ВЫБОР И ПРОВЕРКА ОБОРУДОВАНИЯ ГЛАВНОЙ СХЕМЫ

Стр 1 из 18Следующая ⇒

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ПСКОВСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ

В.В. КОВАЛЕВ

ВЫБОР И ПРОВЕРКА ОБОРУДОВАНИЯ ГЛАВНОЙ СХЕМЫ

ТРАНСФОРМАТОРНОЙ ПОДСТАНЦИИ

УЧЕБНОЕ ПОСОБИЕ ДЛЯ КУРСОВОГО И ДИПЛОМНОГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ

ПСКОВ

ПСКОВСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ

2014

Оглавление

Глава 1. Общие сведения о трансформаторных подстанциях………………..4

1.1. Классификация трансформаторных подстанций…………………………..4

1.2. Схемы РУВН трансформаторных подстанций…………………………….5

1.3. Общая характеристика комплектных распределительных

устройств 10 (6) кВ……………………………………………………………...11

1.4. Оборудование главной схемы электрических соединений

трансформаторной подстанции………………………………………………...12

1.4.1. силовые трансформаторы…………………………………………...12

1.4.2. токоведущие части и изоляторы…………………………………....13

1.4.3. высоковольтные силовые выключатели……………………………14

1.4.4. разъединители………………………………………………………..16

1.4.5. короткозамыкатели и отделители…………………………………..17

1.4.6. разрядники и ограничители перенапряжения……………………...18

1.5. Задачи, решаемые при реконструкции трансформаторной

подстанции………………………………………………………………………19

Глава 2. Выбор (проверка) числа и номинальной мощности

трансформаторов……………………………………………………….20

2.1. Выбор (проверка) числа трансформаторов, установленных

на подстанции…………………………………………………………………...20

2.2. Выбор (проверка) номинальной мощности трансформаторов………….21

2.2.1. выбор номинальной мощности трансформаторов

по расчетной мощности подстанции……………………………………...22

2.2.2. проверка номинальной мощности трансформаторов

на допустимую систематическую нагрузку

и аварийную перегрузку…………………………………………………...23

Глава 3. Выбор главной схемы электрических соединений

трансформаторной подстанции………………………………………25

3.1. Выбор схемы РУВН подстанции………………………………………….25

3.2. Выбор КРУ для комплектования РУНН подстанции…………………....28

Глава 4. Напряжения и токи, необходимые для выбора и проверки

оборудования главной схемы подстанции………………………….30

4.1. Напряжения и токи продолжительных режимов

работы подстанции……………………………………………………………...30

4.2. Токи КЗ, необходимые для проверки оборудования

главной схемы подстанции……………………………………………………..32

Глава 5. Выбор и проверка токоведущих частей и изоляторов…………….34

5.1. Выбор и проверка токоведущих частей и изоляторов

на стороне ВН подстанции……………………………………………………..34

5.1.1. выбор и проверка гибких шин………………………………………34

5.1.2. выбор и проверка гибких шин с расщепленными

фазами……………………………………………………………………….36

5.1.3. выбор подвесных изоляторов……………………………………….38

5.2. Выбор и проверка токоведущих шин и изоляторов

на стороне НН подстанции……………………………………………………..39

5.2.1. выбор и проверка жестких шин…………………………………….39

5.2.2. механический расчет однополосных алюминиевых шин

прямоугольного профиля…………………………………………………..41

5.2.3. механический расчет двухполосных алюминиевых шин

прямоугольного сечения…………………………………………………...43

5.2.4. механический расчет однополосных алюминиевых шин

коробчатого сечения………………………………………………………..45

5.2.5. механический расчет двухполосных шин

коробчатого сечения………………………………………………………..46

5.2.6. выбор и проверка опорных изоляторов…………………………….47

Глава 6. Выбор и проверка коммутационных аппаратов и

ограничителей перенапряжения……………………………………..48

6.1. Выбор и проверка выключателей…………………………………………48

6.2. Выбор и проверка отделителей и короткозамыкателей…………………50

6.3. Выбор и проверка разъединителей………………………………………..51

6.4. Выбор ограничителей перенапряжения…………………………………..52

Глава 7. Система измерений на подстанции…………………………………..54

7.1. Контрольно-измерительные приборы, рекомендуемые

к установке на подстанции……………………………………………………..54

7.2. Измерительные трансформаторы тока…………………………………....56

7.3. Измерительные трансформаторы напряжения…………………………...59

7.4. Выбор и проверка измерительных трансформаторов тока……………...62

7.5. Выбор измерительных трансформаторов напряжения…………………..66

Глава 1. Общие сведения о трансформаторных подстанциях

Общая характеристика комплектных распределительных

Устройств 10 (6) кВ

В настоящее время в РУ 10(6) кВ широко применяются комплектные распределительные устройства (КРУ). КРУ 10 (6) кВ предназначены для работы в РУ 10(6) кВ с изолированной или заземленной через дугогасительный реактор нейтралью. КРУ набираются из отдельных камер, в которые встроены электротехническое оборудование, устройства релейной защиты и автоматики, измерительные приборы и т.п. Камеры КРУ определенной серии имеют аналогичную конструкцию основных узлов и, как правило, одинаковые габаритные размеры.

В зависимости от конструктивного исполнения все КРУ можно разделить на три группы: 1) стационарного исполнения; 2) выкатного исполнения; 3) моноблоки, заполненные элегазом. В КРУ стационарного исполнения коммутационные аппараты, трансформаторы напряжения, трансформаторы собственных нужд небольшой мощности устанавливаются в камерах неподвижно. В КРУ выкатного исполнения оборудование устанавливается на выкатных тележках. КРУ в виде моноблока представляет собой компактное распределительное устройство на три – пять присоединений, заполненное элегазом. Комплектные распределительные устройства выпускаются как для внутренней (КРУ), так и наружной (КРУН) установки.

КРУ стационарного исполнения напряжением 10 (6) кВ применяются на трансформаторных подстанциях при небольшом числе присоединений. В настоящее время промышленностью выпускаются КРУ этого исполнения следующих серий: КСО серии 300; КСО серии 200; серии КРУ/ТЕL.

