Расчет электрической подстанции

Тип работы:
Дипломная
Предмет:
Физика


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

Введение

В настоящее время электрическая энергия является наиболее широко используемой формой энергии. Это обусловлено относительной легкостью ее получения, преобразования, передачи на большое расстояние и распределения между приемниками. Огромную роль в системах электроснабжения играют электрические подстанции -- электроустановки, предназначенные для преобразования и распределения электрической энергии.

Развитие сельскохозяйственного производства, создание аграрнопро-мышленных комплексов приводит к необходимости реконструкции и строи-тельству новых электрических сетей в сельской местности, к постоянному повышению их пропускной способности и более высоких требований к на-дeжности электроснабжения. В существующем электроснабжении сельского хозяйства имеются недостатки. Даже животноводческие комплексы, являющиеся потребителями первой категории по надёжности электроснабжения, не все обеспечены резервированием электроснабжения. Одна из причин имеющихся недостатков существующего электроснабжения сельских потребителей — недостаточное оснащение действующих электрических сетей современным оборудованием. Часть действующих сетей имеет недостаточную пропускную способность, поскольку расчётные нагрузки при их проектировании принимались на перспективу 5−10 лет, а находятся они в эксплуатации гораздо большее количество лет.

Тупиковая ПС — это ПС, получающая электроэнергию от одной электроустановки высшего напряжения к ЭУ потребителей с минимальным количеством ступеней промежуточной трансформации и аппаратов.

Подстанции (ПС) предназначены для приёма, преобразования и распределения электроэнергии.

Схема подстанции тесно увязывается с назначением и способом присоединения подстанции к питающей сети и должна:

-обеспечивать надёжность электроснабжения потребителей подстанции и перетоков мощности по межсистемным или магистральным связям в нормальном и в послеаварийном режимах;

-учитывать перспективу развития;

-допускать возможность постепенного расширения РУ всех напряжений;

-учитывать требования противоаварийной автоматики;

Главная схема электрических соединений подстанции является тем основным элементом, который определяет все свойства, особенности и техническую характеристику подстанции в целом. При выборе главной схемы неотъемлемой частью ее построения являются обоснование и выбор параметров оборудования и аппаратуры и рациональная их расстановка в схеме, а также принципиальное решение вопросов защиты, степени автоматизации и эксплуатационного обслуживания подстанции.

1. Электротехническая часть

1.1 Электрический расчет потребителей

Нагрузка подстанции определяется мощностью потребляемой всеми присоединенными к ее сети электроприемниками и теряемой в электросети. Режим работы электроприемников, зависящий от их назначения и использования, не остается постоянным и изменяется в различные часы суток и месяцы года. Изменяется и потребляемая ими электрическая мощность.

Электрические нагрузки определяют для выбора и проверки токоведущих элементов (шин, кабелей, проводов) силовых трансформаторов и преобразователей пропускной способности (нагреву), а также для расчета потерь, отклонений и колебаний напряжения, выбора защиты и компенсирующих устройств.

Режим работы электроприемников, зависящий от их назначения и использования, не остается постоянным и изменяется в различные часы суток и месяцы года. Изменяется и потребляемая ими электрическая мощность.

1.1.1 Расчёт нагрузки жилых домов

Все потребители электроэнергии города делятся на следующие группы: потребители селитебных зон города, промышленные потребители, коммунальные потребители общегородского значения (водопровод, канализация и т. д.), потребители районов, прилегающих к городу.

Наибольшее относительное потребление реактивной мощности в коммунально-бытовом секторе наблюдается в ночное время, когда работают газоразрядные лампы наружного освещения и дежурного освещения общественных зданий. Потребление электрической энергии во времени отражается суточными, сезонными и годовыми графиками нагрузки.

Расчётную активную нагрузку квартир, приведённую к вводу жилого дома, линии или к шинам напряжением 0,38 кВ трансформаторной подстанции, следует определять по формуле:

Pкв = pкв. удn (1. 1)

где pкв. уд — удельная расчётная нагрузка электроприёмников квартир

(домов), присоединённых к вводу жилого дома, линии, трансформаторной подстанции кВт / квартиру;

n — число квартир, присоединенных к элементу сети.

Для любого климатического района pкв. уд определяется по данным таблицы 2−7 [2,с34], для числа квартир, не указанного в таблице, — путём интерпретации. Расчётную активную нагрузку силовых электроприёмников, приведённую к вводу жилого дома, линии или к шинам напряжением 0,38кВ трансформаторной подстанции, следует определять с учётом коэффициентов спроса, т. е. отношения расчётной активной нагрузки Рмакс к номинальной мощности электроприёмника Р н по формуле:

К с = Р макс / Р н (1. 2)

Расчётная нагрузка лифтовых установок жилого дома определяется по формуле:

Р л = К с? Рл i (1. 3)

где Кс — коэффициент спроса, определяемый по таблице 2−8 N л-число лифтовых установок, питаемых на линии; Рл I — установленная мощность электродвигателей I -го лифта, кВт.

Нагрузка электродвигателей насосов водоснабжения, вентиляторов и других санитарно-технических устройств Рдв определяется по их установленной мощности с учётом коэффициента спроса Кс =0,7. Мощность резервных электродвигателей, а также электроприёмников противопожарных устройств при расчёте электрических нагрузок не учитывается.

В целом расчётная нагрузка жилого дома равна:

Р ж д = Р кв + 0,9 Р с (1. 4)

При определение полных нагрузок квартир и силовых электро приёмников следует пользоваться расчётными коэффициентами мощности. Так, полная расчётная мощность жилого дома составит:

S ж д = (Pкв / cosцкв) + 0,9 ((Рл / cosцл) + (Рдв/ cosцдв)) (1. 5)

При этом коэффициент мощности для квартир с электроплитами cos ц= 0,98, для квартир с плитами на газе или твёрдом топливе cos ц= 0,96, хозяйственных насосов, вентиляторов и санитарно-технических устройств cos ц= 0,85, лифтов cos ц= 0,6.

При ориентировочных расчётах расчётную активную нагрузку жилых домов микрорайона или квартала можно определять по удельным расчётным нагрузкам жилых домов Руд.ж. д, приведённых к шинам 0,38кВ трансформаторных пунктов, в частности по формуле:

Рж. д=10-3 Р уд.ж. дF (1. 6)

где F-полезная площадь жилых домов, подключённых к шинам напряжением 0,38кВ трансформаторного пункта, м2.

