Главная Коллекция "Otherreferats" Физика и энергетика Расчет воздушной линии электроснабжения 110 кВ

Расчет воздушной линии электроснабжения 110 кВ

Выбор и обоснование трансформаторов, воздушных линий энергосистемы. Расчет режимов наибольшей и наименьшей нагрузки, компенсация реактивной мощности системы. Расчет послеаварийных режимов и регулирование напряжения. Механическая прочность воздушных линий.

Рубрика Физика и энергетика
Вид курсовая работа
Язык русский
Дата добавления 24.01.2016
Размер файла 603,5 K

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Федеральное агентство по образованию РФ

ГОУ ВПО Вологодский государственный технический университет

Кафедра электроснабжения

Дисциплина: Электрические питающие системы и сети

Расчетно-пояснительная записка к курсовому проекту

Выполнил: Тюльпа А.В.

студент гр. ЭС-41

Проверил: Воробьев В.А.

Вологда 2005

Содержание

  • Введение
  • Исходные данные
  • 1. Выбор сечения проводов воздушных линий
  • 1.1 Расчет потокомощностей
  • 1.2 Расчет сечений и токов
  • 1.3 Расчет параметров схем замещения проводов ВЛ
  • 2. Выбор типа и мощности трансформаторов
  • 2.1 Двухобмоточные трансформаторы
  • 2.2 Трансформатор с расщепленной обмоткой
  • 2.3 Трехобмоточный трансформатор
  • 2.4 Автотрансформатор
  • 2.5 Расчет параметров схемы замещения трансформаторов
  • 3. Расчет потерь в трансформаторах при минимальной и максимальной нагрузках
  • 3.1 Расчет при максимальной нагрузке
  • 4. Расчет рабочих режимов
  • 4.1 Расчет минимальных и максимальных нагрузок в комплексной форме
  • 4.2. Расчет потоков мощности в радиальных и кольцевых цепях (максимальная нагрузка)
  • 5. Расчет напряжений в узлах электрической сети
  • 5.1 Приведение параметров схемы замещения к напряжению U=110 кВ
  • 5.2 Расчет напряжений в узлах цепи при максимальной и минимальной нагрузках
  • 6. Расчет режима максимальной нагрузки с компенсирующими устройствами
  • 6.1 Расчет компенсируемой мощности
  • 6.2 Расчет нагрузок с учетом компенсации
  • 6.3 Предварительный расчет потоков мощности с учетом компенсации
  • 6.4 Расчет потерь в трансформаторах с учетом компенсации нагрузки
  • 6.5 Расчет потоков линиях при компенсированной максимальной нагрузке
  • 6.6 Потери мощности в линиях при компенсированной максимальной нагрузке
  • 6.7 Расчет напряжений в узлах цепи в режиме с компенсацией
  • 7. Аварийный режим
  • 7.1 Обрыв одной из параллельных линий
  • 7.2 Расчет напряжений в узлах
  • 7.3 Обрыв одной из параллельных линий
  • 7.4 Расчет напряжений в узлах
  • 8. Выбор средств регулирования напряжения
  • 9. Технико-экономическое обоснование проводов ВЛ, трансформаторов, компенсирующих устройств
  • 9.1 Технико-экономическое обоснование сечений ВЛ
  • 9.2 Технико-экономическое обоснование трансформаторов
  • 9.3 Технико-экономическое обоснование КУ
  • 10. Механический расчет проводов воздушной линии 110 кВ
  • Список использованных источников

Введение

В настоящее время в жизни человека большую роль играет электроэнергия. Проблемы поставки ее потребителю, а также поддержания высокого качества поставляемой электроэнергии стоят перед разработчиками энергосистем.

Электроэнергия должна удовлетворять большому количеству различных критериев, как-то величина отклонения напряжения, частота и множество других. С точки зрения производителей электроэнергии электрическая система должна быть экономичной и выполненной максимально качественно с минимумом затрат на электрооборудование и потери в линиях - это позволит увеличить передачу производимой электроэнергии потребителю. Основываясь на этих критериях, следует подобрать все электрооборудование системы.

Отдельным пунктом идет поддержание напряжения в пределах допустимой нормы в различных режимах энергосистемы (наибольшей и наименьшей нагрузки, а также послеаварийном режиме). Для этой цели используются регуляторы напряжения непосредственно на трансформаторах (РПН и ПБВ), а также конденсаторные батареи, которые, уменьшая реактивную энергию в энергосистеме, способствуют уменьшению падения напряжения в линиях.

В данной курсовой работе мы попытаемся решить проблемы поставки электроэнергии потребителю и сохранения ее высокого качества. Курсовая работа содержит следующие основные пункты: выбор и обоснование трансформаторов и воздушных линий энергосистемы, расчет режимов наибольшей и наименьшей нагрузки, компенсация реактивной мощности системы, расчет послеаварийных режимов и регулирование напряжения, механический расчет воздушных линий.

Исходные данные

Рис 1. Схема электрической сети

Таблица 1 Мощности нагрузок Si (МBA)

S4,4

S5

S6

S8,9

S14

S16

S17

S21

S22

S23

50

30

100

9

13

10

5,5

0,8

0,8

0,6

Таблица 2. Длины линий L i,j (км)

L 1,2

L 2,3

L 6,7

L 6,15

L 7,15

L 10,12

L 11,13

L 17,18

L 18,19

L 19,20

120

90

50

40

55

16

16

7

5

4

1. Выбор сечения проводов воздушных линий

1.1 Расчет потокомощностей

Для выбора сечения проводов ВЛ необходимо выполнить предварительный расчет потокораспределения мощностей в электрической сети.

При предварительном расчете потораспределения допускается не учитывать потери мощности и напряжения, а также принять параметры электрической сети однородными и коэффициент активной мощности нагрузок одинаковым у всех электропотребителей.

S11,13 S14/2=6,5 МВ.А;

S10,12 S11,13 =6,5 МВ.А;

S7э (S9+S8+S10,12 +S11,13)•1,03=31,93 МВ.А;

S19,20S23 =0,6 МВ.А;

S18,19 S22+S23=1,4 МВ.А;

S17,18S22+S23 +S21 =2,2 МВ.А;

S15э (S17+S17,18+S16)•1,03=18,231 МВ.А;

, ;

, .

