Отступления от типовых схемдопускаются при наличии технико-экономических обоснований и согласования с утверждающими инстанциями.

⇐ ПредыдущаяСтр 2 из 8Следующая ⇒

В период строительства электрических сетей высокими темпами с 1960 по 1985 год, на ПС 110 кВ (частично – 35 и 220 кВ) использовались упрощенные схемами без выключателей на стороне ВН.

В этих схемах в качестве коммутационных аппаратов получили широкое распространение отделители и короткозамыкатели. Простота конструкции и их относительная дешевизна по сравнению с выключателями позволила обеспечить массовое строительство подстанций в короткие сроки. В то же время эти аппараты обладают определенными конструктивными дефектами и эксплуатационными недостатками. Принципиальным недостатком схем с отделителями и короткозамыкателями является то, что искусственно создаваемое короткое замыкание для отключения поврежденного участка сети в бестоковую паузу с помощью отделителя резко увеличивает общую продолжительность наиболее тяжелых условий работы выключателей на смежных подстанциях . Поэтому в настоящее время использование отделителей и короткозамыкателей на вновь сооружаемых подстанциях прекращено, а при реконструкции действующих подстанций они должны заменяться выключателями, [5, 6, 9].

Типовые схемы подстанций имеют нумерацию. К номерам типовых схем, в которых отделители и короткозамыкатели заменены на выключатели, добавлен индекс «Н» (3Н, 4Н, 5Н, 5АН).

Далее рассмотрены наиболее часто встречающиеся схемы подстанций с двумя номинальными напряжениями.

Номер 1. Блок линия - трансформатор с разъединителем (рисунок 1.39). Применяется в радиальных сетях 35-220 кВ, питающих тупиковые подстанции, когда трансформатор входит в зону линейной релейной защиты со стороны питающего конца или возможна передача телеотключающего импульса на эту защиту(при коротких линиях).

Рисунок 1.39 –Типовая схема подстанций номер 1

Номер 3Н. Блок линия-трансформатор с выключателем (рисунок 1.40). Применяется в радиальных и магистральных сетях 35-500 кВ для питания тупиковых и ответвительных подстанций.

Рисунок 1.40 –Типовая схема подстанций номер 3Н

Номер 4Н. Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий (рисунок 1.41). Применяется в радиальных и магистральных сетях 35-220 кВ для питания тупиковых и ответвительных двухтрансформаторных подстанций.

Рисунок 1.41 –Типовая схема подстанций номер 4Н

Номер 5Н. Мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий (рисунок 1.42). Применяется в замкнутых сетях (сетях с двусторонним питанием) 35-220 кВ для питания проходных (транзитных)двухтрансформаторных подстанций при необходимости сохранения в работе трансформаторов при повреждении воздушных линий.

Рисунок 1.42 – Типовая схема подстанций номер 5Н

Номер 5АН. Мостик с выключателями в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны трансформаторов (рисунок 1.43). Применяется в замкнутых сетях (сетях с двусторонним питанием) 35-220 кВ для питания проходных (транзитных) двухтрансформаторных подстанций при необходимости сохранения транзита при повреждении трансформаторов.

Рисунок 1.43 –Типовая схема подстанций номер 5АН

Номер 6. Заход - выход (рисунок 1.44). Применяется в замкнутых сетях (сетях с двусторонним питанием) 110-220 кВ для питания проходных (транзитных) однотрансформаторных подстанций.

Рисунок 1.44 – Типовая схема подстанций номер 6

Номер 9. Одна секционированная выключателем система шин (рисунок 1.45).

Применяется в замкнутых сетях (сетях с двусторонним питанием) 35-220 кВ для питания проходных (транзитных) двухтрансформаторных подстанций при числе питающих линий от трех и более, при отсутствии требований сохранения в работе всех присоединений при ревизии секции шин. При этом количество радиальных нерезервируемых отходящих линий не должно быть более одной на секцию.

Рисунок 1.45–Типовая схема подстанций номер 9

Если на подстанции установлены трансформаторы с расщепленной обмоткой НН (трансформаторы с номинальной мощностью 25 МВА и более), то схемы соединений на стороне НН имеют следующий вид (рисунки 1.46, 1.47).