Значения удельных нагрузок жилых домов приведены в таблице 2−9 [2, c 36]. Они включают в себя нагрузки систем отопления, горячего водоснабжения и подкачки водопровода, установленных в центральных тепловых пунктах или индивидуального в каждом доме, а также нагрузки лифтов и наружного освещения территории микрорайонов и не учитывают нагрузки электроотопления, электронагрева и бытовых кондиционеров воздуха. Удельные нагрузки определены, исходя из средней полезной площади квартир, равной 50 м2, и относится как к первой очереди строительства, так и к расчётному сроку. При определении полной расчетной нагрузки жилых домов учитывается коэффициент мощности, приведенный в таблице 2−10 [2, c 36]

1.1. 2 Нагрузка распределительных сетей

Потребители размещаются на территории города произвольно, поэтому отдельные элементы электрических сетей могут использоваться для совместного питания. Расчётная нагрузка таких элементов находится путём совмещения графиков нагрузок соответствующих потребителей. Допускается расчётную нагрузку элементов определять суммированием максимальных нагрузок присоединенных потребителей учётом разновремённости наступления максимумов их нагрузки, путём введения соответствующих коэффициентов участия в общем максимуме нагрузки. Произведем расчет мощности трансформаторных пунктов питающих потребителей на напряжение 0,4 кВ. На территории поселка предусмотрена установка 4 трансформаторных пунктов (ТП). ТП-1 питает 9 жилых одноэтажных домов на два хозяина, поэтому при расчете условно принимаем 18 жилых домов. Также от ТП запитан магазин, активная мощность рассчитывается по таблице 2.7 [2, c 40] Расчет произведем по формулам (1. 1) и (1. 5):

РКВ=18*10,8=196 кВт,

SЖД = 196/0,98=200 кВ*А,

РМ=0,5*15=7,5 кВт,

SМ =7,5*0,9=8,3 кВ*А,

S =200+8,3=208,3 кВ*А.

1.1. 3 Построение распределительных сетей 6/0,4 кВ

Рассмотрим две различные конфигурации распределительной сети петлевую и двухлучевую. Распределительная сеть, сооружаемая на территории города, представляет собой совокупность распределительной сети 6 кВ, трансформаторных подстанций и распределительной сети 0,38 кВ.

Рассмотрим петлевую схему распределительных сетей представленную на рисунке 1.2. По мере роста требований к надежности электроснабжения потребителей в сетях стали предусматриваться резервные элементы. Наиболее естественным явился переход к двухстороннему питанию ТП и потребителей. В результате была разработана так называемая петлевая схема построения распределительных сетей. Отмечаются две разновидности петлевых сетей. Первая представляет собой сеть напряжением 0,38 кВ с распределительными линиями одностороннего питания в сочетании с петлевыми линиями 6 кВ.

Петлевой называется линия, в которой возможно двойное питание. Эта схема может работать по разомкнутой схеме. При выполнении сети 6−10 кВ воздушными линиями допускается одностороннее питание ТП. Резерв трансформаторной мощности в ТП не предусматривается, то есть устанавливается один трансформатор.

Рассмотрим построение петлевой сети её достоинства и недостатки. В нормальном режиме все элементы сети находятся в исправном состоянии. Распределительные линии 6−10 кВ питаются от фидеров № 4 и№ 11, за счет этого создается возможность двухстороннего питания каждой ТП. Из рисунка также видно, что распределительные линии 0,38 кВ, питающие приемники II категории (линии, а и б), выполняются петлевыми. Для приемников III категории (линии в) предусматриваются концевые вводы. Осуществление двухстороннего питания возможно разными способами. Например, для питания потребителя а1 предусматриваются два ввода от ТП1. Питание потребителей б1, б2, б3, и б4 осуществляется по петлевой линии Л3 и Л3, опирающейся на ТП1 и ТП2. Петлевые линии 0,38 кВ содержат специальное распределительное устройство, так называемый соединительный пункт С1 и С2.

В нормальном режиме распределительная сеть 0,38 кВ работает с расключением в соединительных пунктах, в результате чего каждый трансформатор питает определённый район сети 0,38 кВ.

В аварийном режиме при выходе из строя одной ТП или линии питающей ТП, нагрузка двух районов может прийти на одну ТП. Исходя из этого мощность каждого трансформатора на ТП, следует выбирать с учетом резервирования на случай питания потребителей, присоединенных к линиям

Рассмотрим многолучевую схему распределительных сетей

представленную на рисунке 1.3. Наиболее распространенной является схема двухлучевая схема сети с устройством АВР при напряжении 6−10 кВ или 0,38 кВ. При этом в ТП устанавливается два трансформатора питаемых от двух различных линий и АВР на напряжение 0,38 кВ. Каждая Т П питает свой участок сети, резерв производится за счет установки двух трансформаторов и АВР.

Обе схемы обладают достаточной надежностью. Первая схема является более экономичной за счет установки в ТП одного трансформатора, поэтому выбираем первую схему распределительных сетей. Окончательный вывод будет сделан после технико-экономического сравнения вариантов схем распределительных сетей.

1.1. 4 Выбор номинальной мощности трансформаторов трансформаторных пунктов

По мощности потребителей произведем выбор мощности трансформаторов устанавливаемых на ТП по условию аварийной перегрузки, с учетом резервирования соседнего участка сети по формуле:

SТР= (1. 7)

SМАХ=208,3 =430,5 кВ*А.

Тогда номинальная мощность одного трансформатора будет равна:

Sном=430,5 /*1,4=307,5 кВ*А.

что соответствует перегрузу трансформатора на 40%.

По расчетной номинальной мощности трансформатора, выбираем

номинальную мощность трансформатора:

Sном=400 кВ*А.

1.2 Выбор схемы подстанции

Главная схема электрических соединений подстанции -- это совокупность основного электрооборудования (трансформаторы, линии), сборных шин, коммутационной и другой первичной аппаратуры со всеми выполненными между ними соединениями.

Выбор главной схемы является определяющим при проектировании электрической части подстанции, так как он определяет полный состав элементов и связей между ними. Выбранная главная схема является исходной при составлении принципиальной схемы электрических соединений, схем собственных нужд, схем вторичных соединений, монтажных схем и так далее.

Принципиальная схема подстанции 110/6 представлена на рис. 1.4.