S7,15S6,15-S15э =5,981 МВ.А;

S6эS6+S6,7 +S6,15=150,161 МВ.А;

S2,3 S6э+S5=180,161 МВ.А;

S1,2(2S4+S2,3)•1,03=288,566 МВ.А;,

1.2 Расчет сечений и токов

трансформатор энергосистема напряжение послеаварийный

,

где Jэк - экономически целесообразная плотность сечения тока (А/мм 2) [1].

Сечение проводов ВЛ по (1) выбирается ближайшее стандартное. Необходимо учитывать, что выбранное сечение поводов не должно быть меньше минимально допустимого по условиям механической прочности.

Пример расчета:

,

Таблица 3 Fi,j мм 2, Ii,j А

№ узла

Fi,j

Uном, КВ

1,2

504,86

330

2,3

315,2

330

6,7

123,81

110

7,15

28,54

110

6,15

115,53

110

19,20

26,65

10

17,18

97,71

10

18,19

62,18

10

10,12

89,35

35

11,13

89,35

35

1.3 Расчет параметров схем замещения проводов ВЛ

Сопротивления и проводимости ВЛ рассчитывают по их удельным значениям. Удельное активное сопротивление может быть приближенно определено

где ,

Fl - сечение выбранной марки повода (мм2).

Удельное индуктивное сопротивление

где Dср - среднегеометрическое расстояние между фазными проводами (м);

rэкв - эквивалентный радиус провода (м);

n - число проводов в фазе.

Величина

где rп - радиус провода (м);

аср - среднегеометрическое расстояние между проводами в фазе.

Удельная емкостная проводимость (См/км)

Средний диаметр Dср был посчитан по данным источника [5]

U, кВ

330

110

35

10

Dср, м

10,6

3,5

4,5

1,357

Найдем параметры схемы замещения линии 1,2 с проводом марки 2.АС-300 (Uном=330 кВ)

Активное сопротивление

Ом/км;

Ом/км;

Ом.

Индуктивное сопротивление

мм;

Ом/км;

Ом.

Ёмкостная проводимость

См/км;

См.

Таблица №4

№ узлов

Тип провода

Сопротивления

Проводимости

r0, Ом

r, Ом

x0, Ом

x, Ом

b0 10-6, См

b 10-6, См

1,2

2АС-300

0,05

6

0,316

37,916

3,545

425,4

2,3

2АС-185

0,085

7,65

0,324

29,143

3,457

311,1

6,7

АС-120

0,25

12,5

0,406

20,28

2,801

140

7,15

АС-70

0,42

23,1

0,423

23,268

2,681

147,5

6,15

АС-120

0,25

10

0,406

16,22

2,801

112

19,20

АС-35

0,77

3,08

0,385

1,541

2,955

11,82

17,18

АС-95

0,31

2,17

0,354

2,476

3,231

22,61

18,19

АС-70

0,25

1,25

0,346

1,731

3,305

16,52

10,12

АС-95

0,31

4,96

0,429

6,864

2,643

42,28

11,13

АС-95

0,31

4,96

0,429

6,864

2,643

42,28

2. Выбор типа и мощности трансформаторов

В электрической сети с несколькими ступенями напряжения трансформаторы и автотрансформаторы мощностью более 1600 кВ.А выбирают с устройствами регулирования напряжения под нагрузкой (РПН).

Трансформаторы районных подстанций и сельских электрических сетей выбирают с масляным охлаждением.

Мощность трансформатора однотрансформаторной подстанции

где Sр - расчетная мощность нагрузки потребителя.

Расчетная мощность нагрузки трехобмоточных трансформаторов и автотрансформаторов определится как сумма расчетных мощностей обмоток среднего (СН) и низшего (НН) напряжений.

2.1 Двухобмоточные трансформаторы

Узлы:12,14. Обозначение: Т 6.

Sн=S14/2 =6,5МВА

Тип: ТДНС -10000/35

Узлы: 13,14. Обозначение: Т 5.

Sн= S14/2 =6,5МВА

Тип: ТДНС -10000/35

Узлы: 20,23. Обозначение: Т 10. Sн=S23=0,6МВА

Тип: ТМ - 630/10

Узлы: 19,22. Обозначение: Т 9. Sн=S22=0,8МВА

Тип: ТМ - 1000/10

Узлы: 18,21. Обозначение: Т 8. Sн=S21=0,8МВА

Тип: ТМ - 1000/10

2.2 Трансформатор с расщепленной обмоткой

Узлы: 2,3,4. Обозначение: Т 1. Sн=S4+ S4=100МВА

Тип: ТРДЦН - 1250000/330

2.3 Трехобмоточный трансформатор

Узлы: 15,16,17. Обозначение: ТТ 7.

Sн=S16+S17,18 +S17=17,7МВА

Тип: ТДТН - 25000/110

Узлы: 7,9,11 Обозначение: Т 4.

Sн= S9+ S11,13=15,5 МВА

Тип: ТДТН-16000/110

Узлы: 7,8,10 Обозначение: Т 3.

Sн= S8+ S10,12=15,5 МВА

Тип: ТДТН-16000/110

2.4 Автотрансформатор

Узлы: 3, 6, 5. Обозначение: АТ.

Sн=S6+ S6,7+ + =180,161МВА

Тип: АТДЦТН - 200000/330

2.5 Расчет параметров схемы замещения трансформаторов

Двухобмоточные трансформаторы

; ; ;

Расчетные значения параметров схем замещения трансформаторов сведем в таблицу 5.

Таблица №5 Таблица параметров схем замещения трансформаторов

№ узла

Тип трансформатора

Активные сопротивления

проводимости

r1,2(B-C)

r1,3(B-H)

r2,3(C-H)

rB

rC

rH

gt*10-6

bt*10-6

3,6,5

АТДЦТН-200000/330

0,762

0,718

0,178

0,381

0,381

0,337

2,847

16,53

7,8,10

ТДТН-16000/110

4,963

3,31

3,31

2,481

2,481

0,829

2,149

13,88

7,9,11

ТДТН-16000/110

4,963

3,31

3,31

2,481

2,481

0,829

2,149

13,88

16,17,18

ТДТН-25000/110

2,033

1,356

1,356

1,016

1,016

0,339

2,149

21,69

2,3,4

ТРДЦН-125000/330

-

1,464

-

-

-

-

3,306

11,48

20,23

ТМ-630/10

-

1,99

-

-

-

-

15,1

94,5

19,22

ТМ-1000/10

-

1,22

-

-

-

-

21

140

18,21

ТМ-1000/10

-

1,22

-

-

-

-

21

140

13,14

ТДНС-10000/35

-

0,683

-

-

-

-

10,53

65,84

12,14

ТДНС-10000/35

-

0,683

-

-

-

-

10,53

65,84

Продолжение табл. №5

№ узла

Тип трансформатора

Реактивные сопротивления

х 1,2(B-C)