Q₁ Q₂ 1c 2c

Рисунок 1.46– Схема соединений на стороне НН однотрансформаторной
подстанции с трансформатором с расщепленной обмоткой НН

T₁ T₂ Q₁ Q₂ Q₃ Q₄ QB1 1c 3c QB2 2c 4c

Рисунок 1.47–Схема соединений на стороне НН двухтранссформаторной подстанции с трансформаторами с расщепленной обмоткой НН

В схеме на рисунке 1.46 секции сборных шин 1с и 2с не связаны между собой.

В схеме на рисунке 1.47 две секционированные системы сборных шин. Первая система содержит две секции сборных шин: 1с и 3с, имеющие автоматическую связь через секционный выключатель QB1. Вторая система сборных шин содержит секции 2с и 4с, автоматически связанные через секционный выключатель QB2.

В нормальном режиме работы подстанции все секции сборных шин работают раздельно, при этом оба секционных выключателя отключены.

На рисунке 1.48 показана схема рабочих шин районной электростанции (РЭС) с подключением к ним линии электропередачи. Шины РЭС секционированы шиносоединительным выключателем QА.

Линия (ЛЭП) подключена к шинам через линейный разъединитель QS₃, линейный выключатель Q₁ и два шинных разъединителя QS₁ и QS₂, один из которых находится во включенном состоянии, а другой - в отключенном.

Пример 1.10. Сформировать схемы электрических соединений для сетей, структурные схемы которых приведены на рисунках 1.15-1.18.

В качестве главных схем электрических соединений приняты схемы на выключателях, [9].

Схемы электрических сетей приведены на рисунках 1.49-1.52.

ЛЭП

Q₁ QS₃

QS₂

QS₁

QS₄ QS₅

QА

шины

РЭС

Рисунок 1.48 – Схема подключения линии к системе сборных шин РЭС

Рисунок 1.49 – Радиальный вариант сети

Рисунок 1.50 – Радиально-магистральный вариант сети

Рисунок 1.51 – Смешанный вариант сети

Рисунок 1.52 – Сложнозамкнутый вариант сети

2 Технико-экономическое сравнение вариантов схем
электрической сети и выбор рационального варианта

2.1 Технико-экономические показатели

Основными технико-экономическими показателями электрической сети являются:

К – капитальные вложения;

И – эксплуатационные расходы (издержки);

У – среднегодовой ущерб от недоотпуска электроэнергии.

Последний показатель учитывается при выборе вариантов сети с учетом надежности. При этом следует помнить, что сопоставлению подлежат только те варианты сети, которые обеспечивают необходимую надежность, оговоренную в ПУЭ.

2.1.1 Капитальные вложения

Капиталовложения в электрическую сетьК, тыс.рубсостоят из вложений на сооружение линий электропередачи К_л, подстанций К_пс и дополнительных капитальных вложений в топливно-энергетическую базу, необходимых для покрытия потерь мощности и электроэнергии К_доп

К= К_л+ К_пс + К_доп. (2.1)

Капитальные вложения определяются по укрупненным показателям стоимости отдельных элементов сети или по составляемым сметам.

Суммарные капиталовложения на сооружение ЛЭП сетиК л, тыс.руб состоят из затрат на изыскательские работы, подготовку трасс, стоимость опор, проводов, изоляторов и прочего оборудования, на их транспортировку, монтаж и другие работы и определяются по выражению

, (2.2)

где К_о _i – стоимость сооружения одного километра линии i-го участка сети. Для воздушных ЛЭП эта величина принимается по справочным данным [2] в зависимости от номинального напряжения ВЛ, сечения и материала провода, материала и конструкции опор и района по гололеду, тыс.руб/км;

l_i – длина трассы i-го участка, км;

p – количество участков сети, шт.

Укрупненные показатели стоимости элементов электрических сетей напряжением 35-220 кВ на железобетонных опорах приведены в таблицах 2.1-2.3.

Таблица 2.1 – Стоимость сооружения воздушных линий 35 кВ, тыс. руб/км в ценах 1990 г.