При выборе схемы электроустановок должны учитываться различные факторы: значение и роль подстанции для энергосистемы; положение подстанции в энергосистеме, схемы и напряжения прилегающих сетей; категория потребителей по степени надежности электроснабжения; перспектива расширения подстанции и прилегающего участка сети. Из всего комплекса условий, влияющих на выбор главной схемы подстанции, можно выделить основные требования:

— надежность электроснабжения потребителей;

— приспособленность к проведению ремонтных работ;

— оперативная гибкость электрической схемы;

— экономическая целесообразность.

Подстанция получает питание по линии 110 кВ, присоединяется к

На подстанции применена широко используемая сегодня для тупиковых подстанций упрощенная схема с отделителями и короткозамыкателями со стороны высшего напряжения. Отказ от установки выключателя (маслянного или воздушного) дает экономию капитальных и эксплуатационных затрат, сокращает сроки сооружения, сокращается численность персонала по ремонту и эксплуатации. Вместо выключателя на стороне высшего напряжения установлен короткозамыкактели и отделители, и отключение питающей лини происходит посредством срабатывания головного выключателя. Подстанция имеет две секции шин по 6 кВ. Из ЗРУ по кабельным линиям 6 кВ электрическая энергия передается потребителям. Для распределения энергии по кабельным линиям 6 используется радиальная схема.

Радиальная схема выбрана по ряду причин: потребители электроэнергии размещены в разных направлениях от подстанции; радиальная схема более надежна по сравнению с магистральной схемой; в данной схеме электрическая энергия передается прямо к приемникам, без ответвлений на пути для питания других потребителей.

Каждый из двух трансформаторов питает свои секции шины 6 с одним выключателем на цепь. Шины соединены секционным выключателем. Эта схема выбрана из-за того, что к шинам присоединено большое количество приемников, а также учитывается необходимость сто процентного резервирования. Обе системы шин находятся в работе при соответствующем фиксированном распределении всех присоединений.

В нормальном режиме работы секционный выключатель отключен, каждый трансформатор питает свою секцию шин. При выходе из строя одного из трансформаторов, он отключается, срабатывает секционный выключатель, питание всех потребителей производится через второй трансформатор. Такое распределение присоединений увеличивает надежность схемы. Однако эта схема имеет свои недостатки. Так повреждение шиносоединительного выключателя равноценно короткому замыканию на обеих системах шин, то есть приводит к отключению всех присоединений.

1. 3 Выбора числа и мощности трансформаторов

Трансформаторы относятся к основному оборудованию подстанции и правильный технически и экономически обоснованный выбор их типа, числа и мощности необходим для рационального электроснабжения потребителей электрической энергией.

Выбор трансформаторов заключается в определении их числа, типа и номинальной мощности. К основным параметрам трансформатора относятся номинальные мощность, напряжение, ток; напряжение короткого замыкания; ток холостого хода; потери холостого хода и короткого замыкания.

На подстанции принято решение об установке двух трансформаторов одинаковой мощности по простой, надежной и экономичной схеме с отделителями и короткозамыкателями на стороне высшего напряжения без выключателей на это напряжение. Перед началом расчета требуется определить категорию электроприемников, получающих питание от подстанции. Подстанция осуществляет электроснабжение приемников первой и второй категории, перебои в электроснабжении которых недопустимо. В связи с этим при выборе типа и числа трансформаторов необходимо учитывать надежность электроснабжения и возможность резервирования. Надежность электроснабжения обеспечивается за счет установки на подстанции двух трансформаторов. Такое решение отвечает требованиям по надежности электроснабжения. Для проверки правильности принятого решения в главе 3 проведем расчет, основанный на технико-экономическом сравнении двух вариантов.

При возникновении повреждений или выводе одного трансформатора в ремонт, оставшийся должен обеспечивать потребляемую потребителями мощность. Покрытие может осуществляться не только за счет использования номинальной мощности трансформаторов, но и за счет их перегрузочной способности (в целях уменьшения установочной мощности трансформаторов).

При проектировании определение типа и мощности трансформаторов проводится на основе технико-экономических расчетов, для оценки правильности принятого решения по установке двух трансформаторов.

Максимальная полная расчетная мощность приемников, запитанных от выбираемых трансформаторов взятая из годового графика нагрузки равна 10 357кВА.

Средняя расчетная полная мощность приемников равна 10 132 кВА.

Так как подстанция снабжает электроэнергией потребителей первой и второй категории и учитывая необходимость 100%-ного резервирования, номинальная мощность одного трансформатора из двух рассматриваемых

равна:

(1. 8)

кВА.

Сравним два варианта установки двух трансформаторов. Из справочника [3] выбираем два двухфазных трансформатора типа ТДТН-6300/110 и двухфазных трансформаторов ТДНТ -10 000/110. Паспортные данные представлены в табл. 1.4 и 1.5.

Таблица 1. 4-Паспортные данные первого варианта трансформатора

Тип

трансформатора

Uвн,

кВ

Uнн,

кВ

n,

шт.

DРхх,

кВт

DРкз,

кВт

Iхх,

%

Uкз,

%

ТД-6300/110

35

6,6

2

50

230

0,9

10,5

Таблица 1. 5-Паспортные данные второго варианта трансформатора

Тип

трансформатора

Uвн,

кВ

Uнн,

кВ

n,

шт.

DРхх,

кВт

DРкз,

кВт

Iхх,

%

Uкз,

%

ТМН-10 000/35

38,5

6,6

2

36

145

1

10,5

Мощность трансформаторов необходимо определять с учетом его перегрузочной способности. Систематическая перегрузочная способность можно характеризовать коэффициентом заполнения графика нагрузки.

Коэффициент заполнения графика нагрузки

(1. 9)

Допустимая перегрузка трансформатора в часы максимума равна:

(1. 10)

кВА ,

кВА

Тогда коэффициент загрузки определяется

1. 11)

Определяем коэффициент допустимой перегрузки мл трансформатора

зимой по формуле:

мл = 1 — кз.т. (1. 12)

мл1 = 1 — кз.т.1. = 1 — 0,52 = 0,48 ,

мл2 = 1 — кз.т.2. = 1 — 0,45 = 0,55

Перегрузка не должна превышать 15%, поэтому примем мл=0,15. Суммарный коэффициент кратности допустимой перегрузки равен

(1. 13)

,

Допустимая перегрузка на трансформаторы с учетом допустимой систематической перегрузки в номинальном режиме равна:

(1. 14)

кВА;

кВА

Сравнивая полученные данные можно сделать вывод, что оба варианта обеспечивают требуемой мощностью потребителей, оба варианта обеспечивают требуемую надежность в соответствии с категорией потребителей электрической энергии. Установка трансформаторов по второму варианту обеспечит большую мощность. Но в нашем случае это не является необходимым, так как подстанции работает с недогрузкой

Мы по инженерным соображениям примем к установке более мощный трансформатор, с учетом развития сети и увеличения нагрузки в дальнейшем.