х 1,3(B-H)

х 2,3(C-H)

хB

хC

хH

3,6,5

АТДЦТН-200000/330

28,586

158,791

104,468

41,455

-12,87

117,337

7,8,10

ТДТН-16000/110

79,406

45,375

128,563

-1,891

81,297

47,266

7,9,11

ТДТН-16000/110

79,406

45,375

128,563

-1,891

81,297

47,266

16,17,18

ТДТН-25000/110

82,28

50,82

29,04

52,03

-1,21

30,25

2,3,4

ТРДЦН-125000/330

-

47,916

-

-

-

-

20,23

ТМ-630/10

-

8,73

-

-

-

-

19,22

ТМ-1000/10

-

5,5

-

-

-

-

18,21

ТМ-1000/10

-

5,5

-

-

-

-

13,14

ТДНС-10000/35

-

9,113

-

-

-

-

12,14

ТДНС-10000/35

-

9,113

-

-

-

-

3. Расчет потерь в трансформаторах при минимальной и максимальной нагрузках

3.1 Расчет при максимальной нагрузке

Потери мощности в двухобмоточных трансформаторах находятся по формулам

Определим потери мощности в трансформаторе Т 10: ТМ-630/10.

кВт;

кВар.

Потери мощности в трехобмоточных трансформаторах и автотрансформаторах находятся по формулам

где Sн,1, Sн,2, Sн,3 - нагрузка обмоток ВН, СН и НН ;

Sном,1, Sном,2, Sном,3 - номинальные мощности обмоток ВН, СН и НН.

Пример расчета для трехобмоточного трансформатора ТТ 7

SH= S16+S17+S17,18=17,7МВА

Таблица №6 Таблица потерь в трансформаторах при минимальной и максимальной нагрузках

№

Тип трансформатора

Минимальная нагрузка(МВА)

Максимальная нагрузка(МВА)

АТ

АТДЦТН-200000/330

0,362+j4,829

0,52+j13,916

ТТ 3

ТДТН-16000/110

0,046+j0,384

0,107+j1,03

ТТ 4

ТДТН-16000/110

0,046+j0,688

0,107+j2,247

ТТ 7

ТДТН-25000/110

0,038+j0,651

0,112+j1,817

Т 1

ТРДЦН-125000/330

0,394+j2,35

0,494+j5,65

Т 8

ТМ-1000/10

0,004+j0,023

0,0099+j0,049

Т 9

ТМ-1000/10

0,004+j0,023

0,0099+j0,049

Т 10

ТМ-630/10

0,0033+j0,017

0,0087+j0,041

Т 5

ТДНС-10000/35

0,018+j0,159

0,037+j0,413

Т 6

ТДНС-10000/35

0,018+j0,159

0,037+j0,413

4. Расчет рабочих режимов

4.1 Расчет минимальных и максимальных нагрузок в комплексной форме

Таблица №7

Максимальная нагрузка

Минимальная нагрузка

Для линий напряжением меньше 35кВ cosц=0.8 sinц=0.6:

Для линий напряжением 35кВ cosц=0.85 sinц=0.527:

Для линий напряжением меньше 35кВ cosц=0.8 sinц=0.6:

Для линий напряжением 35кВ cosц=0.85 sinц=0.527:

4.2 Расчет потоков мощности в радиальных и кольцевых цепях (максимальная нагрузка)

Таблица №8 Таблица потоков мощности в линиях при минимальной нагрузке

Узлы

Начало линии

Конец линии

Активная мощность

Реактивная мощность

Активная мощность

Реактивная мощность

1,2

116,843

11,246

116,053

29,418

2,3

75,659

20,23

75,175

35,324

6,7

P6=62,812

Q6=38,435

10,695

7,04

7,15

P7=12,621

Q7=9,078

1,926

2,038

6,15

P15=7,419

Q15=4,101

9,345

6,139

19,20

0,246

0,199

0,243

0,197

17,18

0,93

0,736

0,901

0,734

18,19

0,577

0,471

0,57

0,462

10,12

2,664

2,173

2,618

2,109

11,13

2,664

2,173

2,618

2,109

Таблица №9 Таблица потоков мощности в линиях при максимальной нагрузке

Узлы

Начало линии

Конец линии

Активная мощность

Реактивная мощность

Активная мощность

Реактивная мощность

1,2

238,019

136,649

234,006

134,452

2,3

153,511

91,964

151,201

100,105

6,7

P6=126,681

Q6=85,129

21,62

16,921

7,15

P7=25,462

Q7=21,479

3,842

4,559

6,15

P5=14,962

Q5=10,457

18,804

15,016

19,20

0,501

0,407

0,489

0,401

17,18

1,95

1,642

1,828

1,504

18,19

1,178

0,974

1,151

0,936

10,12

5,424

4,571

5,237

4,313

11,13

5,424

4,571

5,237

4,313

Таблица №10 Таблица потерь мощности в линиях при максимальной и минимальной нагрузках