Опоры	Район по гололеду	Сечение проводов, мм2
Опоры	Район по гололеду	70	95	120	150
Железобетонные одноцепные	I	-	7, 7	8, 0	8, 9
	II	-	8, 3	8, 4	8, 9
	III	-	9, 3	9, 5	10, 9
	IV-VII	-	(10, 9)	10, 4	12, 1
Железобетонные двухцепные с подвеской двух цепей	I	-	12, 0	12, 5	14, 8
	II	-	12, 7	13, 1	14, 8
	III	-	15, 3	15, 7	16, 6
	IV-VII	-	17, 3	17, 6	18, 7

Таблица 2.2 –Стоимость сооружения воздушных линий 110 кВ, тыс. руб/км в ценах 1990 г.

Опоры	Район по гололеду	Сечение проводов, мм2
Опоры	Район по гололеду	70	95	120	150	185	240
Железобетонные одноцепные	I	8, 9	(9, 2)	9, 0	9, 6	10, 4	11, 5
	II	(10, 0)	(10, 0)	9, 5	9, 8	10, 7	11, 5
	III	(12, 3)	(11, 9)	10, 9	11, 1	11, 9	12, 9
	IV-VII	(13, 9)	(13, 1)	12, 1	12, 9	12, 9	14, 8
Железобетонные двухцепные с подвеской двух цепей	I	13, 1	14, 0	14, 5	16, 8	18, 4	20, 0
	II	(14, 7)	14, 7	15, 1	16, 8	18, 4	20, 0
	III	(17, 8)	17, 3	17, 7	18, 6	19, 6	21, 0
	IV-VII	(19, 3)	19, 3	19, 6	20, 7	21, 4	22, 6

Таблица 2.3 – Стоимость сооружения воздушных линий 150 кВ, тыс. руб/км в ценах 1990 г.

Опоры	Район по гололеду	Сечение проводов, мм²
Опоры	Район по гололеду	120	150	185	240
Железобетонные одноцепные	I	10, 6	10, 9	12, 0	12, 9
	II	11, 0	11, 1	12, 0	12, 9
	Ш	(12, 1)	12, 0	12, 9	13, 5
	IV-VII	(13, 3)	13, 0	13, 3	15, 2
Железобетонные двухцепные с подвеской двух цепей	I	17, 4	18, 3	19, 9	21, 8
	II	17, 7	18, 6	19, 9	21, 8
	Ш	17, 9	20, 0	21, 3	22, 4
	IV-VII	19, 8	21, 5	22, 5	23, 9

Суммарные капиталовложения на сооружение подстанций проектируемой сетиК пс, тыс.руб вычисляются по выражению

, (2.3)

гдеK _тр _i–расчетная стоимость трансформаторов, устанавливаемых на i-ой подстанции, принимаемая по справочным данным [1] или по таблице 2.4 в зависимости от номинальной мощности трансформатора и его класса напряжения, тыс.руб;

К_ОРУ_.ВН_i, К_ЗРУ_.НН_i–соответственно укрупненный показатель стоимости открытого (закрытого) распределительного устройства (ОРУ, ЗРУ) со стороны высшего и низшего напряжения i-ой подстанции, который принимается в зависимости от напряжения (ВН) схемы ОРУ (ЗРУ), типов и количества выключателей по справочным данным [1] или по таблицам 2.5 и 2.6, тыс.руб;

K _в–суммарная расчетная стоимость ячеек выключателей, устанавливаемых на отходящих линиях РЭС, таблица 2.5, тыс.руб;

К_пост _i– постоянная часть затрат i-ой подстанции, включающая затраты на подготовку территории подстанции, на электроснабжение собственных нужд, стоимость здания опщеподстанционного пункта управления (ОПУ) и принимаемая в зависимости от общего количества выключателей по справочным данным [1] или по таблице 2.7, тыс.руб.

П р и м е ч а н и я

1На стороне ВН подстанций в отдельных случаях могут устанавливаться закрытые распределительные устройства, например, по климатическим условиям или при наличии вредных выбросов в атмосферу в районе расположения подстанции.

2В данном курсовом проекте при сопоставлении вариантов можно не учитывать стоимость ЗРУ НН, поскольку для всех вариантов ее можно считать одинаковой.

3В настоящее время масляные выключатели заменяются элегазовыми. Но ввиду отсутствия сопоставимых цен на них в данном курсовом проекте допускается использование масляных выключателей.

Таблица 2.4 – Расчетная стоимость трехфазных трансформаторов 35-150 кВ, тыс. руб. в ценах 1990 г.