Выбираем трансформатор ТДТН-10 000/35

Окончательный вывод по выбору типа трансформатора следует сделать после проведения экономического расчета, который представлен в главе3.

1.4 Определение токов короткого замыкания

Коротким замыканием (КЗ) называется нарушение нормальной работы электрической установки, вызванное замыканием фаз между собой, а в системах с изолированной нейтралью также замыкание фаз на землю. Такой режим является самым тяжелым для элементов системы. И именно по нему производят выбор и проверку электрооборудования подстанции.

При коротких замыканиях токи в фазах увеличиваются, а напряжение снижается. Как правило, в месте К.З. возникает электрическая дуга, которая вместе с сопротивлением пути тока образует переходное сопротивление. Непосредственное К. З. без переходного сопротивления в месте повреждения называется металлическим К. З. Пренебрежение переходным сопротивлением значительно упрощает расчет и дает максимально возможное при одних и тех же исходных условиях значения тока К.З. для выбора аппаратуры необходим именно этот расчет.

При расчете токов К.З. примем следующие допущения: — не учитываются емкости, а следовательно и емкостные токи в кабельной линии; - трехфазная цепь считается симметричной, сопротивления фаз равными друг другу; - отсутствует насыщение стали электрических машин — не учитываются токи намагничивания трансформаторов; - не учитывается сдвиг по фазе э.д.с. различных источников питания, входящих в расчетную схему; - не учитывается влияние регулирования коэффициента трансформации силовых трансформаторов на величину напряжения короткого замыкания (UКЗ%) этих трансформаторов;

— не учитываются переходные сопротивления в месте короткого замыкания.

Указанные допущения приводят к незначительному преувеличению токов короткого замыкания (погрешность не превышает 10%, что допустимо)[3]. Расчетная схема подстанции приведена на рисунке 1.5. На расчетной схеме в однолинейном изображении указаны источники питания (в данном случае энергосистема) и элементы сети (линии электропередач, трансформаторы), связывающие источники питания с точками К.З.; а так же параметры всех элементов, необходимых для расчета токов К. З. Схему замещения подстанции для расчета тока короткого замыкания рисунке 1.6 составляют по расчетной схеме. Для этого все элементы схемы заменяются соответствующими сопротивлениями В целях упрощения расчета для каждой электрической ступени в расчетной схеме вместо ее действительного напряжения на шинах указано низкое напряжение UНН , кВ.

Наибольшие токи К.З. в нашей схеме могут возникнуть при отключенных секционных выключателях. Рассмотрим этот режим, определим токи К.З. в точках К-1, К-2. Ток К. З. в точке К-3 определяется на шинах 0,38 кВ ТП.

Для расчета токов короткого замыкания в точках К-1, К-2, К-3 необходимо определить индуктивные сопротивления всех элементов схемы. Определим сопротивления всех элементов схемы рисунков 1.5 и 1. 6, приведем их к базисному напряжению 115 кВ

Данные для расчета токов К.З.

UH = 110 кВ,

Sб = 100 МВА,

Sк = 630 МВА,

Х0 = 0.4 Ом/км, L = 20 км;

UH = 110 кВ,

Sн = 6,3 МВА.

Расчет сопротивлений элементов схемы произведем по формулам:

(1. 15)

(1. 16)

(1. 17)

Расчет сопротивлений элементов схемы:

,

,

Произведем расчет токов короткого замыкания в точке К1 по формулам: (1. 18)

(1. 19)

(1. 20)

,

Мощность в точке короткого замыкания:

(1. 21)

Найдем ударный ток в точке К1 по формуле:

(1. 22)

Куд=1,8 2

Произведем расчет токов короткого замыкания в точке К2 по формулам:

(1. 23)

(1. 24)

(1. 25)

Произведем расчет токов короткого замыкания:

,

,

Мощность в точке короткого замыкания:

(1. 26)

Найдем ударный ток в точке К2 по формуле (1. 35):

Куд=1,92

Расчет максимального тока произведем по формуле:

1. 27)

Imax=0. 8*10 132/*110=43,3 кА

Расчеты устойчивого, ударного токов короткого замыкания и мощности короткого замыкания в точках К1, К2 приведены в таблице 1.7.

Таблица 1. 7-Расчетные токи К.З.

№ п/п

Uн, кВ

Та

Куд

I (3)к, кА

iуд, кА

Sк, МВА

К1

110

0,05

1,8

5,82

14,8

116,3

К2

6,3

0,03

1,65

1,8

3,6

32,7

1. 5 Выбор электрооборудования подстанции

1. 5.1 Выбор токоведущих частей

Произведем выбор токоведущих частей. Подстанция получает питание по воздушной двухцепной линии электропередач 110 кВ. При выборе сечения проводов необходимо учитывать ряд технических и экономических факторов:

— нагрев от длительного выделения тепла рабочим током;

— нагрев от кратковременного выделения тепла током К.З. ;

— падение напряжения в проводах воздушной линии от проходящего тока в нормальном и аварийном режимах;

— механическая прочность -- устойчивость к механической нагрузке (собственный вес, гололед, ветер);

— коронирование -- фактор, зависящий от величины применяемого напряжения, сечения провода и свойств окружающей среды.

Расчет проводов для линий электропередач 110 кВ проведем по экономии-ческой плотности тока jэк [3.]. При расчете по экономической плотности тока сечение проводов выбирается по выражению

(1. 28)

где jэк = 1,4 А/мм2— экономическая плотность тока.

Тогда, по (1. 5) для линии электропередач 110 кВ сечение равно:

мм2

По полученным значениям выбираем марку провода. Для двухцепной линии напряжением 110 кВ выбираем номинальное сечение провода и марку:

АС -95 Для окончательного обоснования выбора данной марки провода необходимо проверить по допустимой потере напряжения.