Узлы

Минимальная нагрузка, МВА

Максимальная нагрузка, МВА

1,2

0,79+j4,991

4,013+j25,359

2,3

0,485+j1,846

2,31+j8,8

6,7

0,169+j0,275

0,779+j1,263

7,15

0,015+j0,015

0,068+j0,068

6,15

0,103+j0,168

0,479+j0,776

19,20

0,003+j0,0015

0,012+j0,006

17,18

0,029+j0,0027

0,122+j0,139

18,19

0,0067+j0,0093

0,028+j0,038

10,12

0,046+j0,063

0,186+j0,258

11,13

0,046+j0,063

0,186+j0,258

5. Расчет напряжений в узлах электрической сети

5.1 Приведение параметров схемы замещения к напряжению U=110 кВ

; ;, при Uном<110 кВ

; , при Uном>110 кВ

Таблица №11 Приведение параметров схем замещения линий

Узлы

Uном В

r, Ом

rП, Ом

x, Ом

xП, Ом

1,2

330,000

6

0,67

37,92

4,21

2,3

330,000

7,65

0,85

29,14

3,24

6,7

110,000

12,5

12,5

20,28

20,28

7,15

110,000

23,1

23,1

23,27

23,27

6,15

110,000

10

10

16,22

16,22

19,20

35,000

3,08

372,68

1,54

186,49

17,18

35,000

2,17

262,57

2,48

299,63

18,19

35,000

1,25

151,25

1,73

209,42

10,12

10,000

4,96

48,99

6,86

67,8

11,13

10,000

4,96

48,99

6,86

67,8

Таблица №12 Приведение параметров схем замещения трансформаторов

№

Обозначение тр-ра

Uном кВ

r, Ом

rп, Ом

x, Ом

xп, Ом

АТ

АТДЦТН-200000/330

330

0,38

0,04

41,45

4,61

0,38

0,04

-12,87

-1,43

0,34

0,04

117,34

13,04

Т 1

ТРДЦН-125000/330

330

1,46

0,16

47,92

5,32

Т 10

ТМ-630/10

10

1,99

240,84

8,73

1060

Т 9

ТМ-1000/10

10

1,22

147,62

5,5

665,5

Т 8

ТМ-1000/10

10

1,22

147,62

5,5

665,5

Т 6

ТДНС-10000/35

35

0,68

6,75

9,11

90,01

Т 5

ТДНС-10000/35

35

0,68

6,75

9,11

90,01

ТТ 3

ТДТН-16000/110

110

2,48

2,48

-1,89

-1,89

2,48

2,48

81,3

81,3

0,83

0,83

47,27

47,27

ТТ 4

ТДТН-16000/110

110

2,48

2,48

-1,89

-1,89

2,48

2,48

81,3

81,3

0,83

0,83

47,27

47,27

ТТ 7

ТДТН-25000/110

110

1,02

1,02

52,03

52,03

1,02

1,02

-1,21

-1,21

0,34

0,34

30,25

30,25

5.2 Расчет напряжений в узлах цепи при максимальной и минимальной нагрузках

По указанным выше формулам найдем приведенные напряжения во всех узлах цепи, а затем, используя коэффициент приведения, найдем их фактические значения

Напряжения выше 110 кВ умножаются на коэффициент приведения, а ниже 110 кВ делятся на него

Таблица №13

Узлы

Максимальная нагрузка

Минимальная нагрузка

Приведенные

Фактические

Приведенные

Фактические

1

121

363

121

363

2

114,722

344,17

119,246

357,74

3

110,668

332

117,642

352,92

4

113,227

10,29

118,495

10,77

5

104,501

9,5

115,114

10,46

6

107,675

107,67

116,654

116,65

7

102,119

102,12

114,147

114,15

8

99,69

9,06

112,906

10,26

9

99,69

9,06

112,906

10,26

10

98,595

31,37

112,433

35,77

11

98,595

31,37

112,433

35,77

12

93,613

26,79

109,969

34,99

13

93,613

26,79

109,969

34,99

14

89,964

7,91

106,534

9,68

15

103,76

103,76

114,902

114,9

16

98,902

31,47

112,937

35,93

17

100,654

9,15

112,284

10,21

18

92,205

8,38

108,137

9,83

19

88,771

8,07

106,457

9,68

20

86,438

7,86

105,298

9,57

21

88,501

0,32

106,268

0,39

22

85,921

0,31

104,588

0,38

23

82,019

0,3

103,062

0,37

24

106,604

116,176

25

98,922

112,947

26

102,018

114,083

27

94,341

110,744

6. Расчет режима максимальной нагрузки с компенсирующими устройствами

6.1 Расчет компенсируемой мощности

Воспользуемся формулой:

Таблица №14 Параметры , для различных напряжений сети

U, kB

cosц

cosцk

ц

цk

tgц

tgцk

0.4

0.8

0.98

0.644

0.2

0.75

0.203

10, 35

0.8

0.97

0.644

0.246

0.75

0.251

?110

0.85

0.96

0.555

0.284

0.62

0.292

Таблица №15 Расчет компенсируемой мощности и выбор компенсирующих устройств

Узлы

, МВАР

Тип компенс. уст-ва

Кол-во

, МВАР

4

19,975

УКП(П)-57- 10.5-1800

11

19,8

5

11,985

УКП(П)-57- 10.5-900

13

11,7

6

27,887

-

27,887

8

3,596

УКП(П)-57- 10.5-450

8

3,6

9

3,596

УКП(П)-57- 10.5-450

8

3,6

14

5,194

УКП(П)-57- 10.5-450

11

4,95

16

4,245

-

4,245

17

2,197

УКП(П)-57- 10.5-450

5

2,25

21

0,35

УКM - 6(10) - 400 У 1

1

0,402

22

0,35

УКЛ - 6(10) - 900 У 3

1

0,3

23

0,263

УКM - 6(10) - 400 У 1

1

0,268

6.2 Расчет нагрузок с учетом компенсации

Таблица №16

Реактивная нагрузка, МВАР

Активная нагрузка, МВт

Найдем модули нагрузок в узлах

,

где - модуль нагрузки i-го узла

6.3 Предварительный расчет потоков мощности с учетом компенсации

Sк 11,13 Sк 14/2=5,392 МВ.А;

Sк 10,12 Sк 11,13 =5,392 МВ.А;

Sк 7э(Sк 9+Sк 8+Sк 10,12 +Sк 11,13)•1,03=26,395 МВ.А;

Sк 19,20Sк 23 =0,489 МВ.А;

Sк 18,19 Sк 22+Sк 23=1,154 МВ.А;

Sк 17,18Sк 22+Sк 23 +Sк 21 =1,798 МВ.А;

Sк 15э(Sк 17+Sк 17,18+Sк 16)•1,03=15,33 МВ.А;

, ;

, .