35 кВ		110 кВ		150 кВ
Мощность, МВА	Стоимость, тыс. руб.	Мощность, МВА	Стоимость, тыс. руб.	Мощность, МВА	Стоимость, тыс. руб.
1, 0	16, 2	2, 5	47	4	50
1, 6	17, 3	4, 0	52	16	88
2, 5	19, 9	6, 3	64	32	100
4, 0	24, 0	10, 0	70	63	154
6, 3	27, 5	16	88
10, 0	39, 0	25	100
16	50, 0	40	122
25	55, 0	63	144
		80	158

Таблица 2.5 –Укрупненные показатели стоимости ячеек ОРУ 35-220 кВ с выключателями, тыс. руб. в ценах 1990 г.

Напряжение,

кВ

Количество

выклю-

чателей,

шт

Характеристика схемы ОРУ

Выключатель

воз- душ- ный

мас- ля- ный

до 3

Ответвление; мостик

Более 3

Одиночная секционированнаясистема шин

110

Мостик с одним выключателем в перемычке; ответвление

2-4

Мостик с двумя выключателями в перемычке; треугольник; четырехугольник

более 4

Схема со сборными шинами

150

Мостик с одним выключателем в перемычке; ответвление

2-4

Мостик с двумя выключателями в перемычке; треугольник; четырехугольник

более 4

Схема со сборными шинами

220

до 4

Мостик с выключателями; треугольник; четырехугольник

более 4

Схема со сборными шинами

Таблица 2.6 – Укрупненные показатели стоимости ОРУ 110-150 кВ подстанций без выключателей в ценах 1990 г.

Схема соединений		Блок с отделителем	Два блока с отделителями	Два блока с отделителями с неавтоматической перемычкой	Два блока с отделителями с дополнительной линией
Однолинейная схема
Стоимость, тыс. руб	110 кВ	6, 9	13	14, 3	30, 8
Стоимость, тыс. руб	150 кВ	12, 4	29	29, 4	73

Таблица 2.7 – Постоянная часть затрат на подстанции 35-220 кВ (в ценах 1990г.)

Напряжение, кВ	Присоединение подстанции к сетям на стороне высшего напряжения	Затраты, тыс. руб
35/10	Без выключателей	40
	С выключателями (на переменном оперативном токе)	45
	С выключателями (на постоянном оперативном токе)	100
110-150/10	Без выключателей	130
	С одним выключателем	200
	Более одного выключателя	250
110-150/35/10	Без выключателей	140
	С одним выключателем	230
	Более одного выключателя	280
220/110/10	Без выключателей	300
	До трех выключателей	400
	Более трех выключателей	600
220/35/10	Без выключателей	150
	До трех выключателей	250
	Более трех выключателей	450

Величина K _доп, тыс.руб может быть определена по выражению

K _доп = g (к_рм к_рк_снК_ст Δ Р_{м +}К_тт b _т Δ W ), (2.4)

где: g–коэффициент, учитывающий удаленность потребителя электроэнергии от источника питания. Для сетей напряжением 110 кВ и более можно принять g =1, 05-1, 1; для сетей 10-35 кВ g =1, 1-1, 25);

к_рм–коэффициент, учитывающий несовпадение максимумов нагрузок потребителей сети во времени (К_рм= 0, 85-1). В данном курсовом проекте величину К_рмможно принять равной единице, так как условно считается, что все потребители имеют одинаковые графики нагрузки;

к_р– коэффициент, учитывающий необходимость резерва мощности на электростанции. Величину резерва мощности можно считать равной 10% от передаваемой мощности в сеть потребителей, то есть К_р=1, 1;

к_сн– коэффициент, учитывающий расходы мощности на собственные нужды станции, для ГРЭС К_сн=1, 03-1, 04;

К_ст – расчетная стоимость 1кВт мощности, установленной на электростанции (К_ст =60-85руб/кВт для тепловых станций в ценах 1990 года), руб/кВт;

Δ Р_м– потери мощности в ЛЭП и трансформаторах сети в режиме наибольших нагрузок, кВт;

К_тт– удельные капвложения в топливную базу, учитывающие затраты на добычу и транспортировку топлива за тонну условного топлива (можно принять К_тт=28 руб/т.у.т. в ценах 1990 г.), тыс.руб/т.у.т.;

b _т–расход условного топлива в граммах или тоннах на выработку 1 кВт ч электроэнергии (для современных ГРЭС средняя величина b _травна 300 г.у.т./кВт ч или 300 10^-6т.у.т./кВт ч), т.у.т./кВт ч;

Δ W– потери электроэнергии в элементах электрической сети за год, кВт ч.