(1. 29)

(1. 30)

(1. 31)

(1. 32)

(1. 33)

где P- активная мощность, кВт; Q- реактивная мощность, кВар; R-активное сопротивление линии, Ом/км; X-индуктивное сопротивление линии, Ом/км; U — напряжение сети, кВ.

Используя формулу (1. 42) определяем потерю напряжения для линии:

В

Определим допустимую потерю напряжения в линии. Допускается потеря напряжения в линии не более 7%:

(1. 34)

Допустимая потеря напряжения в линии:

%

Как видно из расчета рассчитанное значение потерь напряжения в линии намного меньше допустимых потерь напряжения, это объясняется малой длиной линии, следовательно, данный провод подходит.

1. 5.2 Выбор выключателей

Комплектные распределительные устройства (КРУ) предназначены для приёма и распределения электроэнергии трёхфазного переменного тока промышленной частоты, состоят из набора типовых шкафов в металлической оболочке. В шкафы комплектного распределительного устройства встраивают выключатели, трансформаторы напряжения, разрядники.

Выбор выключателей производится по следующим условиям: по напряжению установки, по длительному току, по отключающей способности, по электродинамической стойкости, по термической стойкости. Формулы для расчетов приведены ниже:

Uуст Uн (1. 35)

Iр Iн (1. 36)

Iмакс Iн (1. 37)

Iк Iотк.н. (1. 38)

iуд. iдин (1. 39)

Вк I2тер · tтер (1. 40)

Параметры выбора разъединителей, отделителей и короткозамыкателей на напряжение 110 кВ сведены в таблицу 1.8.

Таблица 1. 8- Выбор разъединителей, отделителей и короткозамыкателей

Выбор обо-рудования

Условие

выбора

Расч. параметр эл. цепи

Каталожные данные оборудования

Короткоза-

мыкатели

Uном, с Ј Uном

Uном, с, кВ

110

Uном, кВ

110

Iу, с Ј Iу

Iу, с, кА

37

Iу, с, кА

51

Вк Ј I2терЧ tтер

Вк, кАЧс

11

Iтер, кА

12,5/3

Отделители

Uном, с Ј Uном

Uном, с, кВ

110

Uном, кВ

110

Iном, с Ј Iном

Iном, с, А

181

Iном, А

630

Iу, с Ј Iу

Iу, с, кА

37

Iу, с, кА

80

Вк Ј I2терЧ tтер

Вк, кАЧс

11

Iтер, кА

31,5/3

Разъеде-

нители

Uном. с Ј Uном

Uном. с, кВ

110

Uном, кВ

110

Iном, с Ј Iном

Iном, с, А

181

Iном, А

1000

Iп, с Ј Iп

Iп, с, кА

12

Iп, кА

31,5

Iу, с Ј Iу

Iу, с, кА

37

Iу, с, кА

80

Вк Ј I2терЧ tтер

Bк, кАЧс

9

Iтер, кА

31,5/4

Выбираем электрооборудование: РЛНД — 1 — 110У — 100, ОД — 110 — 330, КЗ- 110.

Результаты выбора выключателей в КРУ сведем в таблицу 1. 9

Таблица 1. 9- Выбор выключателей на отходящих линиях

Условия выбора

Расчетные данные

Каталожные данные

Uуст Uн

Uуст = 6,3кВ, кВ

Uн =10, кВ

Iр Iн

Iр = 15,9, А

Iн = 160, А

Iк Iотк.н.

Iк=1,8, кА

Iотк.н. =20, кА

iуд. iдин

iуд. =20,5, кА

iдин = 52, кА

Вк I2тер * tтер

Вк, кА2* с

I2тер * tтер, кА2

Выбираем выключатель ВМПЭ — 10 — 160−20, встроенный в КРУ

1.5.3 Выбор трансформатора тока

Трансформатор тока предназначен для уменьшения первичного тока до значений, наиболее удобных для измерительных приборов и реле.

Таблица 1. 10-Приборы на стороне НН

Прибор

Тип

S прибора [BA]

Амперметр

Э-377

0. 1

Ваттметр

Д-305

0. 5

Варметр

Д-305

0. 5

Счетчик активной энергии

И 672 М

5

Счетчик реактивной энергии

И 673 М

5

Произведем расчет активного сопротивления по формуле:

(1. 41)

где Iн — вторичный ток прибора; Sпр — мощность, потребляемая приборами;

Полное сопротивление проводов:

Проводимость определим по формуле:

(1. 42)

По условию прочности сечения жил 4. 3<6

Выбор трансформатора тока на сторону 6кВ занесены в таблицу 1. 11.

Таблица 1. 11-Выбор трансформатора тока

Параметры

Условие выбора

Расч. значение

Ном. значение

Uном, кВ

Uн Up

6

6,3

Iном, А

Iн Ip

70,9

300

Эл. стойкость, кА

Kэд/2I1ном iуд

27,8

120

Вторичная нагрузка

Zном

0,65

1,1

Выбираем трансформатор тока ТШЛ — 10, встроенный в КРУН

Приборы на стороне ВН: Амперметр Э-377 мощность прибора S пр= 0,2BA Произведем расчет активного сопротивления:

Полное сопротивление проводов:

Проводимость:

По условию прочности сечения жил 2,6< 6

Выбор трансформатора тока на сторону 110 кВ занесены в таблицу 1. 12

Таблица 1. 12 -Выбор трансформатора тока

Параметры

Условие выбора

Расч. значение

Ном. значение

Uном, кВ

Uн Up

110

110

Iном, А

Iн Ip

134,4

300

Эл. стойкость, кА

Kэд/2I1ном iуд

14,8

150

Вторичная нагрузка

Zном

0,99

1,1

Выбираем трансформатор тока ТВТ — 110−300/5, класса точности 0. 5

1. 5.4 Выбор трансформатора напряжения

Трансформатор напряжения предназначен для уменьшения первичного напряжения до значений, наиболее удобных для измерительных приборов и реле. Приборы присоединенные к трансформатору напряжения в таблице 1. 13.

Таблица 1. 13 -Приборы присоединенные к трансформатору напряжения:

Прибор

Тип

Вольтметр

Э-377

Ваттметр

Д-305

Варметр

Д-305

Счетчик активной энергии

И 672 М

Счетчик реактивной энергии

И 673 М

Суммарная мощность приборов: S = 25 В*А

Данные выбора трансформатора напряжения занесены в таблицу 1. 14

Таблица 1. 14 -Выбор трансформатора напряжения

Параметры

Ус. выбора

Ном. значение

Расч. зн.