Sк 7,15Sк 6,15-Sк 15э =4,873 МВ.А;

Sк 6эSк 6+Sк 6,7 +Sк 6,15=130,267 МВ.А;

Sк 2,3 Sк 6э+Sк 5=155,08 МВ.А;

Sк 1,2(2 Sк 4+Sк 2,3)•1,03=244,769 МВ.А;

6.4 Расчет потерь в трансформаторах с учетом компенсации нагрузки

Таблица №17

№

Тип трансформатора

Компенсированная нагрузка(МВА)

АТ

АТДЦТН-200000/330

0,465+j10,608

Т 1

ТРДЦН-125000/330

0,452+j4,249

Т 10

ТМ-630/10

0,0063+j0,03

Т 9

ТМ-1000/10

0,0075+j0,038

Т 8

ТМ-1000/10

0,0072+j0,037

Т 6

ТДНС-10000/35

0,029+j0,308

Т 5

ТДНС-10000/35

0,029+j0,308

ТТ 3

ТДТН-16000/110

0,082+j0,758

ТТ 4

ТДТН-16000/110

0,107+j2,247

ТТ 7

ТДТН-25000/110

0,106+j1,354

6.5 Расчет потоков линиях при компенсированной максимальной нагрузке

Таблица №18

Узлы

Начало линии

Конец линии

Активная мощность

Реактивная мощность

Активная мощность

Реактивная мощность

1,2

253,621

22,534

232,601

26,612

2,3

152,149

25,125

150,47

35,666

6,7

Pк 6=126,004

Qк 6=35,968

21,285

6,128

7,15

Pк 7=25,293

Qк 7=8,67

4,008

2,542

6,15

Pк 5=14,88

Qк 5=2,428

18,897

4,97

19,20

0,494

0,126

0,486

0,122

17,18

1,882

0,571

1,806

0,484

18,19

1,159

0,369

1,142

0,344

10,12

5,352

1,903

5,229

1,733

11,13

5,352

1,903

5,229

1,733

6.6 Потери мощности в линиях при компенсированной максимальной нагрузке

Таблица №19

Узлы

Компенсированная нагрузка, МВА

1,2

3,02+j19,084

2,3

1,68+j6,4

6,7

0,507+j0,822

7,15

0,043+j0,043

6,15

0,316+j0,512

19,20

0,0077+j0,0039

17,18

0,076+j0,087

18,19

0,018+j0,025

10,12

0,123+j0,17

11,13

0,123+j0,17

6.7 Расчет напряжений в узлах цепи в режиме с компенсацией

Узлы

Компенсированная нагрузка

Приведенные

Фактические

1

121

363

2

118,893

356,68

3

116,755

350,26

4

118,356

10,76

5

114,655

10,42

6

115,802

115,8

7

112,3

112,3

8

111,095

10,1

9

111,095

10,1

10

110,422

35,13

11

110,422

35,13

12

107,053

34,06

13

107,053

34,06

14

104,416

9,49

15

113,375

113,38

16

112,242

35,71

17

111,857

10,17

18

105,877

9,63

19

103,594

9,42

20

101,74

9,25

21

104,614

0,38

22

101,711

0,37

23

99,903

0,36

24

115,375

25

112,309

26

111,88

27

106,933

7. Аварийный режим

Расчет потокомощностей

S11,13S14=13 МВ.А;

S7Э(S9+S8+ S11,13)1,03=31,93 МВ.А;

S19,20S23=0,6 МВ.А;

S18,19S22+S23=1,4 МВ.А;

S17,18S23+S22+S21=2,2 МВ.А;

S15Э(S17+S17,18+ S16)1,03=18,231 МВ.А;

, ;

, .

S7,15S6,15-S15Э =5,981 МВ.А;

S2,3S6Э+S5=180,161 МВ.А;

S1,2 (S4+S4+ S2,3)1,03=288,566 МВ.А;

7.1 Обрыв одной из параллельных линий

Обрыв линии 10-12

Результаты расчета потоков мощности и потерь в линиях при обрыве линии 10-12 сведены в таблицу 21

Таблица 21 Потоки и потери мощности в линиях при обрыве линии 10-12

№ линии

Потери мощности в линиях

Потоки мощности в линиях при обрыве линии 10-12

, МВА

, МВА

1 2

3,025+j19,117

232,837+j26,354

235,862+j22,309

2 3

1,683+j6,413

150,702+j35,394

152,385+j24,867

6 7

0,511+j0,829

21,431+j5,928

126,236+j35,426

7 15

0,043+j0,044

4,089+j2,46

25,52+j8,389

6 15

0,317+j0,515

18,977+j4,888

14,888+j2,428

11 13

0,472+j0,059

10,459+j3,465

10,391+j3,524

19 20

0,0077+j0,0039

0,486+j0,122

0,494+j0,126

17 18

0,076+j0,087

1,806+j0,484

1,882+j0,571

18 19

0.089+j0.056

1,142+j0,344

1,159+j0,369

Рис. 2 Схема электрической сети после аварии

7.2 Расчет напряжений в узлах

Расчет напряжений в узлах электрической сети в послеаварийном режиме В производится аналогично расчету напряжений в режиме наибольшей нагрузки.

Пример расчета:

U1пр=121 кВ

кВ

Результаты расчета напряжений приведены в таблице 22

Напряжения в узлах при обрыве линии 10-12

Таблица 22

№ узла

Ui пр, кВ

Ui факт, кВ

1

121

363

2

118,903

356,71

3

116,77

350,31

4

118,365

10,76

5

114,682

10,43

6

115,826

115,83

7

112,345

112,35

8

111,131

10,1

9

111,131

10,1

10

107,115

34,08

11

107,115

34,08

12

100,441

31,96

13

100,441

31,96

14

97,827

8,89

15

113,404

113,4

16

112,271

35,72

17

111,886

10,17

18

105,906

9,63

19

103,623

9,42

20

101,769

9,25

21

104,643

0,38

22

101,74

0,37

23

99,932

0,36

24

115,402

25

112,338

26

111,916

27

107,208

7.3 Обрыв одной из параллельных линий

Обрыв линии 6-7

Результаты расчета потоков мощности и потерь в линиях при обрыве линии 6-8 сведены в таблицу 23

Таблица 23 Потоки и потери мощности в линиях при обрыве линии 6-8

№ линии

Потери мощности в линиях

Потоки мощности в линиях при обрыве линии 6-8

, МВА

, МВА

1 2

3,092+j19,537

234,818+j31,195

237,909+j27,57

2 3

1,749+j6,661

152,617+j39,988

154,366+j29,709

7 15

1,394+j1,404

25,293+j9,518

26,688+j10,922

6 15

1,576+j2,557

41,576+j13,349

43,152+j15,906

11 13

0,123+j0,17

5,229+j1,733

5,352+j1,903

10 12

0,123+j0,17

5,229+j1,733

5,352+j1,903

19 20

0,0077+j0,0039

0,486+j0,122

0,494+j0,126

17 18

0,076+j0,087

1,806+j0,484

1,882+j0,571

18 19

0,018+j0,025

1,142+j0,344

1,159+j0,369

Рис. 3 Схема электрической сети после аварии

7.4 Расчет напряжений в узлах

Расчет напряжений в узлах электрической сети в послеаварийном режиме производится аналогично расчету напряжений в режиме наибольшей нагрузки.