2.1.2 Эксплуатационные расходы

Эксплуатационные расходы (издержки) – это расходы на эксплуатацию линий и оборудования подстанций в течение одного года

И = И_л + И_пс + И_Δ _W =

, (2.5)

где И_л, И_пс – ежегодные издержки на эксплуатацию линий и электрооборудования подстанций, тыс.руб;

ИΔ W–стоимость потерь электроэнергии, тыс.руб;

–ежегодные отчисления на амортизацию, текущий ремонт и обслуживание ЛЭП в процентах от капитальных затрат, %;

–ежегодные отчисления на амортизацию, текущий ремонт и обслуживание электрооборудования подстанций в процентах от капитальных затрат, %.

Отчисления на амортизацию включают издержки на капитальный ремонт и на накопление средств, необходимых для замены (реновации) изношенного и морально устаревшего оборудования. Отчисления на текущий ремонт предназначены для поддержания оборудования в рабочем состоянии. Для предотвращения повреждения все элементы сети подвергаются периодическим осмотрам и профилактическим испытаниям. Эти мероприятия финансируются из отчислений на текущий ремонт. Отчисления на обслуживание расходуются непосредственно на зарплату эксплуатационного персонала, а также на транспортные средства.

Ежегодные отчисления на амортизацию, текущий ремонт и обслуживание в процентах от капитальных затрат приведены в таблице 2.8.

Таблица 2.8 – Ежегодные отчисления на амортизацию и обслуживание элементов электрических сетей

Наименование элемента сети (вид основных фондов)	Нормы отчислений от капитальных вложений, %
	Амортизационные отчисления			Затраты на эксплуатацию	Всего
	на полное восстановление	на капитальный ремонт	общие	Затраты на эксплуатацию	Всего
Воздушные линии 35-220 кВ на опорах:
деревянных	1, 6	3, 3	4, 9	0, 5	5, 4
стальных и железобетонных	0, 4	2, 0	2, 4	0, 4	2, 8
Силовое электротехническое оборудование и РУ
до 150 кВ включительно	2, 9	3, 5	6, 4	3, 0	9, 4
220 кВ и выше	2, 9	3, 5	6, 4	2, 0	8, 4

Стоимость потерь электроэнергииИ Δ W, тыс.руб

И_Δ _W = b ∙ Δ W, (2.6)

гдеb– стоимость одного килоВаттчаса потерь электроэнергии, руб/кВт ч.

Величину b можно условно считать равной действующей на момент проектирования величине ставки одноставочного тарифа или вычислять по выражению

(2.7)

где a–основная ставка двухставочного тарифа на момент проектирования, руб/кВт в год;

b – дополнительная ставка двухставочного тарифа на момент проектирования, руб/кВт ч.

Для приведения всех составляющих затрат в цены на момент проектирования необходимо все величины рублевых затрат, принимаемых по таблицам 2.1-2.7, умножить на коэффициент приведения, значение которого можно принять равным кратности увеличения тарифа на электроэнергию по сравнению с прейскурантом 09-01 1990 года - к _w

, (2.8)

где a₀ и b₀– соответственно основная и дополнительная ставки двухставочного тарифа по прейскуранту 09-01 на 1990г., которые можно принять равными:
a₀ = 60руб/кВт в год и b₀= 1, 5 коп/кВт ч.

Суммарные потери электроэнергии W, кВт ч складываются из двух составляющих

, (2.9)

где – переменные потери электроэнергии в активных сопротивлениях продольной ветви схемы замещения ВЛ (проводах) и в обмотках силовых трансформаторов, зависящие от нагрузки, кВт ч;

–условно-постоянные потери электроэнергии в сети (потери холостого хода силовых трансформаторов), не зависящие от нагрузки, кВт ч.