КРУ выкатного исполнения напряжением 10 (6) кВ применяются на трансформаторных подстанциях с большим числом присоединений. Основным достоинством КРУ этого типа является быстрая взаимозаменяемость оборудования, установленного на выкатной тележке. Применение в них специальных скользящих контактов штепсельного типа позволило значительно повысить надежность КРУ данной группы. Промышленностью выпускаются КРУ выкатного исполнения различных серий, например, К-59, К-61, К-63, К-61М, К-66, К-104М, К-105, К-ХХVI, К-ХХVII и др.

КРУ 10 (6) кВ различного исполнения имеют широкий диапазон технических характеристик и схем первичных соединений камер. В состав КРУ, предназначенных для приема и распределения электроэнергии, входят, например, камеры для подключения отходящих линий (ВЛ), трансформаторных вводов (ТВ), установки секционного выключателя (СВ) и секционного разъединителя (СР), измерительного трансформатора напряжения (ТН), трансформатора собственных нужд (ТСН) и др. Подробно технические характеристики, схемы первичных соединений камер и ячеек различных КРУ, а так же рекомендации по выбору КРУ приведены в [3].

Наряду с КРУ 10 (6) кВ промышленность начала выпускать КРУ напряжением 35 кВ серии К-65, серии КУ35 и др. Данные КРУ могут применяться для комплектования трансформаторных подстанций напряжением 35/6(10) кВ, 110/35/6(10) кВ, 220/35/6(10) кВ.

Подстанции

Главная схема трансформаторной подстанции и оборудование главной схемы, принятое к установке на подстанции, определяют надежность электрической части подстанции, ее экономичность, ремонтопригодность, безопасность обслуживания, удобство эксплуатации, возможность ее дальнейшего расширения и т.д. Если выбор главной схемы трансформаторной подстанции, например с двумя напряжениями ВН/НН, сводится к выбору одной из существующих типовых схем РУВН и, как правило, КРУ (см. подразд. 1.2 и 1.3), то выбор и проверка оборудования главной схемы – достаточно сложная задача, которая должна основываться на выполнении различных расчетов.

К оборудованию главных схем трансформаторных подстанций относятся силовые трансформаторы, токоведущие части и изоляторы, высоковольтные силовые выключатели, разъединители, короткозамыкатели, отделители, разрядники и ограничители перенапряжения, измерительные трансформаторы напряжения и тока и измерительные приборы.

Силовые трансформаторы

Силовой трансформатор – это электрический трансформатор, предназ-наченный для преобразования переменного тока одного напряжения в переменный ток другого напряжения одной и той же частоты, с помощью которого в силовых электрических сетях и электроустановках осуществляется передача электроэнергии переменного тока без изменения ее мощности. По количеству обмоток на трансформаторных подстанциях могут устанавливаться двухобмоточные и трехобмоточные трансформаторы, двухобмоточные трансформаторы с расщепленной на две части обмоткой НН (эти трансформаторы на подстанциях могут использоваться в режимах работы с расщеплением и без расщепления) и автотрансформаторы. Условные обозначения трансформаторов и автотрансформаторов показаны на рис. 1.9.

Рис. 1.9. Условные обозначения трансформаторов:

а) двухобмоточный; б) трехобмоточный; в) двухобмоточный в режиме работы с расщеплением; г) двухобмоточный в режиме работы без расщепления;

д) автотрансформатор

При работе трансформатора за счет потерь энергии в его обмотках происходит нагрев обмоток и магнитопровода трансформатора. При этом, чем больше мощность трансформатора, тем интенсивнее должна быть его система охлаждения. Различают силовые трансформаторы с естественным воздушным охлаждением (такие трансформаторы получили название «сухих»), с естественным масляным охлаждением (М – выполняется для трансформаторов мощностью до 16000 кВ ), с масляным охлаждением с дутьем и естественной циркуляцией масла (Д – применяется для трансформаторов с мощностью более 16000 кВ ), с масляным охлаждением с дутьем и принудительной циркуляцией масла (ДЦ – применяется для трансформаторов мощностью 63000 кВ и более) и др.

В условном обозначении трансформатора содержится практически вся информация о нем: например, ТДТН-16000/110-У1 – трехфазный трансформатор (Т) с системой охлаждения Д, трехобмоточный (Т), с регулированием напряжения под нагрузкой (Н), номинальной мощностью 16000 кВ , напряжением ВН 110 кВ, климатическое исполнение У (умеренный климат), категория размещения 1 (на открытом воздухе).

Разъединители

Разъединитель – это высоковольтный коммутационный аппарат, имеющий в своей конструкции главные и заземляющие ножи и предназначенный для включения и отключения обесточенных участков электрической цепи. С помощью главных ножей разъединителя создается видимый разрыв электрической цепи; с помощью заземляющих ножей обеспечивается заземление отключенных участков электрической цепи. От надежности работы разъединителей зависит, в том числе, и надежность работы трансформаторной подстанции, поэтому к ним предъявляются следующие требования:

1) электрическая прочность видимого разрыва в воздухе должна соответствовать максимальному импульсному напряжению;

2) должны обладать необходимой электродинамической и термической стойкостью токам КЗ;

3) не должны допускать самопроизвольных отключений;

4) должны обеспечивать четкое включение и отключение как в нормальных условиях, так и в наихудших условиях работы (обледенение, снег, ветер).

Разъединители по числу полюсов могут быть одно- и трехполюсными, по роду установки – для внутренней и наружной установки, по конструкции – рубящего, поворотного, катящегося, пантографического и подвесного типа. По способу установки различают разъединители с вертикальным и горизонтальным расположением ножей.

Для внутренней установки в закрытых РУ и КРУ применяют однополюсные (серии РВО) или трехполюсные (серии РВ, РВК, РВРЗ и др.) разъединители рубящего типа. Трехполюсные разъединители могут выполняться на общей раме или на отдельных рамах для каждого полюса. При этом отдельные полюсы объединяются общим валом, связанным с приводом разъединителя.

Для наружной установки широко применяются разъединители горизонтально-поворотного типа серии РНДЗ, выпускаемые на напряжения 10-750 кВ. Эти разъединители имеют, по сравнению с другими, меньшие габариты и относительно простой механизм управления. Наряду с разъединителями серии РНДЗ для наружной установки применяются разъединители горизонтально-поворотного типа серий РГ и РГН на напряжение от 35 до 220 кВ включительно. В установках 330 кВ и выше находят применение разъединители полупантографического типа с горизонтальным разъемом главных ножей серии РПГ. Для наружной установки так же применяются разъединители подвесного типа серии РПН.

