 кВ. Составляется спецификация на основное оборудование и материалы для всех ТП 10/0,4, линии 10 кВ и ячейки КРУН-10, установленной на ГПП, от которой отходит ВЛ 10 кВ (таблица 15.1).

Таблица 15.1 Спецификация на основное оборудование

№ п/п	Наименование, тип и краткая техническая характеристика	Единицы измерения	Количество	Примечание

Далее определяются капитальные затраты на сооружение ВЛ 10 кВ и ТП 10/0,4 кВ (таблица 15.2).

Таблица 15.2

Капитальные затраты на сооружение ВЛ10 кВ и ТП 10/0,4 кВ

№ п/п	Наименование основных элементов электропередачи	Единицы измерения	Количество	Кап. затраты, тыс. руб	Ценная литература, расценки
				на единицу продукции	всего

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1. Методические указания по расчету нагрузок в сетях 0,38 - 10 кВ сельскохозяйственного назначения. Руководящие материалы по проектированию электроснабжения сельского хозяйства (РУМ). М.: Сельэнергопроект, 1981.

2. Указания по выбору средств регулирования напряжения и компенсации реактивной мощности при проектировании сельскохозяйственных объектов и электрических сетей сельскохозяйственного назначения РУМ. М.: Сельэнергопроект, 1978, сентябрь.

3. Инструкция по выбору установленной мощности подстанций 35/10 и 10/0,4 в сетях сельскохозяйственного назначения. РУМ. М.: Сельэнергопроект, 1978, август.

4. Будзко И.А., Зуль Н. М.:Электроснабжение сельского хозяйства. М.: агропромиздат, 1990.

5. Правила устройства электроустановок. М. - Л.: Энергия, 2000.

6. Будско И. А., Левин М. С. Электроснабжение сельскохозяйственных предприятий и населенных пунктов. М.: Агропромиздат, 1985.

7. Номограммы для проверки условий пуска трехфазных асинхронных электродвигателей с короткозамкнутым ротором напряжением 380/220В мощностью до 100 кВт, присоединяемых воздушными и кабельными линиями к трансформаторам до 1000 кВА (РУМ). М.: Сельэнергопроект, 1974, № 9.

8. Справочник по проектированию электросетей в сельской местности / Под ред. П. А. Каткова, В. И. Франгуляна. М.: Энергия, 1980.

9. Справочник по сооружению сетей 0,4 - 10 кВ/ Под ред. А. Д. Романова. М.: Энергия, 1974.

10. Справочник по проектированию электроснабжения, линий электропередач и систем / Под ред. Я. М. Большама. М.: Энегия, 1974.

11. Типовые проекты на трансформаторные подстанции 407-3-272, 407-3-273, 407-3-327.

12. Электротехнический справочник. В 3-х томах / Под ред. В. В. Герасимова и др. М.: Энергия, 1980- 1982.

13. Крючков И. П. И др. Электрическая часть электростанций и подстанций: справочные материалы для курсового и дипломного проектирования/ Под ред. Б. Н. Неклепаева. М.: Энергоатомиздат, 1989.

14. Номограммы для определения токов однофазного замыкания в кабельных сетях напряжением 380/ 220 В с глухим заземлением нейтрали (РУМ). М.: Сельэнергопроект, 1973, № 12.

15. Справочник по проектированию электропривода, силовых и осветительных установок / Под ред. Я. М. Большама и др. - М.: Энергия, 1975.

16. Рожкова Л. Д., Кожулин В. С. Электрооборудование станций и подстаний М.: атомэнергоиздат, 1987.

17. Методические указания по выбору устройств релейной защиты в сетях 0,38 - 35 кВ сельскохозяйственного назначения (РУМ). М.: Сельэнергопроект, 1976, ноябрь.

18. Беляев А. В. Выбор аппаратуры, защит и кабелей в сетях 0,38 кВ. Л.: Энергоатомиздат, 1988.

19. Селективная защита от междуфазных и однофазных коротких замыканий типа 3Т-0,4У3 для распредилительных сетей 0,4 кВ (РУМ). М.: Сельэнергопроект, 1977, март.

20. ГОСТ 12022 - 76. Трансформаторы трехфазные силовые масляные общего назначения мощностью от 25 до 630 кВА на напряжение до 35 кВ включительно. Технические условия.

21. Горобец А. С., Евзеров И. Х. Автоматические выключатели серии А3700. М.: Энергоатомиздат, 1984.

22. Методические указания по обеспечению при проектировании нормативных уровней надежности электроснабжения сельскохозяйственных потребителей (РУМ). М.: Сельэнергопроект,1986.

23. Электроснабжение сельскохозяйственного производства. Справочник/ Под ред. И. А. Будзко. М.: Колос, 1977.

24. Справочник по строительству электросетей 0,38 - 35 кВ/ Под редакцией Комарова Д. Т. М.: Энергоатомиздат, 1982.

25. Методические указания к курсовому проекту `'электроснабжение сельскохозяйственного населенного пункта. Составители Рыжков С. К., Мякинин Е. Г., Нестерева Л. Г. (Чимзсх). - Челябинск, 1990.

Размещено на Allbest.ru