Суммарные переменные и условно-постоянные потери электроэнергии в элементах сети , кВт чопределяются по выражениям

(2.10)

(2.11)

где –переменные потери мощности в трансформаторах i-ой подстанции, кВт;

– переменные потери мощности в проводах j-го участка сети, кВт;

–потери холостого хода в трансформаторах i-ой подстанции, кВт;

t–время максимальных потерь, ч, определяемое по выражению

t = . (2.12)

Потери мощности кВт определяются по следующим выражениям

= , (2.13)

, (2.14)

, (2.15)

где – потери короткого замыкания трансформатора i-ой подстанции, кВт;

S_i– нагрузка i-ой подстанции, МВА;

n– количество трансформаторов на подстанции, шт;

–номинальная мощность трансформаторов, установленных на i- той подстанции, МВА;

– полная мощность, протекающая по j-му участку сети, МВА;

–активное сопротивление продольной ветви схемы замещения линии (j-го участка), Ом;

– потери холостого хода трансформатора i- ой подстанции, кВт.

Технические характеристики двухобмоточных трансформаторов 110-150 кВ приведены в таблицах 1.24-1.25.

2.2 Приведенные затраты

Выбор рационального варианта сети производится на основании технико-экономических расчетов и сопоставления конкурентоспособных вариантов по минимуму приведенных затрат.

В общем случае приведенные затратыЗ, тыс.руб (при сроке строительства сети в течение нескольких лет и неодинаковых ежегодных эксплуатационных расходах) определяются по формуле сложных процентов

, (2.16)

где T– расчетный период сооружения сети, лет;

К _t – капитальные вложения в t-ом году, тыс.руб;

– изменение эксплуатационных расходов t-го года по сравнению с предшествующим ему годом, тыс.руб;

р_н.п = 0, 08 – норматив приведения разновременных затрат.

В учебном проекте условно принимается срок сооружения сети до одного года. В этом случае приведенные суммарные расчетные затраты по i-му варианту З i, тыс.рубопределяются по выражению

З i = pн К i + И i + У i, (2.17)

гдер_н–нормативный коэффициент экономической эффективности капитальных вложений, принимаемый для электроэнергетики равным 0, 15 1/год;

К _i–капитальные вложения в сеть для i-го варианта, тыс.руб;

И _i–ежегодные издержки для этого же варианта, тыс.руб;

У _i– ожидаемый среднегодовой ущерб от недоотпуска электроэнергии, тыс.руб.

При сравнении вариантов, имеющих приблизительно равную надежность величину ущерба от недоотпуска электроэнергии можно не учитывать.

Таким образом, к дальнейшему проектированию принимается вариант, обладающий минимальными приведенными затратами. Ноесли разница между приведенными затратами по вариантам меньше, чем 5%, варианты считаются р а в н о э к о н о м и ч н ы м и. В этом случае выбор рационального варианта сети осуществляется по техническим характеристикам, таким как: возможность дальнейшего развития с учетом фактора роста нагрузок; удобство эксплуатации; потери электроэнергиии другие факторы. Если при этом сравниваемые варианты имеют различное номинальное напряжение, то предпочтение следует отдать варианту с большим напряжением.

Пример2.1. Произвести технико-экономическое сравнение двух вариантов электрической сети: радиально-магистрального и смешанного с номинальным напряжением 110 кВ, предварительные расчеты которых выполнены в п. 1.6, а схемы представлены на рисунках 1.50 и 1.51.

Расчет потерь мощности в элементах сети

Расчет потерь мощности в трансформаторах 110 кВ

Так как в обоих вариантах установлены одинаковые трансформаторы, то потери мощности в трансформаторах так же будут одинаковыми.

Переменные потери мощности в трансформаторах первой подстанции

= ;

Потери холостого хода в трансформаторах 1-ой подстанции

;

Расчеты по остальным подстанциям сводятся в таблицу 2.9.

Таблица 2.9 – Расчет потерь мощности в трансформаторах подстанций

№ п/с	S_м, МВА	S_нт, МВА	n	Δ P_xx, кВт	Δ P_кз, кВт	Δ P_п, кВт	Δ P_{xx п}, кВт
1	21, 18	10	2	14	60	135	28
2	26, 47	16	2	21	85	116	42
3	15, 88	10	2	14	60	76	28
4	11, 65	10	1	14	60	81	14
5	8, 47	10	1	14	60	43	14
Итого						451	126

Расчет радиально-магистрального варианта сети

⇐ Предыдущая 123 4 5 6 7 8 Следующая ⇒