Uном, кВ

Uн Up

10

6,3

Вторичная нагрузка

Sном S2

110

25

Выбираем трансформатор напряжения НТМИ — 10 — 66 УЗ:

Н — трансформатор напряжения;

Т — трехфазный;

М — с естественным масляным охлаждением;

И — для измерительных цепей;

0,5 — класс точности;

1.6 Релейная защита

1.6.1 Общие сведения. Назначение релейной защиты

В энергетических системах могут возникать повреждения и ненормальные режимы работы электрооборудования электростанций и подстанций, их распределительных устройств, линий электропередачи и электроустановок потребителей электрической энергии. Повреждения в большинстве случаев сопровождаются значительным увеличением тока и глубоким понижением напряжения в элементах энергосистемы. Повышенный ток выделяет большое количество тепла, вызывающее разрушения в месте повреждения и опасный нагрев неповрежденных линий и оборудования, по которым этот ток проходит. Понижение напряжения нарушает нормальную работу потребителей электроэнергии и устойчивость параллельной работы генераторов и энергосистемы в целом.

Ненормальные режимы обычно приводят к отклонению величин напряжения, тока и частоты от допустимых значений. При понижении частоты и напряжения создается опасность нарушения нормальной работы потребителей и устойчивости энергосистемы, а повышение напряжения и тока угрожает повреждением оборудования и линий электропередачи. Таким образом, повреждения нарушают работу энергосистемы и потребителей электроэнергии, а ненормальные режимы создают возможность возникновения повреждений или расстройства работы энергосистемы.

Для обеспечения нормальной работы энергетической системы и потребителей электроэнергии необходимо как можно быстрее выявлять и отделять место повреждения от неповрежденной сети, восстанавливая таким путем ненормальные условия их работы и прекращая разрушения в месте повреждения. Поэтому возникает необходимость в создании и применении автоматических устройств, выполняющих указанные операции и защищающих систему и ее элементы от опасных последствий повреждений и ненормальных режимов. Первоначально в качестве подобной защиты применялись плавкие предохранители. Затем были созданы защитные устройства, выполняемые при помощи специальных автоматов -- реле, получившие название релейной защиты.

Релейная защита является основным видом электрической автоматики, без которой невозможна нормальная и надежная работа современных энергетических систем. Она осуществляет непрерывный контроль за состоянием и режимом работы всех элементов энергосистемы и реагирует на возникновение повреждений и ненормальных режимов. При возникновении повреждений защита выявляет и отключает от системы поврежденный участок, воздействуя на специальные силовые выключатели, предназначенные для размыкания токов повреждения. При возникновении ненормальных режимов защита выявляет их и в зависимости от характера нарушения производит операции, необходимые для восстановления нормального режима, или подает сигнал дежурному персоналу.

1.6.2 Токовая защита

Защита, для которой воздействующей величиной является ток, называется токовой защитой. Этот вид защиты в системах электроснабжения получил наибольшее распространение. Первыми токовыми защитами были плавкие предохранители. Суть защиты плавким предохранителем заключается в том, что при протекании большого тока плавкая вставка разрушается и цепь разрывается. В токовых защитах применяются электромагнитные реле максимального и минимального тока. Реле максимального тока действует при превышении воздействующей величины тока срабатывания реле, а реле минимального тока -- при снижении воздействующей величины менее тока срабатывания реле. Токовые защиты делятся на максимальные токовые защиты и токовые отсечки. Токовая отсечка -- это защита, которая срабатывает мгновенно.

1.6.3 Токовая направленная защита

Направленной называется защита, которая действует при определенном направлении мощности короткого замыкания. Данный вид защиты применяется в сетях с двухсторонним питанием. Защита в этих сетях должна не только реагировать на появление тока короткого замыкания, но для обеспечения селективности должна также учитывать направление мощности короткого замыкания в защищаемой линии или, иначе говоря, фазу тока в линии относительно напряжения на шинах. Направление мощности короткого замыкания, проходящей по линии, характеризует, где возникло повреждение: на защищаемой линии или на других присоединениях, отходящих от шин данной подстанции. Это обстоятельство используется в токовой направленной защите, которая по знаку мощности определяет, на каком присоединении возникло повреждение, и действует только при коротком замыкании на защищаемом участке.

1.6. 4 Дистанционная защита

Данный вид защиты применяется в сетях сложной конфигурации, например, кольцевая сеть с двухсторонним питанием. Выдержка времени дистанционной защиты зависит от расстояния между местом установки защиты и точкой короткого замыкания. При этом ближайшая к месту повреждения дистанционная защита всегда имеет меньшую выдержку времени, чем более удаленные защиты, благодаря этому автоматически обеспечивается селективное отключение поврежденного участка. Основным элементом дистанционной защиты является дистанционный орган, определяющий удаленность короткого замыкания от места установки защиты. В качестве дистанционного органа используются реле сопротивления, непосредственно или косвенно реагирующие на полное, активное или реактивное сопротивление линии.

1.6. 5 Дифференциальная защита

Принцип действия дифференциальной защиты основан на сравнении величины и фазы токов в начале и конце защищаемого участка. Данная защита обеспечивает мгновенное отключение короткого замыкания в любой точке защищаемого участка и обладает селективностью при коротком замыкании за пределами защищаемой зоны. Дифференциальные защиты подразделяются на продольные и поперечные. Первые служат для защиты как одинарных, так и параллельных линий, вторые -- только параллельных линий.

2. Экономическая часть

2.1 Расчет затрат труда

Расчет затрат труда, основных материалов, запасных частей и комплектующих изделий на проведение технического обслуживания и ремонта. Норма трудоемкости ремонтов и технического обслуживания аппаратов высокого напряжения определены на основании типовых объемов ремонтных работ для каждого вида оборудования и его параметрами — мощностью, конструктивным исполнением и их назначением с учетом опытных данных.

В электрических сетях, к которым относится подстанция в качестве руководства при проведении ремонта оборудования принята технологическая карта, в которой указаны состав бригады, основные затраты на ремонт, меры безопасности, последовательность операций, контрольные параметры.