Пример расчета:

U1пр=121 кВ

кВ

Результаты расчета напряжений приведены в таблице 24

Таблица 24 Напряжения в узлах при обрыве линии 6-8

№ узла

Ui пр, кВ

Ui факт, кВ

1

121

363

2

118,709

356,13

3

116,428

349,28

4

118,172

10,74

5

114,152

10,38

6

115,355

115,35

7

106,052

106,05

8

104,865

9,53

9

104,865

9,53

10

100,079

31,84

11

100,079

31,84

12

95,739

30,46

13

95,739

30,46

14

93,143

8,47

15

109,716

109,72

16

108,59

34,55

17

108,206

9,84

18

102,228

9,29

19

99,946

9,09

20

98,092

8,92

21

100,968

0,37

22

98,066

0,36

23

96,259

0,35

24

114,872

25

108,658

26

105,647

27

100,167

8. Выбор средств регулирования напряжения

Результаты расчета регулирования напряжения приведены в таблицах 25,26,27,28,29.

Таблица 25. Регулирование напряжения в узлах в режиме наибольшей нагрузки

№ узла

Uном, кВ

Ступени напряжения

Примечания

0

1

2

3

1

330

363

1ступень: в узле 6: +62 % в линии СН;

2ступень: в узле 7: +82% в линии ВН,

3 ступень: в узлах 13,14: +42,5% на стороне ВН

2

330

344,17

3

330

332

4

10

10,29

5

10

9,5

6

110

107,67

120,5904

7

110

102,12

114,3744

132,6743

8

10

9,06

10,1472

11,77075

9

10

9,06

10,1472

11,77075

10

35

31,37

35,1344

40,7559

11

35

31,37

35,1344

40,7559

12

35

26,79

30,0048

34,80557

13

35

26,79

30,0048

34,80557

14

10

7,91

8,8592

10,27667

15

110

103,76

116,2112

134,805

16

35

31,47

35,2464

40,88582

17

10

9,15

10,248

11,88768

18

10

8,38

9,3856

10,8873

19

10

8,07

9,0384

10,48454

20

10

7,86

8,8032

10,21171

21

0,4

0,32

0,3584

0,415744

22

0,4

0,31

0,3472

0,402752

23

0,4

0,3

0,336

0,38976

Таблица 26. Регулирование напряжения в узлах в режиме наименьшей нагрузки

№ узла

Uном, кВ

Ступени напряжения

Примечания

0

1

2

3

1

330

363

1ступень: в узлах 6: +62% в нейтрали CН,

2

330

357,74

3

330

352,92

4

10

10,77

5

10

10,46

11,7152

6

110

116,65

7

110

114,15

127,848

8

10

10,26

11,4912

9

10

10,26

11,4912

10

35

35,77

40,0624

11

35

35,77

40,0624

12

35

34,99

39,1888

13

35

34,99

39,1888

14

10

9,68

10,8416

15

110

114,9

128,688

16

35

35,93

40,2416

17

10

10,21

11,4352

18

10

9,83

11,0096

19

10

9,68

10,8416

20

10

9,57

10,7184

21

0,4

0,39

0,4368

22

0,4

0,38

0,4256

23

0,4

0,37

0,4144

Таблица 27. Регулирование напряжения в узлах в режиме наибольшей нагрузки с учетом компенсации

№ узла

Uном, кВ

Ступени напряжения

Примечания

0

1

2

3

1

330

363

1 ступень: в узле 6: +62% в обмотки CН

2

330

356,68

3

330

350,26

4

10

10,76

5

10

10,42

11,6704

6

110

115,8

129,696

7

110

112,3

125,776

8

10

10,1

11,312

9

10

10,1

11,312

10

35

35,13

39,3456

11

35

35,13

39,3456

12

35

34,06

38,1472

13

35

34,06

38,1472

14

10

9,49

10,6288

15

110

113,38

126,9856

16

35

35,71

39,9952

17

10

10,17

11,3904

18

10

9,63

10,7856

19

10

9,42

10,5504

20

10

9,25

10,36

21

0,4

0,38

0,4256

22

0,4

0,37

0,4144

23

0,4

0,36

0,4032

Таблица 28. Регулирование напряжения в узлах в послеаварийном режиме при обрыве линии 10-12

№ узла

Uном, кВ

Ступени напряжения

Примечания

0

1

2

3

1

330

363

1 ступень: в узле 6: +62% в обмотки CН

2

330

356,71

3

330

350,31

4

10

10,76

5

10

10,43

11,6816

6

110

115,83

129,7296

7

110

112,35

125,832

8

10

10,1

11,312

9

10

10,1

11,312

10

35

34,08

38,1696

11

35

34,08

38,1696

12

35

31,96

35,7952

13

35

31,96

35,7952

14

10

8,89

9,9568

15

110

113,4

127,008

16

35

35,72

40,0064

17

10

10,17

11,3904

18

10

9,63

10,7856

19

10

9,42

10,5504

20

10

9,25

10,36

21

0,4

0,38

0,4256

22

0,4

0,37

0,4144

23

0,4

0,36

0,4032

Таблица 29. Регулирование напряжения в узлах в послеаварийном режиме при обрыве линии 6-8

№ узла

Uном, кВ

Ступени напряжения

Примечания

0

1

2

3

1

330

363

1 ступень: в узле 6: +62% в обмотки CН

2

330

356,12

3

330

349,28

4

10

10,74

5

10

10,38

11,6256

6

110

115,35

129,192

7

110

106,05

118,776

8

10

9,53

10,6736

9

10

9,53

10,6736

10

35

31,84

35,6608

11

35

31,84

35,6608

12

35

30,46

34,1152

13

35

30,46

34,1152

14

10

8,47

9,4864

15

110

109,72

122,8864

16

35

34,55

38,696

17

10

9,84

11,0208

18

10

9,29

10,4048

19

10

9,09

10,1808

20

10

8,92

9,9904

21

0,4

0,37

0,4144

22

0,4

0,36

0,4032

23

0,4

0,35

0,392

9. Технико-экономическое обоснование проводов ВЛ, трансформаторов, компенсирующих устройств

9.1 Технико-экономическое обоснование сечений ВЛ

, (9.1)

где -капитальные затраты;

-норма дисконта; ;

-ежегодные издержки.

, (9.2)

где - капитальные затраты по справочным данным 1985 года на сооружение одного км ЛЭП;

=50-величина дисконта;

, (9.3)

где - стоимость потерь электроэнергии.

, (9.4)

где - потери мощности в линии;

- время потерь;

=1,2 руб. за кВт - удельная стоимость потерь электроэнергии.

, (9.5)

где - число часов максимума нагрузок.

Линия 1-2, 330 кВ, 2хАС -300

Выбираем железобетонные одноцепные опоры

тыс. руб./ км

км

тыс. руб.

часов

часов

тыс. руб.

Возьмем провод 2*АС-400

Ом/км

кВт

тыс. руб./ км

тыс. руб.

тыс. руб.

Экономически более выгодно использовать провод 2*АС-300

Таблица 30

линия

марка провода

тыс. руб

тыс. руб

тыс. руб.

примечание

1,2

2*АС-300

36,8

220800

45273,637

Выгодней 2*АС-300

2*АС-400

39,6

237600

48714,746

2,3

2*АС-185

32,8

147600

30263,361

Выгодней 2*АС-185

2*АС-240

34,8

156600

32107,415

6,7

АС-120

11,4

28500

5843,902

Выгодней АС-120

АС-150

11,7

29250

5997,147

7,15

АС-70

12,0

33000

6765,119

Выгодней АС-70

АС-95

12,2

33550

6877,838

6,15

АС-120

11,4

22800

4674,873

Выгодней АС-120

АС-150

11,7

23400

4797,698

17,18

АС-95

5,3

1855

380,427

Выгодней АС-95

АС-120

5,5

1925

394,748

18,19

АС-70

4,5

1125

230,661

Выгодней АС-70

АС-95

5,3

1325

271,654

19,20

АС-35

3,3

660

135,316

Выгодней АС-35

АС-50

3,5

700

143,503

10,12

АС-95

10,6

8480

1738,691

Выгодней АС-95

АС-120

10,8

8640

1771,435

11,13

АС-95

10,6

8480

1738,691

Выгодней АС-95

АС-120

10,8

8640

1771,435

9.2 Технико-экономическое обоснование трансформаторов

, (9.6)

где - капитальные затраты;

-норма дисконта; ;

-ежегодные издержки.

, (9.7)

где - стоимость трансформатора по справочным данным 1985 года;

=50-величина дисконта;

(9.8)

, (9.9)

где - потери мощности в трансформаторе годовые;

=1,2 руб. за кВт - стоимость потерь электроэнергии.

, (9.10)

где - число часов в году;

- потери холостого хода трансформатора;

- потери короткого замыкания;

- мощность трансформатора;

- номинальная мощность трансформатора.

Пример расчета автотрансформатора АТДЦТН - 200000/330/110

млн.руб.

часов

млн.руб.

Для технико-экономического сравнения возьмём автотрансформатор АТДЦТН - 240000/330/110.

млн.руб.

млн.руб.

Из расчётов видно, что экономически выгоднее использовать автотрансформатор АТДЦТН - 200000/330/110.

Пример расчета трансформатора ТДТН - 16000/110

млн.руб.

ч.

млн.руб.

Для технико-экономического сравнения возьмём трансформатор ТДТН-25000/110

млн.руб.

млн.руб.

Из расчётов видно, что годовые затраты на эксплуатацию трансформатора ТДТН - 16000/110 незначительно ниже.

9.3 Технико-экономическое обоснование КУ

Узел 4

УКЛ(п)-57-10,5-1800 У 3

тыс. руб.

тыс. руб.

тыс.руб

Узел 9

УКЛ(п)-57-10,5-450 У 3

тыс. руб.

тыс. руб.

тыс.руб

Узел 5

УКЛ(п)-57-10,5-900 У 3

тыс. руб.

тыс. руб.

тыс.руб

10. Механический расчет проводов воздушной линии 110 кВ

Линию с номинальным напряжением 110 кВ предполагается построить в первом районе по гололеду и четвертом по ветру. Высшая температура в этом районе +400С, низшая температура -400С, среднегодовая +50С. Линия будет проложена на одноцепных железобетонных опорах проводом марки АС-120. Длина пролета по [3], принята равной 320 м.

Определим наибольшую стрелу провеса провода.

Сначала по [1] определяем для нормального исполнения провода сечение алюминиевой части Fal=156,8 мм2, стальной части Fст=24.6 мм2, удельная масса провода G0=471 КГ/КМ. Теперь по [3] при соотношении Fal/Fст = 7,8 для провода из проволоки АС определяем:

модуль упругости Е = 82.5·103 Н/м 2;

температурный коэффициент линейного удлинения a= 19,2 10-6 1/град;

предел прочности при растяжении провода и троса в целом

sПР = 290 106 Н/м 2;

диаметр провода dпр=15.2 мм;

допускаемое напряжение:

при наибольшей нагрузке:

Н/м 2;

при низшей температуре воздуха:

Н/м 2

при среднеэксплуатационных условиях:

Н/м 2

В качестве расчетных величин для 4 района по ветру принимаем нормативную скорость ветра V=32 м/с, для 1 района по гололеду по принимаем нормативную толщину стенки гололеда bг=5 мм.

Определяем удельные нагрузки:

1) от собственной массы провода

(10.1)

Н/м·мм 2

2) от массы гололеда

(10.2)

Н/м·мм 2

3) суммарная нагрузка от массы гололеда и собственной массы

(10.3)

Н/м·мм 2

4) от давления ветра на провод без гололеда

(10.4)

Н/м·мм 2

от давления ветра на провод, покрытый гололедом

(10.5)

Н/м·мм 2

от собственной массы и давления ветра на провод без гололеда

(10.6)

Н/м·мм 2

суммарная нагрузка от собственной массы провода и давления ветра на провод, покрытый гололедом

(10.7)

Н/м·мм 2

Определяем величину первого критического пролета при следующих исходных данных:

Определяем величину первого критического пролета при следующих исходных данных:

удельная нагрузка Н/м·мм 2

низшая расчетная температура

допускаемое напряжение при низшей температуре Н/мм 2

среднегодовая расчетная температура

допускаемое напряжение при среднеэксплуатационных условиях Н/мм 2

При этом:

(10.8)

Для определения второго критического пролета принимаем:

удельная нагрузка Н/м·мм 2

низшая расчетная температура

допускаемое напряжение при низшей температуре Н/мм 2

удельная нагрузка Н/м·мм 2

расчетная температура при наибольшей нагрузке

допускаемое напряжение при наибольшей нагрузке Н/мм 2

Третий критический пролет определяем при следующих условиях:

удельная нагрузка Н/м·мм 2

расчетная температура в среднеэксплуатационных условиях

допускаемое напряжение в среднеэксплуатационных условиях Н/мм 2

удельная нагрузка Н/м·мм 2

расчетная температура при наибольшей нагрузке

допускаемое напряжение при наибольшей нагрузке Н/мм 2

При этом условии по [3] выясняем, что в дальнейших расчетах в качестве исходных данных принимаем:

; Н/м·мм 2; Н/мм 2

Вычисляем критическую температуру:

(10.9)

(10.10)

Н/м·мм 2

Критическая температура

Поэтому наибольшая стрела провеса будет при температуре +40°С

Расчет монтажной таблицы:

;

Таблица №31 Монтажная таблица

Q,0С

sМ, Н/мм 2

Т, Н

f, м

-40

127,068

23050,135

2,565

-30

114,501

20770,481

2,846

-20

102,835

18654,269

3,169

-10

92,238

16731,973

3,533

0

82,834

15026,088

3,935

10

74,668

13544,775

4,365

20

67,695

12279,873

4,815

30

61,803

11211,064

5,274

40

56,844

10311,502

5,734

Список использованных источников

1. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Уч. пособие для вузов -М.: Энергоатомиздат, 1989г.

2. Блок В.М. Электрические сети и системы: Уч. пособие для электроэнергетических специальностей вузов. -М.: Высшая школа, 1986г.

3. Справочник по электроснабжению промышленных предприятий. -М.: Энергия, 1973г.

4. Правила устройства электроустановок. -М.: Энергия, 1998г.

5. Электротехнический справочник: В 3т. Т.3 В 2 кн. Кн.1 Производство и распределение электрической энергии (Под общ. ред. профессоров МЭИ: И.Н. Орлова (гл. ред.) и др.)7-е изд. испр. и доп. -М.: Энергоатомиздат, 1988. -880 с.: ил.

Размещено на Allbest.ru


Подобные документы

  • Расчет электроснабжения ООО "Шахта Коксовая"

    Выбор схемы внешнего электроснабжения, величины напряжения, силовых трансформаторов. Расчет электрических нагрузок, воздушных и кабельных линий, токов короткого замыкания. Проверка кабельных линий по потерям напряжения. Компенсация реактивной мощности.

    дипломная работа [387,4 K], добавлен 28.09.2009

  • Передача и распределение электроэнергии

    Выбор сечения проводов воздушных линий. Выбор типа и мощности трансформаторов. Расчет потерь мощности в элементах сети и в трансформаторах при отключении линии. Расчет режимов проектируемой сети с КУ. Технико-экономическое обоснование сечений ВЛ.

    курсовая работа [400,3 K], добавлен 19.07.2011

  • Проектирование единой электроэнергетической системы

    Элементы электроэнергетической системы, классификация ее режимов. Регулирование напряжения и частоты в энергосистемах, баланс реактивной мощности и его связь с напряжением. Расчет мощности электроприемников и напряжения линий, выбор трансформаторов.

    курсовая работа [319,5 K], добавлен 14.04.2014

  • Расчет воздушных линий ВЛ-10 кВ

    Классификация воздушных линий: по класу напряжения, конструктивному исполнению, назначению и условиям защиты. Расчет электрических нагрузок и суммарной максимальной дневной и вечерней мощностей. Выбор мощности силового трансформатора ТП-10/0,4 кВ.

    курсовая работа [267,0 K], добавлен 06.04.2014

  • Механическая часть воздушных линий электропередач

    Элементы воздушных линий электропередач, их расчет на механическую прочность. Физико-механические характеристики провода и троса. Расчет удельных нагрузок и аварийного режима. Выбор изоляторов и линейной арматуры. Расстановка опор по профилю трассы.

    курсовая работа [1,8 M], добавлен 11.01.2013

  • Разработка эскизного проекта электроснабжения горного предприятия

    Определение расчетной нагрузки сети, величины напряжения внешнего электроснабжения. Выбор силовых трансформаторов. Расчет воздушных и кабельных линий электропередач. Расчет токов короткого замыкания. Выбор электрических аппаратов, изоляторов и шин.

    курсовая работа [2,1 M], добавлен 25.03.2013

  • Электроснабжение цементно-шиферного завода

    Краткая характеристика потребителей электроэнергии. Расчет электрической нагрузки завода и механического цеха. Выбор количества и мощности цеховых трансформаторов. Компенсация реактивной мощности. Выбор внешнего напряжения и расчет питающих линий.

    дипломная работа [3,6 M], добавлен 15.06.2013

  • Электрооборудование станций и подстанций

    Расчет длины воздушных линий электропередачи по известным координатам узлов нагрузки. Оценка потокораспределения активной и реактивной мощности. Оптимальное напряжение передачи по эмпирическим выражениям. Выбор силовых трансформаторов и расчет потерь.

    курсовая работа [326,0 K], добавлен 22.05.2017

  • Расчет режимов работы электрических сетей

    Расчет трансформаторных подстанций, воздушных линий электропередач и кольцевой схемы. Определение потерь напряжений на участках линий, КПД электрической сети для режима наибольших нагрузок. Выбор положения регулировочных ответвлений трансформаторов.

    курсовая работа [1,1 M], добавлен 17.05.2015

  • Электрическая сеть промышленного района

    Разработка конфигурации электрической сети. Выбор номинального напряжения сети и параметров цепей линий, числа и мощности трансформаторов подстанций. Расчет нормальных режимов наибольших и наименьших нагрузок, наиболее тяжелых послеаварийных режимов.

    курсовая работа [6,1 M], добавлен 06.02.2014

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.

© 2000 — 2025, ООО «Олбест» Все наилучшее для вас