Включение и отключение главных ножей разъединителя осуществляется электродвигательным приводом (ПДВ), позволяющим производить эти операции дистанционно. Для управления заземляющими ножами используется рычажный привод (ПР), состоящий из системы рычагов, передающий движение от рукоятки к валу, или червячный привод (ПЧ). При этом заземляющие ножи имеют механическую блокировку, не разрешающую включать их при включенных главных ножах. Кроме того, во включенном и отключенном положении разъединитель фиксируется системой рычагов привода, чтобы исключить самопроизвольное включение или отключение разъединителя.

Разъединители применяются в высоковольтных распределительных устройствах для секционирования шин (шинный разъединитель) и переключения электрических линий (линейный разъединитель) с одной системы шин распределительного устройства на другую. В отдельных случаях с помощью разъединителей отключают небольшие токи (например, токи намагничивания трансформаторов небольшой мощности или токи ненагруженных линий небольшой длины). Условные обозначения разъединителя показаны на рис. 1.12.

Рис. 1.12. Условные обозначения разъединителя: а) контакт разъединителя;

б) с одним заземляющим ножом; в) с двумя заземляющими ножами

Трансформаторов

2.1. Выбор (проверка) числа трансформаторов, установленных

На подстанции

Все потребители электрической энергии по надежности электроснабжения делятся на три категории:

1) к I категории относятся потребители, перерыв электроснабжения которых может повлечь за собой опасность для жизни людей, значительный материальный ущерб, повреждение дорогостоящего оборудования, массовый брак продукции, расстройство сложного технологического процесса, нарушение функционирования особо важных элементов коммунального хозяйства. К особой группе внутри потребителей I категории относятся потребители, бесперебойная работа которых необходима для штатной остановки производства с целью предотвращения угрозы жизни людей, взрывов, пожаров и повреждения дорогостоящего основного оборудования.

2) во II категорию входят потребители, перерыв электроснабжения которых приводит к массовому недоотпуску продукции, простоям машин и персонала, нарушению нормальной жизнедеятельности населения.

3) к III категории относят все остальные потребители, не подходящие под определения I и II категорий.

Потребители I категории должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания, и перерыв их электроснабжения при нарушении электроснабжения от одного из источников питания может быть допущен лишь на время автоматического восстановления питания. Для электроснабжения особой группы потребителей I категории должно предусматриваться дополнительное питание от третьего независимого взаимно резервирующего источника питания.

Потребители II категории рекомендуется обеспечивать электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания. Для потребителей II категории при нарушении электроснабжения от одного из источников питания допустимы перерывы электроснабжения на время, необходимое для включения резервного питания действиями дежурного персонала или выездной оперативной бригады. При наличии централизованного резерва трансформаторов и возможности замены повредившегося трансформатора за время не более 1 суток допускается питание потребителей II категории от одного трансформатора.

Для потребителей III категории электроснабжение может выполняться от одного источника питания при условии, что перерывы электроснабжения, необходимые для ремонта или замены поврежденного элемента системы электроснабжения, не превышают 1 суток.

Обычно на подстанции устанавливают один или два трансформатора. Количество трансформаторов на подстанции определяется категориями надежности потребителей подстанции. Из экономических соображений понизительные подстанции выполняются с числом трансформаторов . Однотрансформаторные подстанции применяют: 1) для питания потребителей III категории надежности, если перерыв электроснабжения не превышает 1 суток, и 2) для питания потребителей любых категорий надежности через замкнутые сети, подключенные к двум или более подстанциям. Два трансформатора устанавливают на подстанциях, питающих потребители I или II категории и не имеющих на вторичном напряжении связи с другими подстанциями. Чтобы оба трансформатора могли надежно резервировать друг друга, их запитывают от независимых источников по не зависящим друг от друга линиям. Ввиду того, что взаимное резервирование трансформаторов должно быть равнозначным, на подстанциях устанавливают трансформаторы одинаковой мощности.

Таким образом:

1) при наличии в составе потребителей подстанции потребителей I, II и III категории надежности на подстанции, как правило, устанавливают два трансформатора одинаковой мощности;

2) при наличии в составе потребителей подстанции потребителей только II и III категории надежности – один трансформатор при условии резервирования питания на стороне НН от соседней подстанции;

3) при наличии в составе потребителей подстанции потребителей только II и III категории надежности и отсутствии резервирования на стороне НН от соседней подстанции – два трансформатора одинаковой мощности.

2.2. Выбор (проверка) номинальной мощности трансформаторов

Силовые трансформаторы без ущерба для нормального срока службы способны работать в течение части суток с нагрузкой, превышающей их номинальную нагрузку, если в другую часть суток их нагрузка равна или меньше номинальной. Если при выборе и в процессе эксплуатации трансформаторов руководствоваться только их номинальной мощностью, они будут недоиспользованы. Основным фактором, определяющим требуемую номинальную мощность трансформатора на однотрансформаторной подстанции, является максимально допустимая для него систематическая нагрузка при его работе в нормальном режиме; для трансформаторов на двухтрансформаторной подстанции – максимально допустимая систематическая нагрузка и аварийная перегрузка при работе подстанции в нормальном и аварийном режимах. По ГОСТ 14209-97 требуемая номинальная мощность определяется исходя из допустимого дополнительного износа (теплового старения) изоляции трансформатора за время его перегрузки с учетом температуры окружающей среды, системы охлаждения трансформатора и формы суточного графика нагрузки.

Выбор (проверка) номинальной мощности трансформаторов обычно выполняется в два этапа: на первом этапе выбирают номинальную мощность трансформаторов по расчетной мощности подстанции с учетом работы трансформаторов в нормальном и аварийном режимах; на втором этапе номинальную мощность трансформаторов проверяют на допустимую систематическую нагрузку и аварийную перегрузку по известному суточному графику нагрузки с учетом тех же режимов работы трансформаторов подстанции.

Подстанции

Главная схема трансформаторной подстанции должна: 1) обеспечивать требуемую надежность электроснабжения в соответствии с категориями надежности потребителей; 2) обеспечивать возможность транзита мощности в нормальном, ремонтном и аварийном режимах; 3) учитывать перспективу развития подстанции и др.

Главная схема подстанции с двухобмоточными трансформаторами состоит (см. рис. 1.2,а) из распределительного устройства высшего напряжения (РУВН), обеспечивающего питание силового трансформатора (одного или нескольких), и распределительного устройства низшего напряжения (РУНН), распределяющего электроэнергию по потребителям. Обычно РУВН напряжением 35 кВ и выше выполняются открытыми (ОРУ), а РУ 10 (6) кВ выполняются с использованием комплектных распределительных устройств. При этом комплектные распределительные устройства могут выполняться как для наружной установки (КРУН), так и для установки в закрытых помещениях (КРУ).

Выбор схемы РУВН подстанции

При выборе схемы РУВН подстанции следует пользоваться рекомендациями, приведенными в стандарте ОАО «ФСК ЕЭС» «Схемы принципиальные электрические распределительных устройств подстанций напряжением 35-750 кВ. Типовые решения», введенном в действие в 2007 году. Для подстанций с двумя напряжениями и не более, чем с двумя питающими линиями, рекомендации стандарта приведены в табл. 3.1.

Таблица 3.1. Типовые схемы РУВН напряжением 35 кВ и выше

Номер схемы

Наименование

схемы

Область применения

Условия

применения

Напря-жение, кВ

Сторона подстан- ции

Количество питающих линий

1 (см. рис. 1.3,б)

Блок «линия-трансформатор с разъединителем»

35-330

ВН

При радиальной схе-ме питания под-станции с транс-форматором мощ-ностью до 25 МВ∙А включительно

Окончание таблицы 3.1

3 (рис. 1.3,в)	Блок «линия – трансформатор с отделителем»	110	ВН	1	При магистральной схеме питания подстанции с транс-форматором мощ-ностью до 25 МВ∙А включительно
3Н (рис. 1.3,г)	Блок «линия-трансформатор с выключателем»	35-220	ВН	1	При магистральной схеме питания подстанции с транс-форматором мощ-ностью до 25 МВ∙А включительно
4 (рис. 1.4,а)	Два блока «линия – трансформатор с отделителями и неавтоматической перемычкой со стороны линий»	110	ВН	2	При магистральной схеме питания подстанции (кроме проходных) с транс-форматором мощ-ностью до 25 МВ∙А включительно
4Н (рис. 1.4,б)	Два блока «линия-трансформатор с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий»	35-220	ВН	2	Тупиковые и ответ-вительные ПС (кроме проходных) с трансформатором мощностью до 25 МВ∙А включительно
4АН (рис. 1.4,в)	Два блока «линия-трансформатор с выключателями и автоматической перемычкой со стороны линий»	35-220	ВН	2	Тупиковые и ответ-вительные ПС (кроме проходных) с трансформатором мощностью до 25 МВ∙А включительно
5Н (рис. 1.5,б)	Мостик «с выклю-чателями в цепях линий и ремонт-ной перемычкой со стороны ли-ний»	35-220	ВН	2	Тупиковые, ответви-тельные и проход-ные ПС с мощ-ностью трансформа-торов до 63 МВ∙А включительно
5АН (рис. 1.5,в)	Мостик «с выклю-чателями в цепях трансформаторов и ремонтной пере-мычкой со сторо-ны трансформа-торов»	35-220	ВН	2	Тупиковые, ответви-тельные и проход-ные ПС с мощ-ностью трансформа-торов до 63 МВ∙А включительно
7 (рис. 1.7)	Четырехугольник	220-750	ВН	2	Проходные подстан-ции при мощности трансформаторов 125 МВ∙А и более

При выборе одной из двух схем РУВН, например «4Н» или «4АН», «5Н» или «5АН», обычно выполняют расчет надежности этих схем, принимая в качестве расчетного элемента трансформаторы подстанции, и выбор одной из двух схем РУВН обосновывают результатами этого расчета.

Работы подстанции

Выбор основного оборудования главной схемы осуществляется, исходя из условий продолжительных режимов работы подстанции – нормального, послеаварийного и ремонтного. При выборе оборудования главной схемы подстанции должны быть выполнены следующие условия:

(4.1)

где и – номинальное напряжение и номинальный ток выбираемого оборудования; – номинальное напряжение сети в месте установки оборудования; и – расчетные токи нормального, послеаварийного и ремонтного режимов работы подстанции.

Различают следующие напряжения в электрических сетях и электроустановках: номинальное междуфазное напряжение , наибольшее рабочее напряжение и среднее номинальное напряжение . Значения этих напряжений в сетях и электроустановках свыше 1 кВ приведены в табл. 4.1.

Таблица 4.1. Значения напряжений в сетях и электроустановках напряжением свыше 1 кВ

,	3	6	10	20	35	110	150	220	330	500	750
	3,15	6,3	10,5	21	37	115	154	230	340	515	770
	3,6	7,2	12	24	40,5	126	172	252	363	525	787

При определении расчетных значений токов продолжительных режимов – нормального , послеаварийного , ремонтного – исходят из следующих соображений. В нормальном режиме все элементы схемы подстанции работают без вынужденных отключений и, соответственно, без перегрузок, вызванных такими отключениями. Но ток нагрузки в этом режиме может изменяться в зависимости от суточного графика нагрузки. Поэтому для выбора оборудования подстанции следует принимать наибольший ток нормального режима . Ремонтный режим – это режим, вызванный выводом отдельных элементов подстанции в плановый ремонт. При этом на оставшиеся в работе элементы подстанции ложится повышенная нагрузка. В этом режиме возможна перегрузка оставшихся в работе элементов подстанции током Послеаварийный режим – это режим, в котором один или несколько элементов подстанции отказали и выведены в аварийно-восстановительный ремонт. В этом режиме так же возможна перегрузка оставшихся в работе элементов подстанции током

При выборе оборудования главной схемы подстанции из двух последних режимов – ремонтного и послеаварийного – выбирают наиболее тяжелый, характеризуемый наибольшим током .

На подстанции с двухобмоточными трансформаторами мощностью на стороне ВН и стороне НН подстанции расчетные токи и определяют с учетом установки на подстанции в перспективе трансформаторов следующей по шкале ГОСТ номинальной мощности :

Формулы (4.2) справедливы при выборе выключателей на стороне ВН тупиковых и ответвительных подстанций, поскольку на таких подстанциях все выключатели (в перемычке, в цепях трансформаторов, в цепях линий) работают в одинаковых условиях и в нормальном, и в максимальном режиме. При выборе выключателей для проходной подстанции необходимо дополнительно учитывать мощность транзита через перемычку и определять токи, пользуясь формулами

(4.4)

Для отходящих линий расчетные токи и вычисляют по формулам:

· если линия одиночная радиальная, то

· для параллельных линий

где наибольшая мощность потребителей, подключенных к линиям.

Наибольший ток для параллельных линий, как это следует из (4.6), возникает при отключении одной из них.

Главной схемы подстанции

Различают четыре режима работы подстанции и ее оборудования: нормальный, аварийный, послеаварийный и ремонтный. Аварийный режим является кратковременным режимом, остальные – продолжительными. Из возможных аварийных режимов наиболее опасными последствиями для оборудования подстанции обладает режим КЗ. Поэтому оборудование главной схемы подстанции выбирается по токам продолжительных режимов (см. подразд. 4.1), а проверка выбранного оборудования выполняется по токам аварийного режима – режима КЗ.

При расчете токов КЗ должны быть соблюдены следующие условия: 1) в качестве расчетной схемы подстанции должна приниматься схема со всеми включенными в работу силовыми элементами; 2) расчетная точка КЗ должна находится в той точке по отношению к проверяемому оборудованию, которая обуславливает наибольшее значение тока КЗ (в дальнейшем это точка «К1» на стороне ВН и точка «К2» стороне НН подстанции).

При расчете токов трехфазного КЗ на стороне ВН подстанции, связанной с эквивалентным источником (системой) воздушными линиями напряжением 35кВ допускается принимать ; напряжением 110–150кВ – ; напряжением 220–330 кВ – ; напряжением 500–750кВ – .

При расчете трехфазного КЗ на стороне НН подстанции, связанной с эквивалентным источником (системой) через трансформаторы мощностью 80 МВ·А и выше допускается принимать ; мощностью 32–80 МВ·А – ; мощностью 5,6–32 МВ·А –

Выполняя расчеты токов КЗ на стороне ВН и НН подстанций для последующей проверки оборудования главной схемы подстанции на соответствие токам КЗ следует иметь ввиду:

1) проверка электрических аппаратов и жестких проводников с относящимися к ним поддерживающими и опорными конструкциями на электродинамическую стойкость на стороне ВН подстанции необходимо выполнять по токам трехфазного КЗ;

2) проверка электрических аппаратов и проводников на термическую стойкость и невозгораемость выполняется по току трехфазного или однофазного КЗ в зависимости от того, какой из них приводит к большему термическому воздействию;

3) при превышении тока однофазного КЗ над током трехфазного КЗ проверка выключателей на коммутационную способность выполняется по току однофазного КЗ;

4) проверка гибких проводников в ОРУ ВН по условию их допустимого сближения во время КЗ выполняется по току двухфазного КЗ.

На стороне ВН подстанции

Токоведущие части (сборные шины и ошиновка) в открытых РУ напряжением 35 кВ и выше чаще всего выполняются гибкими шинами из сталеалюминевых проводов марки АС, которые крепятся на гирляндах подвесных изоляторов.

Выбор и проверка гибких шин

Выбор номинального сечения гибкой шины осуществляется по экономической плотности тока для условий нормального режима

где расчетный ток нормального режима на стороне ВН подстанции; экономическая плотность тока, А/мм², определяемая для числа часов использования максимума нагрузки.

Экономическая плотность тока для различных проводников при различных значениях приведена в табл. 5.1.

Таблица 5.1. Экономическая плотность тока

Проводник	При
Проводник	1000-3000	3000-5000	5000
Неизолированные провода и шины: - медные - алюминиевые	2,5 1,3	2,1 1,1	1,8 1,0
Кабели с бумажной изоляцией с жилами: - медными - алюминиевыми	3,0 1,6	3,1 1,4	2,7 1,2
Кабели с резиновой и пластмас-совой изоляцией с жилами: - медными - алюминиевыми	3,5 1,9	3,1 1,7	2,7 1,6

При выборе сечения провода АС полученное по формуле (5.1) расчетное сечение округляется до ближайшего стандартного сечения и для него определяется значение номинального допустимого тока .

Выбранное сечение гибкой шины проверяется:

· на нагрев по допустимому току:

где наибольший ток на стороне ВН подстанции, соответствующий послеаварийному или ремонтному режиму (см. 4.2). Допустимый ток шины корректируется по температуре окружающей среды, отличной от нормируемой, по формуле

где нормируемая температура окружающей среды, при которой определяется ; длительно допустимая температура проводника (для неизолированных проводов и окрашенных шин ); действительная температура окружающей среды.

· по термической стойкости току КЗ:

где минимальное сечение проводника, отвечающее требованию термической стойкости при КЗ. При определении обычно пользуются формулой

где тепловой импульс (интеграл Джоуля), выделя-емый током трехфазного КЗ; значение функции С для алюминиевых проводов равно 91 для медных – 167 .

В выражении для расчетное время отключения тока КЗ , где время действия основной защиты трансформатора , а полное время отключения выключателя; постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ на стороне ВН подстанции.

· по электродинамической стойкости току КЗ:

В ОРУ подстанций гибкие шины крепятся на гирляндах подвесных изоляторов с достаточно большим расстоянием между фазами: при 35 кВ – 1,5 м; при 110 кВ – 3 м; при 220 кВ – 4 м; при 330 кВ – 4,5м. При таких расстояниях между фазами согласно ПУЭ проверка на электродинамическую стойкость гибких шин производится только при .

Методика проверки гибких шин на схлестывание при приведена в [Рожкова Л.Д. и др.].

· по условиям коронирования:

Разряд в виде короны возникает около провода при высоких напряженностях электрического поля и сопровождается потрескиванием и свечением. Процессы ионизации воздуха вокруг провода приводят к дополнительным потерям энергии, к возникновению электромагнитных колебаний, создающих радиопомехи, и к образованию озона, вредно влияющего на поверхности контактных соединений. Провода не будут коронировать, если для них выполняется условие

где максимальное значение начальной критической напряженности электрического поля, при котором возникает разряд в виде короны, кВ/см; напряженность электрического поля около поверхности провода, кВ/см; наибольшая напряженность электрического поля у поверхности провода, кВ/см. В выражении (4.41)

где для нерасщепленных проводов и для расщепленных; радиус провода ( ); линейное напряжение, кВ; среднее геометрическое расстояние между проводами фаз (при горизонтальном расположении проводов , где расстояние между фазами).

При горизонтальном расположении проводов напряженность на среднем проводе примерно на 7% больше величины , определенной по 5.8. Провода не будут коронировать, если наибольшая напряженность поля у поверхности любого провода не более , т.е. если выполняется условие (5.6).

Выбор подвесных изоляторов

В ОРУ для крепления гибких шин применяются подвесные и натяжные гирлянды. Количество изоляторов в гирлянде зависит от номинального напряжения подстанции (см. табл. 5.2).

Таблица 5.2. Количество изоляторов в гирлянде

Номинальное напряжение, кВ	ПФ-6А, ПФ-6Б, ПФ-6С, ПС-6А		ПС-11
	Количество изоляторов в гирлянде
	поддержива- ющей	натяжной	поддержива- ющей	натяжной
35	3	4	3	4
110	7	8	7	7
150	9	10	8	8
220	13	14	12	12
Номинальное напряжение, кВ	ПФ-11, ПФ-16А, ПС-16А		ПФ-22, ПС-22А
	Количество изоляторов в гирлянде
	поддержива- ющей	натяжной	поддержива- ющей	натяжной
35	-	-	-	-

Окончание таблицы 5.2

110	6	-	-	-
150	8	-	8	9
220	11-12	11-12	10	10

На механическую прочность изоляторы не проверяют, поскольку для количества изоляторов, указанного в таблице, механические нагрузки (вес провода, ветер, гололед и др.) уже учтены. При значительном загрязнении атмосферы гирлянду увеличивают на 1-2 изолятора.

На стороне НН подстанции

Соединение трансформатора с КРУ 6-10 кВ может выполняться гибким подвесным токопроводом, шинным мостом, который выполняется из жестких алюминиевых шин, или закрытым комплектным токопроводом. Медные шины из-за их высокой стоимости не применяются даже при больших токовых нагрузках.

Применение гибкого подвесного токопровода на стороне НН подстанции с использованием сталеалюминиевых проводов, например марки АС, ограничивается наибольшим допустимым током . При токах максимального режима до 3000А шинный мост (сборные шины и ошиновка – ответвления от сборных шин к трансформаторам) выполняется из одно- или двухполосных алюминиевых шин прямоугольного профиля. При токах свыше 3000А рекомендуются шины коробчатого профиля, так как они имеют более высокую допустимую плотностью тока.

Сборные шины и ошиновка 6-10 кВ из шин прямоугольного или коробчатого профиля крепятся на опорных фарфоровых изоляторах. Шинодержатели, с помощью которых шины закреплены на изоляторах, допускают продольное смещение шин при их удлинении вследствие нагрева (шины на изоляторе имеют скользящее крепление через продольные овальные отверстия и шпильку с пружинящей шайбой). Для лучшей теплоотдачи и удобства эксплуатации сборные шины и ошиновку окрашивают – фазу А в желтый цвет, фазу В в зеленый цвет и фазу С в красный цвет.

Прямоугольного профиля

Расположение шин прямоугольного профиля и соответствующие этому расположению моменты инерции и моменты сопротивления показаны на рис. 5.1.

При механическом расчете однополосных шин наибольшая сила F, Н, действующая на шину средней фазы (при расположении шин в одной плоскости) определяется при трехфазном КЗ по формуле:

где ударный ток трехфазного КЗ, А; длина пролета между изоляторами, м (рекомендуется принимать ; расстояние между фазами (рекомендуется принимать

Рис. 5.1. Расположение и моменты однополосных шин

прямоугольного сечения

Сила создает изгибающий момент М, Н∙м, при расчете которого шина рассматривается как многопролетная балка, свободно лежащая на опорах:

Напряжение в материале шин , МПа, возникающее при воздействии изгибающего момента от взаимодействия фаз определяется по формуле

где момент сопротивления, см³, относительно оси, перпендикулярной действию силы (см. рис. 5.1).

Шины механически прочны, если выполняется условие

где допустимое механическое напряжение в материале шины, МПа, принимаемое равным .

Механические характеристики материалов шин приведены в табл. 5.3. При невыполнении условия (5.23) необходимо либо ограничить ток трехфазного КЗ, либо изменить расстояние между фазами или длину пролета между изоляторами .

Таблица 5.3. Механические характеристики материала шин

Материал шины	Марка	Временное сопротивление разрыву,	Допустимое напряжение,	Модуль упругости Е, 10¹⁰ Па
Алюминий	А, АО, АДО	118 59 – 69	82 41 – 48	7 7
Алюминиевые сплавы	АДЗ1Т АДЗ1Т1 АВТ1 1915Т	127 196 304 353	89 137 213 247	7 7 7 7

Прямоугольного сечения

Расположение двухполосных алюминиевых шин прямоугольного сечения (на одну фазу) и соответствующие этому расположению моменты инерции и сопротивления показаны на рис. 5.2. При таком расположении шин прямоугольного сечения между ними возникает не только взаимодействие между фазами, но и взаимодействие между шинами одной фазы. Взаимодействие (усилие) между шинами не должно приводить к их соприкосновению, поэтому между шинами одной фазы устанавливаются прокладки.

Рис. 5.2. Расположение и моменты двухполосных шин

прямоугольного сечения

Расстояние между прокладками выбирается следующим образом. С одной стороны, для того, чтобы электродинамические силы, возникающие при трехфазном КЗ, не вызывали соприкосновения полос должно выполняться неравенство

где расстояние между осями полос (см. рис. 5.2); модуль упругости (см. табл. 5.3); момент инерции одной полосы (см. рис. 5.1); коэффициент формы. С другой стороны, система шины – изоляторы должна иметь частоту собственных колебаний больше 200 Гц. Исходя из этого

где масса полосы на единицу длины, кг/м. Из двух значений в расчет принимается меньшее из двух значений, определенных по формулам (5.24) и (5.25).

где момент сопротивления шин, зависящий от расположения шин (см. рис. 5.2); расстояние между фазами (рекомендуется принимать

Напряжение в материале шин от взаимодействия шин одной фазы определяется формулой

где сила взаимодействия между шинами

а момент сопротивления одной полосы (см. рис. 5.1); 12 – коэффициент для жестко закрепленных на опорах шин. В выражении (5.28) ударный ток трехфазного КЗ, А; расстояние между полосами, м (см. рис. 5.2).

Двухполосные шины прямоугольного профиля обладают механической прочностью, если

где допустимое механическое напряжение в материале шины, МПа, принимаемое равным (см. табл. 5.3).

Коробчатого сечения

Расположение шин коробчатого профиля и соответствующие этому расположению моменты инерции и сопротивления для одной и двух шин показаны на рис. 5.3.

Напряжение в материале шины , МПа, возникающее при воздействии изгибающего момента от взаимодействия фаз определяется по формуле

где длина пролета между изоляторами, м (рекомендуется принимать ; расстояние между фазами (рекомендуется принимать момент сопротивления одной шины по оси (см. рис. 5.3).

Выбранная по допустимому току шина коробчатого сечения механически прочна, если выполняется условие

где допустимое механическое напряжение в материале шины, МПа, принимаемое равным (см. табл. 5.3).

- для двух шин

- для одной шины

инерции, см⁴

- для одной шины

сопротивления, см³

, мм

Рис. 5.3. Параметры и моменты шин коробчатого профиля

Выбранная по допустимому току шина коробчатого сечения механически прочна, если выполняется условие

где допустимое механическое напряжение в материале шины, МПа, принимаемое равным (см. табл. 3.4).

Коробчатого профиля

В этом случае:

· напряжение в материале шин , МПа, возникающее при воздействии изгибающего момента от взаимодействия фаз определяется по формуле

где момент сопротивления пакета шин, равный (см. рис. 5.3);

· напряжение в материале шин от взаимодействия шин одной фазы определяется формулой

где сила взаимодействия между шинами

а момент сопротивления одной шины, равный (см. рис. 5.3); 12 – коэффициент для жестко закрепленных на опорах шин. В выражении (5.34) ударный ток трехфазного КЗ, А; расстояние между полосами, м (см. рис. 5.3).

Двухполосные шины коробчатого сечения обладают механической прочностью, если

где допустимое механическое напряжение в материале шины, МПа, принимаемое равным (см. табл. 5.3).

К установке на подстанции

Контроль за режимом работы оборудования подстанции осуществляется с помощью контрольно-измерительных приборов. Рекомендуемый для установки на подстанциях перечень контрольно-измерительных приборов приведен в табл. 7.1.

Таблица 7.1. Контрольно-измерительные приборы на подстанции

Цепь	Место установки прибора	Перечень устанавливаемых приборов	Примечание
Понижающего двухобмоточного трансформатора	ВН	-	1. ваттметр – только для трансформаторов 110 кВ 2. варметр - только для трансфор-маторов 220 кВ и выше 3. для трансформаторов с рас-щепленной обмоткой – приборы устанавливаются в каждой цепи НН
Понижающего двухобмоточного трансформатора	НН	Амперметр, ватт-метр, варметр, счет-чики активной и реактивной энергии
Понижающего трехобмоточного трансформатора	ВН	Амперметр	1. варметр - только для трансфор-маторов 220 кВ и выше 2. варметр - только для трансфор-маторов 220 кВ и выше
	СН	Амперметр, ватт-метр, варметр, счет-чики активной и реактивной энергии
	НН	Амперметр, ватт-метр, варметр, счет-чики активной и реактивной энергии
Сборных шин 110-220 кВ	На каждой секции (системе) шин	Вольтметр с пере-ключателем для из-мерения трех между-фазных напряжений и регистрирующий вольтметр; осцил-лограф на транзит-ных подстанциях; фиксирующий при-бор ( )	-
Сборных шин 6, 10 и 35 кВ	На каждой секции (системе) шин	Вольтметр с пере-ключателем для из-мерения трех фазных напряжений и вольт-метр для измерения междуфазного нап-ряжения	-

Окончание таблицы 4.1

Секционного выключателя		Амперметр	-
Трансформатора собственных нужд	ВН	-	-
Трансформатора собственных нужд	НН	Амперметр, счетчик активной энергии	-
Линии 10 (6) кВ к потребителям		Амперметр, счетчи-ки активной и реак-тивной энергии	-
Линии 35 кВ		Амперметр, счетчи-ки активной и реак-тивной энерги	-

Технические характеристики щитовых контрольно-измерительных приборов, используемых на подстанциях, приведены в табл. 7.2.

Таблица 7.2. Технические данные щитовых контрольно-измерительных приборов

Наименование

и условное обозначение

прибора

Тип

Класс

точности

Потребляемая

мощность, В∙А

катушка напряжения

катушка тока

Приборы стрелочные, показывающие

Амперметр

Э-378

1,5

0,1

Э-377

1,5

0,1

Э-365

1,5

0,5

Э-3080

1,5

0,5

Э-8032

1,5

0,5

Э-8021

1,5

0,5

Ц-1420

1,5

0,5

Д-1600

1,5

0,5

Вольтметр

Э-378

1,5

Э-377

1,5

Ц42702

1,5

Ц42700

2,5

Ц42701

2,5

Окончание таблицы 4.2

Ваттметр трехфазный

для трехпроводных цепей

для четырехпроводных

цепей

Ц-42303

1,5

0,5

Ц-42308

1,5

0,5

Д-323

2,5

Варметр

Ц-42308

1,5

0,5

Счетчики

Активной мощности

3-х фазный для 3-х проводных цепей

Тип

Класс

точности

Потребляемая мощность, В∙А

2 катушки напряжения

2 катушки

тока

В∙А

ЦЭ6850

0,5

0,38

0,1

ЦЭ6807

1,0

0,38

0,1

ЦЭ6803

1,0

0,38

0,1

ЦЭ6804

1,0

2,5

0,38

0,1

реактивной мощности 3-х фазный для 3-х проводных цепей

Тип

Класс

точности

Потребляемая мощность, В∙А

2 катушки напряжения

2 катушки

тока

В∙А

ЦЭ6850

0,5

0,38

0,1

ЦЭ6807

1,0

0,38

0,1

ЦЭ6803

1,0

0,38

0,1

ЦЭ6804

1,0

2,5

0,38

0,1

Для подключения контрольно-измерительных приборов, в месте их установки к цепям оборудования подстанции, применяются измерительные трансформаторы тока и напряжения.

Трансформаторов тока

Выбор и проверка измерительных трансформаторов тока, устанавливаемых в ОРУ напряжением 35 кВ и выше, и трансформаторов тока, устанавливаемых в ячейках КРУ на стороне 6 (10) кВ трансформаторных подстанций, выполняется аналогично в соответствии с методикой, приведенной ниже. На стороне 6 (10) кВ тип выбираемого измерительного трансформатора тока должен соответствовать трансформатору, который может устанавливаться в камерах КРУ соответствующей серии.

Измерительные трансформаторы тока, предназначенные для питания контрольно-измерительных приборов, выбираются:

· по напряжению места установки:

· по току нормального и максимального режима:

где номинальный ток первичной обмотки трансформатора должен быть как можно ближе к току , так как недогрузка первичной обмотки трансформатора приводит к увеличению погрешностей измерения;

· по конструкции и классу точности (см. подразд. 7.2).

Выбранные трансформаторы тока должны быть проверены:

· по электродинамической стойкости току КЗ

где расчетное значение ударного тока трехфазного КЗ в цепи первичной обмотки трансформатора; кратность электродинамической стойкости трансформатора; номинальный ток первичной обмотки трансформатора; нормированное мгновенное значение тока электродинамической стойкости трансформатора ( см. технические характеристики проверяемого трансформатора тока);

Трансформаторы тока, у которых в качестве первичной обмотки используется шина, на электродинамическую стойкость не проверяются. Электродинамическая стойкость таких трансформаторов (например, ТШЛ и ТПШЛ) определяется электродинамической стойкостью шинной конструкции.

· по термической стойкости току КЗ

Наряду с током термической стойкости трансформаторы тока могут характеризоваться кратностью тока термической стойкости, представляющей собой отношение тока термической стойкости к действующему значению номинального первичного тока:

В соответствии с ГОСТ 7746-2001 для отечественных трансформаторов тока установлены следующие токи термической стойкости:

а) трехсекундный (или его кратность по отношению к номинальному первичному току) для трансформаторов тока на номинальные напряжения до 220 кВ включительно;

б) двухсекундный (или его кратность по отношению к номинальному первичному току) для трансформаторов тока на номинальные напряжения 330 кВ и выше.

Для некоторых типов трансформаторов устанавливают односекундный ток термической стойкости или его кратность . При этом между токами электродинамической и термической стойкости должно соблюдаться соотношение

· по вторичной нагрузке:

где расчетная вторичная нагрузка трансформатора тока; номиналь-ная допустимая нагрузка трансформаторов тока для выбранного класса точности.

Расчетная вторичная нагрузка трансформатора тока состоит из сопротивления измерительных приборов , подключаемых ко вторичной обмотке трансформатора, сопротивления соединительных проводов и переходного сопротивления контактов :

Сопротивление приборов определяется по формуле

где мощность, потребляемая приборами; номинальный ток вторичной обмотки трансформатора тока. Для подсчета мощности обычно составляют таблицу вторичной нагрузки трансформатора (перечня приборов, подключаемых к измерительному трансформатору тока).

После составления таблицы вторичной нагрузки для данного трансформатора тока (приборов, подключаемых к трансформатору тока), расчет сопротивления приборов ведется по мощности для наиболее нагруженной фазы. При этом сопротивление контактов принимается равным 0,05 Ом при количестве приборов три и менее; при количестве приборов более трех – равным 0,1 Ом.

Для того, чтобы трансформатор тока работал в выбранном классе точности, необходимо выполнить условие

откуда сопротивление соединительных проводов

Сопротивление соединительных проводов зависит от длины проводов и их сечения. Длину соединительных проводов (расстояние от трансформаторов тока до приборов) определяют по табл. 7.3.

Таблица 7.3. Длина соединительных проводов

Наименование присоединения	Длина соединительных проводов, м
Линии 6-10 кВ к потребителям	6
Цепи РУ 10-35 кВ	60
Цепи РУ 110 кВ	75
Цепи РУ 220 кВ	100
Цепи РУ 330 кВ и выше	150

В качестве соединительных проводов на подстанциях с высшим напряжением 220 кВ и выше применяются многожильные кабели с медными жилами, для которых на подстанциях с высшим напряжением 110 кВ и ниже – многожильные кабели с алюминиевыми жилами, для которых Характеристики кабелей с алюминиевыми жилами приведены в табл. 7.4.

Таблица 7.4. Характеристики кабелей с алюминиевыми жилами

Марка кабеля	Сечение жил,	Число жил
Кабели с резиновой изоляцией
АКРВГ, АКРВГЭ и др.	2,50	4, 5, 7, 10
АКРВГ, АКРВГЭ и др.	4,00; 6,00	4, 7, 10

Окончание таблицы 7.4

Кабели с поливинилхлоридной изоляцией
АКВВГ, АКВВГЭ, АКВВБ и др.	2,50	4, 5, 7, 10
	4,00; 6,00	4, 7, 10
Кабели с полиэтиленовой изоляцией
АКПВГ, АКПВБ, АКПВБГ и др.	2,50	4, 5, 7, 10
	4,00; 6,00	4, 7, 10

Определив из (7.9) сопротивление проводов , с помощью которых приборы подключаются к данному трансформатору тока, определяют их сечение по формуле

где удельное сопротивление материала провода, а расчетная длина соединительных проводов, зависящая от схемы присоединения приборов к трансформаторам тока (см. рис. 7.4).

Рис. 7.4. Схемы присоединения приборов: а) включение в одну фазу;

б) включение в неполную звезду; в) включение в полную звезду

Определив длину соединительных проводов (см. табл. 7.3), вычислив в соответствии со схемой подключения приборов к трансформатору тока (см. рис. 7.4), выбрав по таблице 7.4 кабель и определив для него сечение (по условию прочности сечение не должно быть меньше 4 мм² для алюминиевых жил и 2,5 мм² для медных жил), определяют расчетное значение сопротивления соединительных проводов:

Если при выполняется условие (см. 4.6), то проверяемый трансформатор тока соответствует его вторичной нагрузке.

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ПСКОВСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ

В.В. КОВАЛЕВ

ВЫБОР И ПРОВЕРКА ОБОРУДОВАНИЯ ГЛАВНОЙ СХЕМЫ

12 3 4 5 6 7 8 9 10 Следующая ⇒

Последнее изменение этой страницы: 2019-03-22; Просмотров: 885; Нарушение авторского права страницы