Для примера в таблице 3.2 представлены выдержки из технологической карты на капитальный ремонт выключателей типа ВМПЭ-10, которые установлены в ЗРУ подстанции, по затратам труда, основных материалов, запасных частей и комплектующих изделий приведены в таблице 3. 1,3. 2

Таблица 3. 1-Затраты основных материалов, запасных частей и комплектующих изделий при проведении ремонта выключателя

Материалы и запасные части

Кол-во

Смазка литол

0,1 кг

Машинное масло

0,2 кг

Трансформаторное масло

15 л

Шлифшкурка

0,25 см²

Ветошь

1 кг

Салфетки

2 шт

Материалы и запасные части

Кол-во

Краска красная, желтая, зеленая, серая

1 кг

Кисть

2 шт

Растворитель

0,25 л

Наконечник контактного стержня

3 шт

Розеточный контакт в сборе

1 шт

Ламель контактного контакта

1 шт

Дугогасительная камера

1 шт

Подвижной стержень

1 шт

Стекло маслоуказателя

1 шт

Нижнее кольцо дугогасительной камеры

3 шт

Прокладка маслоказателя

3 шт

Пружина розеточного контакта

5 шт

Таблица 3. 2-Трудозатраты при проведении ремонта выключателя ВМПЭ-10

Состав бригады

Трудозатраты

Эл. слесарь 5 р. (производитель работ) — 1 чел

Эл. слесарь 3 р. (член бригады) — 1 чел

На один выключатель с приводом 24 челчас.

2. 1. 2 График проведения технических обслуживаний и ремонтов

Оборудование подстанций работает непрерывно, и поэтому ремонтные циклы не учитывают сменности работы. Продолжительность межосмотрового периода планируется только для установок, не имеющих постоянного дежурного персонала.

На подстанции постоянно находится дежурный персонал, который совершает ежедневные осмотры оборудования согласно графику. Внеочередные осмотры оборудования подстанций производятся при резком изменении температуры наружного воздуха.

Или при каждом отключении трансформатора от газовой и дифференциальных защит. Распределительные устройства со всей аппаратурой подлежат внеочередному осмотру после отключения тока КЗ.

Сроки проведения текущих и капитальных ремонтов оборудования установленного на подстанции приведены в таблице 3.3.

Таблица 3. 2-График проведения текущих и капитальных ремонтов оборудования

Наименование оборудования

Сроки теку-щих ремонтов

Сроки капитальных ремонтов

Примечание

Трансформа-торы и автотрансформаторы с РПН

Ежегодно

Внеочередной ремонт РПН производится в соответствии с заводскими инструкциями

Системы охла-ждения Д, ДЦ и Цтрансформа-торов.

Ежегодно

При ремонтах трансформаторов

Отделители и короткозамыка-тели

2 раза в год

1 раз в 2−3 года

Тек. ремонты ежегодно весной и осенью

Разъединители и заземляющие ножи

ЛР 1 раз в 3−4 года

1 раз в 6 лет

Шинныеразъе-динители помере необходимости

Масляные выключатели

У-ВМПП-10,

ВМП-10к,

ВМПЭ-10,

ВМП-10Э,

1 р 3−4 г. ;

1 раз в 6−8 лет при условии контроля характеристик выклю-чателя с приводом в межремонтный период

Число отключений К.З. любой из фаз выклю-чателями 10−35−110−220 кВ, после которых они выводятся в ремонт: масляные выключатели ВМПЭ-10, ВМП-10Э 15раз

Остальные аппараты РУ

По мере необходи-мости, по результатам проф. испытаний

2. 1. 3 Порядок проведения ремонта

Порядок проведения ремонта для основного высоковольтного оборудования определен в технологической карте. При проведении ремонтов трансформаторов необходимо руководствоваться проектом производства работ, составленным по результатам проведенного комиссией осмотра и составленного акта дефектации.

Рассмотрим порядок производства работ при проведении капитального ремонта на примере выключателей типа ВМПЭ-10, ВМП-10, установленных на подстанция табл.3.4.

Таблица 3. 4-Порядок проведения ремонта выключателя типа ВМП-10.

Операция

1

Оформление распоряжения на работу. Допуск бригады на выключатель

2

Подготовка инструмента, материалов, запасных частей к работе.

3

Осмотр выключателя и выявление дефектов

4

Слив масла из полюсов с одновременной проверкой работы маслоуказателей

5

Разборка полюсов, ремонт и при необходимости замена дугогасительных камер, розеточных контактов, подвижных стержней, механизмов полюсов, ламелей розеточных контактов, наконечников контактных стержней, нижних колец дугогасительных камер.

6

Сборка полюсов выключателя.

7

Регулировка полюсов выключателя. Снятие механических параметров.

8

Замер переходного сопротивления выключателя.

9

Обтяжка болтовых соединений выключателя и его ошиновки.

10

Залив трансформаторного масла.

11

Осмотр и при необходимости ремонт выключателя.

12

Регулировка привода и замер его механических параметров.

13

Смазка трущихся поверхностей: вала выключателя, привода, устройств блокировки, и вкатывающего механизма тележки.

14

Проверка работы масляного буфера и устройств блокировки тележки.

15

Зачистка и смазка втычных контактов выкатной тележки.

16

Регулировка выключателя с приводом, снятие скоростных характеристик.

17

Проведение высоковольтных испытаний выключателя.

18

Проверка работы выключателя от устройств РЗА.

19

Покраска ошиновки выключателя.

20

Уборка рабочего места.

21

Оформление окончания работы.

Подстанция входит в состав и обслуживается предприятием АЭС «МайкубенВест». На предприятии создана служба, занимающаяся непосредственно эксплуатацией и ремонтом оборудования подстанций — служба подстанций.

Численность работников службы подстанций, к которым относятся: начальник службы подстанций, зам начальника службы подстанций; инженер службы подстанций, начальники групп подстанций, мастера, электромонтеры, электрослесаря, водители и т. д. составляет примерно 100 человек. Оплата труда согласно штатному расписанию.

В таблице 3.5. представлено штатное расписание службы подстанций. Система оплаты труда у всех работников службы — повременная премиальная. Премия включает в себя премию за безаварийную работу, за экономию электроэнергии, а также надбавку за разъездной характер работы.

Таблица 3. 5-Штатное расписание службы подстанций

Должность

Кол.

чел.

Система оплаты труда

Оклад

Премия

Итог

Начальник службы

1

Повременая-премиальная

29 330 тг

25%

36 662,5

Зам. нач. службы

1

Повременая-премиальная

23 270 тг

25%

29 087,5

Нач. группы п/ст

5

Повременая-премиальная

24 280 тг

25%

30 350

Инженер службы

1

Повременая-премиальная

27 860 тг

25%

34 825

Мастер службы

3

Повременая-премиальная

18 890 тг

25%

23 612,5

Эл. монтер п/ст

9

Повременая-премиальная

15 800 тг

15%

18 170

Эл. слесарь по рем. РУ 5 разряда

50

Повременая-премиальная

16 150 тг

45%

23 417,5

Должность

Кол-

во

Система оплаты труда

Оклад

Премия

Итог

Эл. слесарь по рем. РУ 4 разряда

12

Повременая-премиальная

14 030 тг

45%

20 343,5

Эл. слесарь по рем. РУ 3 разряда

12

Повременая-премиальная

12 580 тг

35%

16 983

Водитель службы

4

Повременая-премиальная

13 530 тг

25%

16 912,5

Уборщица служ. помещений

2

Повременая-премиальная

7970 тг

15%

9165,5

2. 2 Технико-экономическое сравнение двух конфигураций распределительных сетей 6/0,4 кВ

Произведем технико-экономический расчет двух конфигураций распределительных сетей 6/0,4 кВ. Расчет следует производить по изложенным ниже данным и формулам.

Капитальные вложения определяются по формуле:

К = К10 + К0,38 + КТП + КТ (1. 13)

где К- капитальные вложения в строительство сети 6/0,38 кВ, тыс. тг.

Эксплуатационные издержки определяются по формуле:

СС = С10 + С0,38 + СТП + СТ (1. 14)

где СС— эксплуатационные издержки сети, тыс. тг/год;

Приведенные затраты определяются по формуле:

ЗС = Ен · К + СС1 (1. 15)

где ЗС— приведенные затраты всей сети, тыс. тг/год Ен=0,12- нормативный коэффициент приведенных затрат, 1/год.

Данные для технико-экономического сравнения: удельные показатели вариантов сети взяты из таблицы 7−2[3, с 210] и стоимость трансформаторов взяты из таблицы 2−4[3, с 45] показатели в рублях были переведены в тенге умножением на коэффициент 200. Результаты расчета сведем в таблицу 1.3.

Таблица 1. 3- Технико-экономическое сравнение двух вариантов сети

Вариант

Капитальные вложения элементов сети

К, тыс. тг

Эксплуатационные издержки элементов сети

С, тыс. тг/год

Приведенные затраты всей сети

ЗС, тыс. тг/год

1

К10=10 100,01

К0,38=20 090,006

КТП=28 390,2

КТ=1200

С10=5050 С0,38=10 030

СТП=14 150

СТ=630

37 030,386

Итого 1:

59 780,216

29 860

37 030,386

2

К10=14 110,36

К0,38=20 430

КТП=30 280,48

КТ=1720

С10=6600 С0,38=10 230

СТП=15 650

СТ=880

441 340,58

Итого 2:

66 540,84

33 360

41 340,58

Из полученных расчетов видно, что первый вариант конфигурации сети более выгодный.

2. 3 Технико-экономическое сравнение двух вариантов выбора трансформаторов

Рассмотрим вариант если подстанция будет укомплектована трансформаторами ТДТН 10 000/110/6. Потери электроэнергии на подстанции:

WЛ=120 566 кВт,

WТ= 183 332 кВт,

WПС=303 898 кВт.

На основании расчетных графиков нагрузки определяется стоимость

потерь электроэнергии в трансформаторе на подстанции по формуле:

ИWПС = Сэхх)Wx + Cэк()Wk (1. 24)

где Сэхх)=2.4 тг/кВтч — стоимость 1кВтч потерь электроэнергии Х.Х. трансформаторов за время их работы в году Тх.

Cэк()=2,2 тг /кВтч — стоимость 1 кВтч нагрузочных потерь электроэнергии трансформатора, которые определяются с помощью значения продолжительности макс. нагрузки Тм.

ИWПС = 2,456 760+ 2,2 126 572=414682,4 тг

Определим приведенные затраты:

Зпр = ЕнК + И = ЕнК + Иэ + ИWПС (1. 25)

где Ен=0,12 — номинальный коэффициент эффективности; К=21 446 000 тг — капитальные затраты на оборудование ПС; И-ежегодные эксплуатационные издержки.

Ежегодные эксплуатационные издержки рассчитываются по формуле:

Иэ= РсумК (1. 26)

где- Рсум = 0,094-удельная активная мощность, для ПС 110 кВ; К=14 460 000 тг — капитальные затраты.

Ежегодные эксплуатационные издержки

Иэ=0,941 446 000= 135 924 тг ,

Зпр = 0,12 2 892 000 +135 924+414682,4 = 897 646,4 тг

Рассмотрим вариант если подстанция будет укомплектована трансформа-торами ТДТН 6300/110/6.

Потери электроэнергии на подстанции:

WЛ=120 566 кВт,

WТ= 203 032 кВт,

WПС=323 598 кВт.

Расчет производим аналогично первого варианта по формулам (1. 24)-(1. 26):

ИWПС = 2,456 760+ 2,2 146 272= 458 022,4 тг

Ежегодные эксплуатационные издержки рассчитываются по формуле:

Иэ= РсумК (1. 27)

где- Рсум = 0,094-удельная активная мощность, для ПС 110 кВ; К=1 886 000 тг — капитальные затраты

Иэ=0,941 886 000= 177 284 тг

Определяем приведенные затраты:

Зпр = 0,123 772 000+177284+458 022,4 = 927 946,4 тг

Варианты равноэкономичны, но мы по инженерным соображениям примем к установке более мощный трансформатор, с учетом развития сети и увеличения нагрузки в дальнейшем.

3. Охрана труда

3. 1 Электробезопасность

3. 1. 1 Действие электрического тока на организм человека

Электробезопасность — система организационных и технических мероприятий и средств обеспечивающих защиту людей от вредного и опасного воздействия электрического тока, электрической дуги, электромагнитного поля и статического электричества. Опасное и вредное воздействие на людей электрического тока проявляется в виде электрических травм, электрических ударов и профессиональных заболеваний. Электрические травмы и электрические удары могут вызвать временную или постоянную нетрудоспособность пострадавшего и даже иметь смертельный исход. Степень опасного и вредного воздействия электрического тока на человека зависит от параметров электрического тока протекающего через тело человека, пути тока через тело человека, продолжительности воздействия тока на человека, условий внешней среды и состояния организма.

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой