трусики женские украина

На головну

 Комплекс заземлення нейтралі мережі 35 кВ - Фізика

1. Загальна характеристика способів заземлення нейтралі в мережах 35 кВ

1.1 Аналіз нормативної документації способів заземлення нейтралі

Сьогодні режим нейтралі в мережах 6-35 кВ регламентується п.1.2.16 ПТЕ, в якому зазначено, що «робота електричних мереж напругою 3-35 кВ може передбачатися як з ізольованою нейтраллю, так і нейтраллю заземленою через дугогасильний реактор або резистор. Компенсація ємнісного струму замикання на землю повинна застосовуватися при значеннях цього струму в нормальних режимах:

- У мережах 3-20 кВ, що мають залізобетонні та металеві опори на повітряних лініях електропередачі, і у всіх мережах напругою 35 кВ - більше10 А;

- У мережах, що не мають залізобетонних та металевих опор на повітряних лініях електропередачі:

більше 30 А при напрузі 6 кВ;

більше 20 А при напрузі 10 кВ;

більше 15 А при напрузі 35 кВ;

- В схемах генераторної напруги 6-20 кВ блоків генератор-трансформатор - більше 5 А. »

У Росії, згідно п.1.2.16 останній редакції ПУЕ, введених в дію з 1 січня 2003 року, «... робота електричних мереж напругою 3-35 кВ може передбачатися як з ізольованою нейтраллю, так і з нейтраллю, заземленою через дугогасильний реактор або резистор ». Таким чином, зараз в мережах 6-35 кВ в Росії формально дозволені до застосування всі прийняті у світовій практиці способи заземлення нейтрали, крім глухого заземлення. Відзначимо, що, незважаючи на це, в Росії є досвід застосування глухого заземлення нейтралі в деяких мережах 35 кВ (наприклад, кабельна мережа 35 кВ електропостачання м Кронштадта).

Всі способи і засоби підвищення надійності роботи високовольтних мереж спрямовані на запобігання електро- і пожежонебезпечних ситуацій, викликаних однофазних замикань на землю. Експлуатаційні якості електричних мереж, способи локалізації аварійних пошкоджень та умови безперебійного електропостачання споживачів значною мірою визначаються режимом заземлення нейтралі. Це обумовлено тим, що не менше 75% всіх аварійних пошкоджень в електричних мережах 6-35 кВ пов'язані з однофазних замикань на землю (ОЗЗ). Причини виникнення ОЗЗ в повітряних і кабельних мережах досить різноманітні. Це електричні та механічні руйнування ізоляції, дефекти в ізоляторах та ізоляційних конструкціях, їх зволоження і забруднення, обрив проводів і тросів, розриви струмоведучих частин і фаз кабелів в сполучних муфтах при зсувах ґрунту, часткові пошкодження ізоляції при будівельних і монтажних роботах, вплив грозових і внутрішніх перенапруг. Замикання фази на землю в мережах такої напруги можуть привести до наступних неприємних наслідків. У мережі з'являються перенапруження близько 2,4 - 3,5 кратних в порівнянні з фазним, що може призвести до пробою ізоляції непошкоджених фаз і переходу ОЗЗ в «двомісне» або подвійне замикань на землю за своїми характеристиками близький до двофазним коротких замикань. Ризик виникнення таких подвійних замикань помітно зріс останнім часом у зв'язку зі старінням ізоляції електричних машин і апаратів багатьох енергетичних об'єктів та відсутністю коштів на їх модернізацію і заміну.

Можливі явища ферорезонансу, від яких в розглянутих мережах найчастіше виходять з ладу трансформатори напруги. Іноді пошкоджуються і слабо навантажені силові трансформатори, що працюють в режимі, близькому до холостого ходу.

На повітряних ЛЕП однофазні замикання на землю часто відбувається при обриві проводу та падінні його на землю. При цьому виникає небезпека ураження людей і тварин електричним струмом. Особливо велика така небезпека, якщо ЛЕП проходить по густонаселеним районам, наприклад, по місту. Пробої ізоляції обмотки статора двигунів на метал статора часто відбуваються через дугу і можуть призвести до значних пошкоджень не тільки самої обмотки, але і заліза статора (викликати «пожежа заліза»). «Перепал» ізоляції призводить до появи небезпечних виткових або міжфазних коротких замикань. Неодноразово зазначалося, що «вторинні» пробої ізоляції, що виникають після появи в мережі 3-10 кВ ОЗЗ відбуваються саме на двигунах, оскільки якість їх ізоляції зазвичай поступається якості ізоляції ЛЕП та іншого обладнання. Характер процесів, що протікають в мережі при ОЗЗ, у великій мірі залежить від режиму заземлення нейтралі.

В даний час в Росії використовуються три способи заземлення нейтрали в розглянутих мережах: ізольована, компенсована і резистивної-заземлена, починає застосовуватися і четвертий - з резистором і дугогасним реактором в нейтрали.

Встановлено що існує 4 види заземлення нейтралі- це:

ізольована (незаземлена);

глухозаземленою (безпосередньо приєднана до заземлювального контуру);

заземлена через дугогасильний реактор;

заземлена через резистор (низькоомним або високоомний).

Розглянемо докладніше способи заземлення нейтрали і дамо їм загальну характеристику.

1.1.1 Ізольована нейтраль

Режим ізольованою нейтралі досить широко застосовується в Росії. При цьому способі заземлення нейтральна точка джерела (генератора або трансформатора) не приєднаний до контуру заземлення. У розподільних мережах 6-10 кВ Росії обмотки живлячих трансформаторів, як правило, з'єднуються в трикутник (рис. 1.1), тому нейтральна точка фізично відсутній.

Рис. 1.1 Схема двохтрансформаторної підстанції з ізольованою нейтраллю.

Його перевагами є:

відсутність необхідності в негайному відключенні першого однофазного замикання на землю;

малий струм в місці пошкодження (при малій ємності мережі на землю).

Недоліками цього режиму заземлення нейтралі є:

можливість виникнення дугових перенапруг при переміжному характері дуги з малим струмом (одиниці-десятки ампер) в місці однофазного замикання на землю;

можливість виникнення багатомісних ушкоджень (вихід з ладу кількох електродвигунів, кабелів) через пробоїв ізоляції на інших приєднаннях, пов'язаних з дуговими перенапруженнями;

можливість тривалого впливу на ізоляцію дугових перенапруг, що веде до накопичення в ній дефектів і зниження терміну служби;

необхідність виконання ізоляції електрообладнання відносно землі на лінійну напругу;

складність виявлення місця пошкодження;

небезпека електропоразки персоналу і сторонніх осіб при тривалому існуванні замикання на землю в мережі;

складність забезпечення правильної роботи релейних захистів від однофазних замикань, так як реальний струм замикання на землю залежить від режиму роботи мережі (числа включених приєднань).

Недоліки режиму роботи з ізольованою нейтраллю вельми істотні, а таке гідність, як відсутність необхідності відключення першого замикання, досить суперечливе. Так, завжди є ймовірність виникнення другого замикання на іншому приєднання через перенапруг і відключення відразу двох кабелів, електродвигунів або повітряних ліній.

1.1.2 Нейтраль, заземлена через дугогасильний реактор

Вона також досить часто застосовується в Росії. Цей спосіб заземлення нейтралі, як правило, знаходить застосування в розгалужених кабельних мережах промислових підприємств і міст. При цьому способі нейтральну точку мережі отримують, використовуючи спеціальний трансформатор (рис.1.2).

Рис. 1.2 Схема двохтрансформаторної підстанції з нейтраллю, заземленою через дугогасильний реактор.

З точки зору історичної послідовності виникнення цей спосіб заземлення нейтралі є другим. Він був запропонований німецьким інженером Петерсеном в 20-х роках минулого століття (у європейських країнах дугогасильні реактори називають по імені винахідника «Petersen coil» - котушка Петерсена).

У Росії режим заземлення нейтралі через дугогасильний реактор застосовується в основному в розгалужених кабельних мережах з великими ємнісними струмами. Кабельна ізоляція із зшитого поліетилену на відміну від повітряної не є самовідновлювальні. Тобто, один раз виникнувши, пошкодження не усунеться, навіть незважаючи на практично повну компенсацію (відсутність) струму в місці пошкодження. Відповідно для цих кабельних мереж самоліквідація однофазних замикань як позитивну властивість режиму заземлення нейтралі через дугогасильний реактор не існує.

Перевагами цього методу заземлення нейтрали є:

відсутність необхідності в негайному відключенні першого однофазного замикання на землю;

малий струм в місці пошкодження (при точної компенсації - налаштуванні дугогасного реактора в резонанс);

можливість самоліквідації однофазного замикання, що виник на повітряній лінії або ошиновці (при точної компенсації - налаштуванні дугогасного реактора в резонанс);

виняток ферорезонансним процесів, пов'язаних з насиченням трансформаторів напруги та неповнофазного включеннями силових трансформаторів.

Недоліками цього режиму заземлення нейтралі є:

виникнення дугових перенапруг при значній расстройке компенсації;

можливість виникнення багатомісних ушкоджень при тривалому існуванні дугового замикання в мережі;

можливість переходу однофазного замикання в двухфазное при значній расстройке компенсації;

можливість значних зсувів нейтралі при недокомпенсації і виникненні неповнофазних режимів;

можливість значних зсувів нейтралі при резонансної налаштуванні в повітряних мережах;

складність виявлення місця пошкодження;

небезпека електропоразки персоналу і сторонніх осіб при тривалому існуванні замикання на землю в мережі;

складність забезпечення правильної роботи релейних захистів від однофазних замикань, так як струм пошкодженого приєднання дуже незначний.

У Росії режим заземлення нейтралі через дугогасильний реактор застосовується в основному в розгалужених кабельних мережах з великими ємнісними струмами. Кабельна ізоляція на відміну від повітряної не є самовідновлювальні. Тобто, один раз виникнувши, пошкодження не усунеться, навіть незважаючи на практично повну компенсацію (відсутність) струму в місці пошкодження. Відповідно для кабельних мереж самоліквідація однофазних замикань як позитивну властивість режиму заземлення нейтралі через дугогасильний реактор не існує.

1.1.3 Нейтраль, заземлена через резистор (високоомний або низькоомним)

Цей режим заземлення використовується в Росії дуже рідко, тільки в деяких мережах власних потреб блочних електростанцій і мережах газоперекачувальних компресорних станцій. У той же час, якщо оцінювати світову практику, то резистивне заземлення нейтрали - це найбільш широко застосовуваний спосіб.

Резистор у вітчизняних мережах 6-10 кВ може включатися так само, як і реактор, в нейтраль спеціального заземлюючого трансформатора (рис. 1.3).

Рис.1. 3 Схема двохтрансформаторної підстанції з нейтраллю, заземленою через резистор.

Можливі два варіанти реалізації резистивного заземлення нейтралі: високоомний або низькоомним.

При високоомному заземлении нейтрали резистор вибирається таким чином, щоб струм, створюваний ним в місці однофазного ушкодження, був рівний або більше ємнісного струму мережі. Як правило, сумарний струм в місці пошкодження при високоомному заземлении нейтрали не перевищує 10 А. Тобто високоомним заземленням нейтралі є таке заземлення, яке дозволяє не відключати виникло однофазное замикання негайно. Відповідно високоомне заземлення нейтрали може застосовуватися тільки в мережах з малими власними ємнісними струмами до 5-7 А. У мережах з великими ємнісними струмами допустимо застосування тільки низкоомного заземлення нейтрали.

При низькоомними заземлении нейтрали використовується резистор, що створює струм в межах 10-2000 А. Величина струму, створюваного резистором, вибирається виходячи з декількох конкретних умов: стійкість опор ПЛ, оболонок і екранів кабелів до протікання такого струму однофазного замикання; наявність у мережі високовольтних електродвигунів і генераторів; чутливість релейного захисту.

Достоїнствами резистивного заземлення нейтралі є:

відсутність дугових перенапруг високої кратності і багатомісних ушкоджень у мережі;

відсутність необхідності у відключенні першого однофазного замикання на землю (тільки для високоомного заземлення нейтрали);

виняток ферорезонансним процесів і пошкоджень трансформаторів напруги;

зменшення ймовірності ураження персоналу і сторонніх осіб при однофазному замиканні (тільки для низкоомного заземлення та швидкого селективного відключення пошкодження);

практично повне виключення можливості переходу однофазного замикання в багатофазних (тільки для низкоомного заземлення та швидкого селективного відключення пошкодження);

просте виконання чутливою і селективної релейного захисту від однофазних замикань на землю, заснованої на струмовому принципі.

Недоліками резистивного режиму заземлення нейтралі є:

збільшення струму в місці пошкодження;

необхідність у відключенні однофазних замикань (тільки для низкоомного заземлення);

обмеження на розвиток мережі (тільки для високоомного заземлення).

Відсутність дугових перенапруг при однофазних замиканнях і можливість організації селективної релейного захисту є незаперечними перевагами режиму резистивного заземлення нейтралі. Саме ці переваги сприяли широкому розповсюдженню такого режиму заземлення нейтралі в різних країнах.

1.1.4 глухозаземленою нейтраллю

Як вже було сказано, у вітчизняних мережах 6-35 кВ не використовується. Цей режим заземлення нейтралі широко поширений в США, Канаді, Австралії, Великобританії і пов'язаних з ними країнах. Він знаходить застосування в чотирипровідних повітряних мережах середньої напруги 4-25 кВ. Як приклад на рис.1.4 наведено ділянку мережі 13,8 кВ в США. Повітряна лінія на всьому своєму протязі і відгалуженнях забезпечена четвертим нульовим проводом. Концепція побудови мережі полягає в тому, щоб максимально скоротити протяжність низьковольтних мереж напругою 120 В. Кожен приватний будинок живиться від власного понижувального трансформатора 13,8 / 0,12 кВ, включеного на фазну напругу. Основна повітряна лінія ділиться на ділянки секціонувальними апаратами - реклоузер. Трансформатори кожного окремого споживача і відгалуження від лінії захищаються запобіжниками. На отпайки від лінії використовуються отделители, що забезпечують відключення в бестоковую паузу.

Цей спосіб заземлення нейтралі не використовується в мережах, що містять високовольтні електродвигуни. Струми однофазного замикання в цьому випадку досягають декількох кілоампер, що неприпустимо з позицій пошкодження статора електродвигуна (виплавлення сталі при однофазному замиканні).

Рис. 1.4 Схема повітряної чьотирьох розподільчої мережі 4-25 кВ США.

Застосування глухого заземлення нейтралі в мережах середньої напруги в Росії навряд чи необхідно і ймовірно в осяжному майбутньому. Усі вітчизняні лінії 6-35 кВ трипровідні, а трансформатори споживачів трифазні, тобто сам підхід до побудови мережі істотно відрізняється від зарубіжного. Зазначений вище випадок глухого заземлення нейтралі в кабельній мережі 35 кВ, що живить р Кронштадт, є винятком. Таке рішення було свідомо прийнято проектним інститутом у зв'язку з тим, що струм однофазного замикання в цій мережі становить близько 600 А. Компенсація в даному випадку малоефективна, а надійних високовольтних низькоомних резисторів на момент реалізації рішення в Росії не існувало.

1.2 Характеристика процесів при замиканнях на землю в мережі 35 кВ

Замикання на лініях, однофазні та міжфазні, можна поділити на дугові і металеві. При дугових замиканнях з'єднання струмоведучих частин між собою або землею відбувається через малий опір дугового каналу. Такі замикання можуть виникати внаслідок впливу грозових або внутрішніх перенапруг (при сильному забрудненні гірлянд, ізоляторів), або внаслідок механічних впливів.

Розглянемо виникнення перенапруг в трифазній мережі на прикладі ізольованою нейтралі. На рис. 5а наведена розрахункова схема трифазної мережі. На цій схемі показані фазні ЕРС єс, еь, еа, індуктивності і опору фаз L і R, а також ємності фаз на землю С і междуфазовая Див.

Рис.1.5 Вихідна (а) і перетворена (б) схеми мережі

з ізольованою нейтраллю джерела при замиканнях однієї з фаз на землю

Нехай на фазі А виникає однофазне замикання через нестійку дугу. Тоді для розрахунку виникають перенапруг схему на рис. 1.5.а можна представити у вигляді схеми на рис. 1.5.б. Після запалювання дуги на пошкодженій фазі А ємності С і Смнеповрежденних фаз з'єднуються паралельно, як це видно з рис. 1.5.б і відбувається перерозподіл зарядів між ємностями. Перерозподіл вільних зарядів на ємностях С і Смпріводіт до зниження амплітуди вільних коливань напруги відповідно до співвідношення С / (С + См). Зразкові значення співвідношення С / (С + См) для ліній електропередачі 35 складають 0,744.

Значення перенапруги при повторному запалюванні дуги можна визначити за формулою

(1.1)

де Uн- початкове значення напруги на непошкоджених фазах в момент повторного запалювання;

Uк- значення усталеного напруги коливань;

- Коефіцієнт, що враховує загасання високочастотних коливань, який приймається зазвичай рівним 0,9.

Якщо прийняти, що при перовому повторному запалюванні в момент максимуму напруги пошкодженої фази в мережі немає остаточних зарядів, то максимальне перенапруження на пошкодженій фазі, що досягається в перехідному процесі, дорівнюватиме:

(1.2)

Короткочасні перенапруги порядку 3Uфне небезпечні для нормальної ізоляції при робочих напругах до 35 кВ включно. Однак тривалі перенапруги можуть призвести до теплового пробою ізоляції. Крім того, на процес розвитку перенапруг в мережах часто діють додаткові фактори, що підвищують кратність перенапруг. Помічено, зокрема, що при нестійких дугах на непошкоджених фазах часто спрацьовують розрядники, що мають знижену кратність розрядної напруги при робочій частоті. Робота розрядників може призвести до появи перенапруг, небезпечних для ізоляції. Дійсно, якщо відбувається гасіння дуги разрядником на непошкодженій фазі, а пошкоджена фаза заземлена, то відновлюється напруга змінюється від нуля до 2Uл = 3,46Uф. Тому кожен раз, коли відбувається спрацьовування розрядників, на ізоляцію здорових фаз впливає перенапруження 3,46Uф.

При компенсації ємнісних струмів повітряні та кабельні мережі можуть довгостроково працювати з замкнувшейся на землю фазою. У мережі з ізольованою нейтраллю трансформаторів однофазное замикання може існувати, якщо ємнісний струм замикання перешкоджає самопогасанію дуги в місці замикання. При включенні в нейтраль трансформатора реактора (рис.1.6) через місце замикання разом з ємнісним струмом проходить індуктивний струм, обумовлений индуктивностью реактора Lк.

Рис.1. 6. Схема мережі з дугогасящей котушкою при однофазному замиканні на землю

Підбираючи відповідне значення індуктивності реактора Lк, можна домогтися рівності ємнісний і індуктивного складових струму замикання (здійснити компенсацію ємнісного струму замикання). Компенсація настане, якщо виконується умова

(1.3)

де w = 314 рад-1- промислова частота.

Реактор в мережі відіграє подвійну роль. При компенсації зниження струму до залишкового значення Iост, обумовленого активними втратами в мережі, сприяє самопогасанію дуги в місці замикання. Крім того, реактор різко знижує швидкість відновлення напруги на дузі.

Значення залишкового струму Iостможно визначити за схемою заміщення (рис. 1.7). У цій схемі Lк- індуктивність замикаючого реактора; g - активна провідність, що враховує активні втрати в реакторі та мережі; джерело напруги має значення фазної напруги Uфв трифазної мережі.

Рис. 1.7 Розрахункова схема для визначення відновлюється напруги на дуговому проміжку при однофазному замиканні на землю

в мережі з дугогасящей котушкою

Ставлення струмів в індуктивності Lкі ємності 3С0носіт назва налаштування заземлюючого реактора

(1.4)

де.

Залишковий струм в дузі (рис. 1.7)

(1.5)

де Ia = Uфg - активна складова струму в місці замикання;

IС = 3UфwС0- емкостная складова струму, рівна току замикання у відсутності заземлюючого реактора.

Як видно з (1.5), залишковий струм Iосттем менше, чим ближче значення kнк одиниці. При kн = 1 (точна настройка реактора) через місце замикання протікає тільки малий активний струм (g »0).

Згасання дуги відбувається при проходженні струму Iостчерез нульове значення. Цьому відповідає розрив ланцюга між зажимами 1 і 2 (рис. 1.7), при якому потенціал точки 2 змінюється з промислової частотою w; потенціал точки 1 з частотою w0собственних коливань контуру Lк- 3С0. Напруга, відновлюється на пошкодженій фазі, дорівнює різниці потенціалів точок 1 і 2 і описується наступним співвідношенням:

(1.6)

де j - фазовий кут напруги в момент згасання дуги;

d - коефіцієнт загасання вільних коливань.

Так як d мало і множітельблізок до одиниці, то при досить точного настроювання (kн »1) напруга UВ (t) наростає повільно, так як w» w0.

Малий залишковий струм і мала швидкість відновлення напруги сприяють гасінню струму дуги замикання на землю, що дуже важливо при грозових перекриттях ізоляції на лініях електропередачі. Самоліквідація грозових перекриттів покращує електрозахисні характеристики ліній. Однак у тих випадках, коли самоліквідація дуги неможлива, як, наприклад, у випадках пробою або руйнування ізоляторів, падіння проводів на землю і т.д., дуга замикання на землю не гасне і може придбати нестійкий перемежовується характер з повторними гасіння та запалювання. У цих випадках на ємностях непошкоджених фаз при черговому гасінні дуги можуть зберегтися залишкові заряди, що призводять до появи напруги зміщення Uсм. Перехід напруги пошкодженої фази від нульового значення до кривої Uсмcos (wt) + Uфcos (wt) відбувається в результаті коливань, при яких формується перший максимум напруги на дузі:

(1.7)

Подальше наростання напруги в силу резонансної настройки заземлюючого реактора відбувається порівняно повільно.

Повторне запалювання на пошкодженій фазі при великих миттєвих значеннях напруги можливо, однак імовірність його виникнення мала. Це обумовлено тим, що має відбутися збіг досить рідкісних умов: сталий порушення ізоляції (наприклад, обрив або падіння проводу) і повторне запалювання в найбільш несприятливий момент часу, що супроводжується великими перенапруженнями на непошкоджених фазах.

З викладеного випливає, що необхідно прагнути до точної резонансної налаштуванні дугогасящей котушки.

За усталеною практикою електричні мережі напругою до 35 кВ включно мають незаземлену нейтраль. Якщо в такій мережі станеться дугове замикання на землю, то через дугу буде протікати ємнісний струм, величина якого визначається робочою ємністю всіх трьох фазах по всій мережі.

Як відомо з курсу ТОЕ, струм замикання в будь лінійної мережі можна визначити, включаючи в місці замикання джерело напруги, рівного напрузі фази до замикання, тобто Uф, і вважаючи всі інші джерела напруги нульовими. Величини індуктивних опорів, пренебрежимо малі в порівнянні з ємнісними. Ємнісний струм замикання на землю дорівнює:

Iз = Uф3wСф (1.8)

де СФ ємність фаз на землю.

Шляхом симетрування фаз - транспозицією на лініях або на підстанціях домагаються рівності ємностей Сфвсех трьох фаз системи. Для повітряних ліній питома ємнісний струм замикання на землю, тобто ток на 1 км лінії і 1 кВ номінальної напруги, дорівнює в середньому

ICуд = 3 мА / км ? кВ. (1.9)

Питома струм в кабельних лініях лежить в межах 60 ... 250 мА / км ? кВ в залежності від перетину і напруги кабелю. Великі цифри відносяться до кабелів більшого перетину і меншої напруги.

Якщо IС> IСпред, то виникає стійка дуга однофазного замикання на землю, яка веде до термічного руйнування ізоляторів, пережогу дроти і зазвичай перекидається на міжфазні проміжки, тобто веде до міжфазних коротких замикань з автоматичним відключенням ділянки мережі. З цієї причини дугові замикання на землю прагнуть погасити на початку їх виникнення. Для цієї мети служить дугогасильний котушка, що включається в нейтраль трифазної мережі (рис. 1.6). Котушка налаштовується в резонанс на сумарну ємність мережі на землю (3Сф). Це означає, що індуктивність котушки повинна приблизно відповідати умові:

(1.10)

де w = 314 с-1, а w0- кругова частота власних коливань;

СФ ємність фази по відношенню до землі.

За певним значенням ємнісних струмів для мережі вибирається потужність реактора:

Q = nICUф (1.11)

де n - коефіцієнт, що враховує розвиток мережі в найближчі 5 років (n = 1,25).

Вибір потужності з великими запасами може призвести до неповного використання дугогасящих котушок і утруднити установку найбільш доцільних налаштувань. Малі запаси потужності можуть призвести до необхідності роботи мережі при режимах недокомпенсації, при яких можлива поява небезпечних напруг зсуву нейтрали.

Потужності дугогасящих котушок вибираються такими, щоб ступені струмів компенсації відгалужень дозволили встановлювати можливо повну компенсацію ємнісного струму мережі при можливих конфігураціях мережі і відключеннях окремих ліній.

При резистивном заземлении нейтрали обмеження перенапруг при дугових замиканнях здійснюється за рахунок розряду ємності здорових фаз і зниження напруги на нейтралі до значень, що виключають наступні пробої ослабленою ізоляції аварійної фази. Крім того, практично виключаються небезпечні ферорезонансні явища, що в свою чергу так само призводить до підвищення надійності розглянутих мереж.

Теоретичні дослідження показують, що зменшити величину дугових перенапруг і число замикань на землю без значного штучного збільшення струму замикання на землю можна за рахунок включення в нейтраль мережі високоомного резистора величиною від декількох сотень Ом до декількох кОм.

Високоомний резистор з опором RNв нейтралі мережі (як правило, в нейтрали спеціального допоміжного трансформатора) забезпечує стікання заряду за час, що дорівнює напівперіоду промислової частоти (Т = 0,01 сек).

Включення резистора в нейтраль мережі дозволяє отримати в місці пошкодження активну складову струму, приблизно рівну ємнісний:

IRN? IС (1.12)

При цьому сумарний струм замикання на землю зростає в v2 раз.

Емкостная складова струму замикання на землю має вигляд:

Ic = 3?CUф, (1.13)

де ? - кругова частота рівна 2?f,

С - фазна ємність мережі на землю,

Uф - фазна напруга мережі

Активна складова струму замикання на землю дорівнює:

IRN = Uф / RN, (1.14)

де RN- опір резистора

Uф / RN = 3?CUф (1.15)

RN? 1 / (900 С)

Проте, вибір резистора для конкретної мережі проводиться індивідуально. При цьому в одних випадках за умовою обмеження кратності дугових перенапруг до рівня (2,6-2,7) Uф активна складова замикання на землю може бути в 1,5 ? 2 рази менше ємнісної складової. В інших випадках для підвищення селективності роботи струмового захисту від замикання на землю активна складова струму замикання на землю може дещо перевищити емкостную складову.

Що вибрати?

У Росії жорсткі нормативні вимоги ПУЕ щодо застосування тільки ізольованою нейтралі не дозволяли до останнього часу використовувати заземлення нейтралі через резистор. Навіть зараз, після внесення змін до ПУЕ, проектні інститути продовжують закладати в нові об'єкти стару ідеологію. Мабуть, необхідні спільні зусилля замовників, виробників обладнання та проектних інститутів для зміни існуючої ситуації.

На закінчення слід зазначити, що режим заземлення нейтралі в мережі середньої напруги повинен вибиратися в кожному конкретному випадку з урахуванням таких факторів:

рівня ємнісного струму мережі;

допустимого струму однофазного замикання, виходячи з руйнувань в місці пошкодження;

безпеки персоналу та сторонніх осіб;

допустимості відключення однофазних замикань з позицій безперервності технологічного циклу;

наявності резерву;

типу і характеристик використовуваних захистів.

Висновки

Для різних режимів нейтралі необхідно окреслити межі їх застосування.

Для визначення переваг того чи іншого режиму заземлення нейтралі необхідно зібрати достовірний статистичний матеріал про рівні перенапруг при дугових замиканнях на землю.

У мережах з компенсацією ємнісного струму замикання на землю необхідно застосовувати плавнорегуліруемие реактори з мікропроцесорними автоматичними регуляторами.

Необхідно передбачити резистивне заземлення нейтрали електричних мереж 3-35 кВ.

2. Розробка рекомендацій з вибору режиму нейтралі заданої мережі 35 кВ.

2.1 Загальна характеристика мережі 35 кВ і її конструктивного виконання.

На малюнку 2.1 представлена ??принципова однолінійна схема електропостачання електроприймачів 35 кВ першої та другої черги ливарно-прокатного заводу.

Електроприймачами напругою 35 кВ є дугові сталеплавильні печі (ДСП) і сталеплавильні агрегати «піч-ківш» (АПК). Структурно схема електропостачання розділяється на 3 ступені:

1) головна знижувальних підстанцій (ДПП) з встановленими трансформаторами типу ТДНМ 63 МВА напругою 110/35 кВ

2) закритий розподільний пристрій 35 кВ (ЗРУ-35) виконане осередками з елегазовою ізоляцією і вакуумними вимикачами. В ЗРУ-35 встановлені фільтрокомпенсуючі пристрої (ФКУ2-ФКУ4) і статичний тиристорний компенсатор реактивної потужності (СТК).

3) Грубні підстанції дугових сталеплавильних печей (ДСП) і агрегатів «піч-ківш» (ПС АПК).

Розподільна мережа напругою 35 кВ виконана кабелями з ізоляцією із зшитого поліетилену марки ПвВнг з мідною токоведущей житловий (одножильні).

Мережа від трансформаторів ГПП до ЗРУ-35 кВ (лінії Л1, Л2 на рис 2.1) виконана Дволанцюговий кабельною лінією з використанням кабелів ПвВнг 1х185 з включенням трьох паралельних кабелів на фазу з прокладкою їх в кабельному каналі покладених у трикутник як показано на малюнку 2.2. Інакше кажучи, на одну кабельну лінію необхідно 9 одножильних кабелів довжиною L1 або L2 (позначення кабельної лінії ПвВнг-3Х3 (1х185)).

Мережу від ЗРУ-35 до підстанцій дугових сталеплавильних печей (ПС ДСП) також виконується кабелями з ізоляцією із зшитого поліетилену марки ПвВнг з мідною токоведущей житловий (лінії L3-L6 рис 2.1).

Рис 2.2 Вид прокладки кабелів в землі

2.2 Визначення ємнісних струмів замикання на землю

Аналітичний розрахунок величини струмів замикання «на землю» в розгалужених мережах не дає великої точності і частіше застосовується як допоміжний метод для отримання, наприклад, величин струму по кожному фідера окремо або по всій мережі. При цьому завдання розбивається на ряд ступенів, кожна з яких може надалі коригуватися.

Струми можна розрахувати якщо розташовувати ємністю мережі, яка залежить від її конструкції і параметрів:

У розподільних мережах використовують 2 типи кабелів:

1) трижильні кабелі з поясною ізоляцією.

2) трижильні з заземленою металевою оболонкою навколо кожного проводу.

Ємність у плечі еквівалентної зірки (робоча ємність) для нормального режиму для кабелів першого типу визначається за наступним рівнянням

Се = С1е + 3С12 (2.1)

Де С1е-ємність на землю однієї фази; С12-ємність між проводами (міжфазних ємність)

Ці параметри визначаються з рішення системи рівнянь описують ємнісні зв'язку в багатодротової системі.

Сума трьох статичних ємностей на землю становить 1,5-1,7 ємності еквівалентної зірки, тобто

3С = (1,5-1,7) Секв, мкФ / км (2.2)

С = .Секв = (0,5-0,57) С + 3 (0,5-0,57) Див, мкФ / км (2.3)

С = (3,0-3,97) Див, мкФ / км (2.4)

Звідки: См = С = 0,33С См = 0,25с мкФ / км

Зарядний струм кабелю визначається наступною залежністю:

Iзар = .?.Секв.L.10-6 (2.5)

Де L-довжина кабельної лінії, км.

Ємнісний струм замикання на землю

Ic = 10-6..?.3С.L = 10-6..?. (1,5-1,7) Секв.L, А / км або (2.6)

Ic = Uн. (272-308) Секв.L, А / км (2.7)

Однак, для повітряних ЛЕП можна скористатися формулами 2 для розрахунку ємнісних струмів замикання на землю. Як приклад за формулою (2.2) можна визначити ємнісний струм для ЛЕП різної напруги

Ic =

де Uн- номінальну напругу повітряної ЛЕП, кВ;

l-довжина лінії;

Ic- струм замикання на землю, А

З'явилися в даний час кабелі з ізоляцією із зшитого поліетилену охоплені цими довідковими таблицями.

Для цих кабелів струми можна розрахувати розташовуючи ємностями С1еі С12, або визначити ці ємності дослідним шляхом.

У кабелях другого типу (з заземленою оболонкою навколо кожної жили) немає інших ємностей крім ємностей на землю, яка визначається ємністю як би циліндричного конденсатора, що визначається за такою залежністю:

С =, мкФ / км (2.8)

де r, R радіус відповідно жили провідника і екрану; ? діелектрична проникність діелектрика для паперової ізоляції (3,7-4), для поліетиленової (3,6-4)

С- ємність, мкФ / км.

Струм замикання на землю такого кабелю визначається:

Ic = Uн.v3.?.С.10-6, А / км або (2.9)

Ic = Uн.544.С.10-6, А / км (2.10)

Де С- мкФ / км-питома ємність фази на землю.

Значення ємностей для кабелів з СПЕ з різними перетинами жив і номінальними напругами представлені в таблиці 2.1

Таблиця 2.1

Ємність кабелю з ізоляцією з СПЕ мкФ / км

 Номінальний перетин жили, мм 2 Ємність 1 км кабелю, мкФ

 Номінальна напруга кабелю, кВ

 6 6/10 10/10 15 20 35

 50 0,28 0,24 0,23 0,20 0,17 0,14

 70 0,32 0,27 0,26 0,23 0,19 0,16

 95 0,35 0,30 0,29 0,25 0,21 0,18

 120 0,38 0,32 0,31 0,27 0,23 0,19

 150 0,41 0,35 0,34 0,30 0,26 0,20

 185 0,45 0,38 0,37 0,32 0,27 0,22

 240 0,51 0,43 0,41 0,35 0,29 0,24

 300 0,55 0,47 0,45 0,38 0,32 0,26

 400 0,56 0,53 0,50 0,42 0,35 0,29

 500 0,62 0,59 0,55 0,47 0,39 0,32

 630 0,71 0,67 0,61 0,52 0,43 0,35

 800 0,80 0,76 0,68 0,58 0,49 0,40

 1000 0,89 0,84 0,73 0,63 0,54 0,45

Кабелі з поясною ізоляцією, коли три жили симетрично розташовані відносно свинцевою або алюмінієвою заземленою оболонки, розраховуються за методикою як ЛЕП і за формулою 2.1

Найчастіше ємність визначають виміром. Для цього достатньо двох вимірів. Приклавши до висновків певну напругу змінного струму і зберігаючи умови рівноваги, можемо отримати за виміряним зарядного струму еквівалентну ємність

Се1 = С1Е + 2С12 (2.11)

Заземливши один з двох проводів, тобто з'єднавши зі свинцевою оболонкою, отримаємо, що ємність можна виміряти

С1 * = С1Е + С12 (2.12)

Поєднуючи два дроти разом і подаючи напругу між ними і свинцевою оболонкою, знаходимо безпосереднє значення 2С12. Можна використовувати й інші методи вимірювання.

Сума трьох статичних ємностей на землю становить 1,5-1,7 ємності еквівалентної зірки. Значення ємностей між фазами в кабельних мережах з трифазними кабелями становить приблизно третину ємностей щодо землі С12 = 1 / 3С1е, а для повітряних мереж С12 = 0,2С1е.

Для найбільш поширених трьохжильних кабелів з паперовою просоченою ізоляцією значення ємнісних струмів представлено в таблиці 2.2

Якщо в мережі є великі електродвигуни напругою 6 і 10 кВ, то слід враховувати їхні власні ємнісні струми. Ємнісний струм електродвигуна при зовнішньому ОЗЗ можна орієнтовно визначити за такими формулами

При Uн = 6 кВ Iсд = 0,017.Sндв (2.13)

При Uн = 10 кВ Iсд = 0,03.Sндвгде Sндв = Pн / (cos?н.?н)

Таблиця 2.2

Значення ємнісних струмів трьохжильних кабелів з паперовою просоченою ізоляцією

 Перетин жил кабелю мм 2 Мережа 6 кВ Мережа 10 кВ

 U н = 6кВ

 U н = 10кВ

 16 0,40 0,35 0,55

 25 0,50 0,40 0,65

 35 0,58 0,45 0,72

 50 0,68 0,50 0,80

 70 0,80 0,58 0,92

 95 0,90 0,68 1,04

 120 1,00 0,75 1,16

 150 1,10 0,85 1,30

 185 1,25 0,95 1,47

 240 1,45 1,10 1,70

Ємнісний струм замикання на землю в трифазній мережі визначається наступним виразом

Ic = v3.Uн.?.сф.10-6 .L (2.14)

Де Uн- номінальну напругу мережі 35 000 В

? = 2.?.?- кутова частота мережі - 314

СФ питома ємність мережі однієї фази мкФ / км

L- довжина лінії, км.

Для мережі напругою 35 кВ при підстановці значень рівняння 1 прийме вигляд

Ic = 19.Сф.L (2.15)

Розрахункові значення ємності кабелю згідно з технічними умовами (ТУ 3530-001-42747015-2005) на кабелі з ізоляцією пероксідносшіваемого поліетилену на напругу 6,10,15,20 і 35 кВ для перерізів (1х150), (1х185) і (1х240) U = 35 кВ відповідно рівні 0,2; 0,22; 0,24 мкФ / км.

Тоді питома ємнісний струм (А / км) для цих перерізів кабелів складе:

3,8 А- для (1х150);

4,18 А- для (1х185);

4,56 А- для (1х240).

Крім цього в мережі використовуються RC- ланцюжка. Згідно з паспортом для них ємність на фазу одного ланцюга становить С1ф = 0,2 мкФ.

Після реконструкції мережі такі ланцюжки встановлюються тільки на пічних трансформаторах тобто на кожну секцію буде припадати додаткова ємність С1ф = 0,4 мкФ на фазу, це збільшить ємнісний струм на кожній секції на

Ic = 19.C1ф = 19.0,4 = 7,6 А

Розрахункові значення ємнісних струмів по секціях мережі 35 кВ наведені в таблиці 2.3.

Таблиця 2.3 Розрахунок ємнісних струмів мережі 35 кВ

 № осередку Число жив і перетин кабелю Питомий значення Довжина кабельної лінії, км Ємнісний струм, А

 З 1ф мкФ / км

 I c, а / км

 1 секція

 осередок 2 (ДСП-1) 6 (1х150) 0,2

 3,8 (3,1 *) 2х0,162

 1,23 (1,0 *)

 осередок 3 (АПК-1) 3 (1х150) 0,2

 3,8 (3,1 *) 0,260

 0,99 (0,81 *)

 осередок 11 (ФКУ-1) 3 (1х150) 0,2

 3,8 (3,1 *) 0,02

 0,076 (0,062 *)

 осередок 01 (ФТК 1) 3 (1х150) 0,2

 3,8 (3,1 *) 0,07

 0,266 (0,22 *)

 осередок 04 (секція викл.) 6 (1х240) 0,24

 4,56 (3,6 *) 2х0,05

 0,456 (0,36 *)

 Осередок 06 (введення Т1) 9 (1х185) 0,22

 4,18 (3,3 *) 3х0,14

 1,756 (1,39 *)

 RC- ланцюжок (2 шт.) 2х0,2 3,8 (-) 7,6

 Разом по першій секції 12,37 А (3,85) А

 2 секція

 осередок 17 (ТРГ) 9 (1х185) 0,22

 4,18 (3,3 *) 3х0,135

 1,693 (1,34 *)

 осередок 14 (ФКУ 2) 3 (1х150) 0,2

 3,8 (3,1 *) 1х0,155

 0,589 (0,48 *)

 осередок 15 (ФКЦ 3) 6 (1х150) 0,2

 3,8 (3,1 *) 2х0,160

 1,216 (1,00 *)

 осередок 16 (ФКЦ 4) 6 (1х150) 0,2

 3,8 (3,1 *) 2х0,160

 1,216 (1,00 *)

 осередок 09 (ДСП 2) 6 (1х150) 0,2

 3,8 (3,1 *) 2х0,300

 2,28 (1,86 *)

 осередок 10 (АПК 2) 3 (1х150) 0,2

 3,8 (3,1 *) 1х0,300

 1,14 (0,93 *)

 осередок 12 (ДГК 2) 3 (1х150) 0,2

 3,8 (3,1 *) 1х0,055

 0,209 (0,17 *)

 осередок 08 осередок 13 вересня (1х185) 0,22

 4,18 (3,3 *) 3х0,007

 0,088 (0,075 *)

 осередок 07 (введення від Т2) 9 (1х185) 0,22

 4,18 (3,3 *) 3х0,075

 0,940 (0,74 *)

 RC- ланцюжок - 2 шт. 2х0,2 3,8 (-) 3х0,075 7,6 (-)

 Разом по другій секції 16,97 А, (7,59) А

* - Розрахункове значення за проектом реконструкції.

Сумарний ємнісний струм двох секцій 29,34 А. Як видно з розрахунків згідно ПУЕ установка дугогасящих котушок необхідна на обох секціях, тому Ic> 10 А.

2.3 Аналіз режимів роботи екранів кабельної мережі 35 кВ при різних режимах роботи мережі

Розподільні мережі виконуються одножильними кабелями із зшитого поліетилену типу ПвВнг ланцюговими лініями. Всі кабелі прокладаються в одній траншеї горизонтально, як показано на рис. 2.3, від механічних пошкоджень кабелі захищені цеглою протягом усіх розподільчих мереж.

Розрахуємо параметри кабелю осередку 3 (АПК-1) ПвВнг-150 і осередки 6 на вводі Т1 ПвВнг-185 На рис. 2.3 представлені геометричні розміри кабелю.

Рис. 2.3 Геометричні розміри кабелю

На ток і напруги в екрані кожної фази буде впливати не тільки ток жили цієї фази, але і струми жив і екранів сусідніх фаз. Врахуємо це, для чого звернемося до рис. 2.4

Рис 2.4 Група з трьох однофазних кабелів

Рівняння фази А, що описують взаємодії на рис 2.4, наступні:

?Uжа = ZжIжА + ZжеIеА + Zк (IжВ + IеВ) + Zк (IжС + Іес), (2.16)

?Uеа = ZеIеА + ZжеIеА + Zк (IжВ + IеВ) + Zк (IжС + Іес). (2.17)

Раніше в однофазної постановці було отримано, що для мідних екранів Iе? Iж. Таким чином, справедливо (IжВ + IеВ) ? 0 і (IжС + Іес) ? 0, тобто фази В, С не можуть компенсувати вплив струму фази А. Отже, розглянутий на прикладі однофазного кабелю механізм виникнення струмів в екранах залишається справедливим і для групи з трьох однофазних кабелів.

Припустимо, що має місце симетричний режим IжА + IжВ + IжС = О, при якому все ж немає струмів в екранах (заземлених по кінцях) трифазної групи однофазних кабелів. Тоді з другого рівняння системи отримаємо рівність яке може бути справедливо лише в разі Zже = Zк.

О = ?UеА = ZжеIжА + ZкIжВ + ZкIжС (2.18)

Іншими словами, фази В і С могли б повністю компенсувати струм в екрані фази А лише тільки в тому випадку, коли вони впливали б на ток екрану фази А так само добре, як це робить ток жили фази А.

Отже, струми і напруги в екранах групи однофазних кабелів залежать від відстані між кабелями, знижуючись із зменшенням цієї відстані. Розміщувати сусідні кабелі впритул один до одного небажано виходячи з питань живності охолодження кабелю. Тому помітні струми і напруги в екранах притаманні всім трифазним групам однофазних кабелів в тому випадку, коли екрани заземлені з обох кінців кабелю.

Радикальними ж способами зниження струмів в екранах можуть бути названі:

- Застосування трифазних кабелів замість однофазних;

- Часткове розземлення екранів;

- Заземлення екранів по кінцях кабелю з одночасним застосуванням транспозицией екранів.

Часткове розземлення екранів.

Найпростіший спосіб боротьби з струмами в екранах - це розземлення екрану в одному з кінців кабелю, як це показано на рис.2.5 У разі розземленою екрану на його незаземленого кінці відносно землі в нормальному режимі і при коротких замиканнях буде напруга промислової частоти. Нехай Uе- найбільше з усіх режимів напруга на екрані щодо землі.

Рис. 2.5 Схема з'єднання екранів групи з трьох однофазних кабелів у разі, коли екран заземлений тільки з одного боку.

Якщо для конкретного кабелю виключено дотик людини до екрану, то в якості допустимого напруги на екрані можна прийняти ту напругу, яка відповідає міцності ізоляції екрану, тобто у всіх режимах кабелю, що має незаземлений кінець екрана, повинна виконуватися умова

де Uедоп-1- допустима напруга промислової частоти для ізоляції екрану з точки зору її міцності.

Припустимо, що в схемі рис. 2.5 має місце перевищення напругою екрану допустимого значення. У цьому випадку можна запропонувати розділити екран кабелю на До несоедіненних один з одним секцій рівної довжини, в кожній з яких екран заземлити лише один раз (див. Рис. 2.6, де показано К = 2).

Рис 2.6. Схема з'єднання екранів групи з трьох однофазних кабелів у разі, коли екран розділений на секції, заземлення один раз.

При великому числі секцій До схема рис.2.6 теоретично ефективна, але практично важко реалізувати. Справа в тому, що якщо по кінцях кабельної лінії. як правило, є заземлюючі пристрої, до яких можна приєднати екрани кабелю, то на трасі таких пристроїв немає, і їх треба передбачати тим більшій кількості, чим більше К. Тому більш зручної слід визнати схему рис. 2.7, яка:

- Вимагає меншої кількості заземлюючих пристрої;

- Безпечніше для персоналу.

Рис. 2.7 Схема з'єднання екранів групи з трьох однофазних кабелів у разі, коли екран розділений на дві секції, заземлення один раз з боку кінцевих підстанцій

З урахуванням довідкових даних визначимо розрахункові параметри кабелю і зведемо їх у таблицю.

Таблиця 2.5 Дані для розрахунку параметрів кабелю ПвВнг

 Величина (150х1) (185х1) (240х1)

 зовнішній радіус жили, r 1 м

 8 - 10 -3

 9 - 10 -3

 10 - 10 -3

 внутрішній радіус екрана, r 2 м

 19,3 - 10 -3

 20,3 - 10 -3

 21,3 - 10 -3

 зовнішній радіус екрана, r 3 м

 19,5 - 10 -3

 20,5 - 10 -3

 21,5 - 10 -3

 зовнішній радіус кабелю, r 4 м

 21 - 10 -3

 22 - 10 -3

 23- 10 -3

 відносна діелектрична проникність ізоляції між житловою і екраном, ? г (в.о.) 24 24 24

 відносна діелектрична проникність ізоляції екрану, ? 2 (в.о.) 24 24 24

 відстань між осями сусідніх фаз у разі розташування в вершинах рівностороннього трикутника, S м

 42 - 10 -3

 44 - 10 -3

 46 - 10 -3

 глибина закладання кабелю, h м 1 1 січня

 довжина кабелю, м 260 140 50

 частота напруги і струмів, F Гц 50 50 50

 питомий опір матеріалу, р ж і р е (Ом - м)

 2 -10 -8

 2 -10 -8

 2 -10 -8

 Перетин жили, F ж м 2

 0,15 -10 -3

 0,185 -10 -3

 0,24 -10 -3

 Перетин екрану, F 3 м 2

 0,025 - 10 -3

 0,025 - 10 -3

 0,025 - 10 -3

 Абсолютна магнітна проникність вакууму, ?о Гн / м

 12,56 - 10 -7

 12,56 - 10 -7

 12,56 - 10 -7

 Кругова частота напруг і струмів, ? рад / с 314314314

Таблиця 2.6 Основні електричні параметри кабелю ПвВнг

 Величина (1х150) (1х185) (1х240)

 Активний опір жили (Ом / м) R ж = ?.

 1,3 - 10 -4

 1,1 - 10 -4

 0,83 - 10 -4

 Активний опір екрану (Ом / м) R е = ?.

 8 - 10 -4

 8 - 10 -4

 8 - 10 -4

 Активний опір землі (Ом / м) Rз =. ?о. f

 4,92 - 10 -5

 4,92 - 10 -5

 4,92 - 10 -5

 Власна індуктивність жили (Гн / м) L ж =

 2,6 - 10 -6

 2,6 - 10 -6

 2,6 - 10 -6

 Еквівалентна глибина (м) D з 3566 3566 3566

 Власна індуктивність екрану (Гн / м) L е =

 2,4 - 10 -6

 2,4 - 10 -6

 2,4 - 10 -6

 Взаємна індуктивність між житловою (екраном) і сусіднім кабелем (Гн / м) М к =

 18 - 10 -7

 18 - 10 -7

 18 - 10 -7

 Взаємна індуктивність між житловою і екраном одного і того ж кабелю. М ШЕ =

 3,2 - 10 -6

 3,2 - 10 -6

 3,2 - 10 -6

 Ємність між житловою і екраном (Ф / м) із ШЕ =

 1,51 - 10 -10

 1,64 - 10 -10

 1,76 - 10 -10

 Ємність між екраном і землею (Ф / м) З е =

 18 - 10 -10

 19 - 10 -10

 19,8 - 10 -10

У таблиці 2.7 представлені розрахунки власних і взаємних погонних опорів кабелю.

Таблиця 2.7 Власні і взаємні погонні опору кабелю

 Величина Формула ПвВнг (1х150) ПвВнг (1х185) ПвВнг (1х240)

 Власний опір жили (Ом / м)

 Z * ж = R * 3 + R * ж + j. ?. L * ж

 0,83. 10 -3

 0,83. 10 -3

 0,83. 10 -3

 Власний опір екрану (Ом / м)

 Z * е = R * з + R * е + j. ?. L * е

 1,16. 10 -3

 1,11. 10 -3

 1,08. 10 -3

 Взаємне опір жили (екрану) і сусіднього кабелю (Ом / м)

 Z * к = R * з + j. ?. М * до

 5,67. 10 -4

 5,67. 10 -4

 5,67. 10 -4

 Взаємне опір між житловою і екраном одного і того ж кабелю (Ом / м)

 Z * ШЕ = R * 3 + j. ?. М * ЕЖ

 1. 10 -3

 1. 10 -3

 1. 10 -3

При визначенні параметрів кабелю (табл. 2.6-2.7) були зроблені наступні допущення:

- Геометрія розташування в просторі трифазної системи кабелів така, що s »ГЗ;

- Екран кабелю спрощено вважаємо таким, що г3 »(г3- г2), це дозволяє знехтувати кінцевої товщиною екрану і в розрахунках використовувати лише його внутрішній радіус;

- Нехтуємо струмами зміщення у землі;

- Нехтуємо ефектом близькості на промисловій частоті, вважаючи активні опори жив і екранів як на постійному струмі.

Для визначення погонних поздовжніх активно-індуктивних опорів трифазної системи однофазних кабелів, які використовуються в розрахунках нормальних і аварійних режимів роботи мережі, необхідно вказати стан екрану кабелю (граничні умови), від якого ці параметри залежать (табл. 2.8): нехтуючи струмами на початку кабелю і опором заземлення екрана.

Таблиця 2.8

 Стан екрану Граничні умови

 1. Разземлен

 I ЕА = 0

 Iев = 0

 Іес = 0

 2. заземлені з одного боку

 I ЕА = 0

 Iев = 0

 Іес = 0

 3. заземлені з двох сторін

 ?U ЕА = 0

 ?U ЕВ = 0

 ?U ЕС = 0

При цьому додаткові умови визначаються розрахунком і заносяться в таблицю 2.9

Таблиця 2.9 Розрахункові додаткові умови

 Розв'язувана задача Додаткові умови

 Визначення струмів і напруг в екрані кабелю в нормальному режимі

 I ЖА + Iжв + I ЖС = 0

 I ЕА + Iев + I ЕС = 0

 Визначення струмів і напруг в екрані кабелю в аварійному режимі (зовнішнє по відношенню до кабелю трифазне коротке замикання)

 I ЖА + Iжв + I ЖС = 0

 I ЕА + Iев + I ЕС = 0

Виходячи із заданих умов приймемо для розрахунку Iж = 10 кА а напруга екрана щодо землі рівним випробувального напрузі захисної оболонки екрану Uе = 5кВ

Напруга (В) наводимое на екран кабелю відносно землі в нормальному режимі роботи наведено в таблиці 2.10

Таблиця 2.10

Значення наведених напруг екрана щодо землі

 Стан екрану Формула ПвВнг (1х150) ПвВнг (1х185) ПвВнг (1х240)

 Разземлен

 . U ж 387 В 395 В 408 В

 Заземлений з одного боку

 (Zже-Zк). l. l ж 63 В 34 В 12 В

 Заземлений з двох сторін 0 В 0 В 0 В

Напруга (В) наводимое на екран кабелю відносно землі в аварійному режимі трифазного замикання поза кабелю наведено в таблиці 2.11

Таблиця 2.11

Величина напруги екрана щодо землі при зовнішньому к.з

 Стан екрану Формула ПвВнг (1х150) ПвВнг (1х185) ПвВнг (1х240)

 Разземлен

 . U ж 387 В 395 В 408 В

 Заземлений з одного боку

 (Zже-Zк). l. l ж 1131 В 609 В 218 В

 Заземлений з двох сторін 0 В 0 В 0 В

Аналогічно визначаємо струми в екранах при різних режимах роботи мережі:

Струм в екранах фаз кабелю в нормальному режимі

Таблиця 2.12 Величина струму в екранах фаз кабелю

 Стан екрану Формула (1х150) (1х185) (1х240)

 Разземлен

 0 0 0

 Заземлений з одного боку

 I ЕА = j. ?. (C ШЕ. L). UжА

 I еВ = j. ?. (C ШЕ. L). UжВ

 I еС = j. ?. (C ШЕ. L). UжС 0,06 А 0,036 А 0,002 А

 Заземлений з двох сторін

 I ЕА = -. I жа

 I еВ = -. I ЖВ

 I еС = -. I ЖС 286 А 308 А 319 А

Струми в екранах фаз кабелю в аварійному режимі представлені в таблиці 2.13

Таблиця 2.13 Величина струму в екранах фаз кабелю

 Стан екрану Формула (1х150) (1х185) (1х240)

 Разземлен

 0 0 0

 Заземлений з одного боку

 I ЕА = j. ?. (C ШЕ. L). UжА

 I еВ = j. ?. (C ШЕ. L). UжВ

 I еС = j. ?. (C ШЕ. L). UжС 0,06А 0,036 А 0,002 А

 Заземлений з двох сторін

 I ЕА = -. I жа

 I еВ = -. I ЖВ

 I еС = -. I ЖС 5111 А 5491 А 5699 А

Висновок: в нормальному режимі (за таблицею 2.10) напруга наводимое на розземленою кінці кабелю марки ПвВнг становить 387 В для перетину жили 150 мм2, 395 В для перетину жили 185 мм2,408 В для перетину жили 240 мм2, що припустимо для ізоляції екрану. В аварійному режимі отримали 1131 для перетину жили 150 мм2, 609 для перетину жили 185 мм2, 218 для перетину жили 240 мм2, що не припустимо для ізоляції екрану.

Якщо екран кабелю заземлений на обох його кінцях, то (за таблицею 2.12) отримаємо струми: 286 А для перетину жили 150 мм2, 308 А для перетину жили 185 мм2,319 А для перетину жили 240 мм2. Що неприпустимо при малому перерізі екрану 25 мм2по порівнянні з перетином жили 240 мм2.

Якщо кабель разземліть з обох сторін то при цьому потрібно виконати додаткову ізоляцію екранів. При такому способі заземлення екранів струм в екрані відсутня, а значить і відсутня додатковий нагрів кабелю.

Якщо кабель разземліть з одного боку, то в цьому випадку потрібно виконати додаткову ізоляцію екранів на розземленою ділянці. Струм при цьому способі практично відсутній і його можна не враховувати.

2.4 Вибір оптимального режиму нейтралі мережі

Спосіб заземлення нейтралі мережі є досить важливою характеристикою. Він визначає:

ток в місці пошкодження і перенапруги на непошкоджених фазах при однофазному замиканні;

схему побудови релейного захисту від замикань на землю;

рівень ізоляції електрообладнання;

вибір апаратів для захисту від грозових і комутаційних перенапруг (обмежувачів перенапруг);

безперебійність електропостачання;

допустимий опір контуру заземлення підстанції;

безпеку персоналу та електрообладнання при однофазних замиканнях.

Розрахункові значення ємнісних струмів по секціях мережі 35 кВ

Таблиця 2.14

 Ємнісний струм, А

 Разом по першій секції 12,37 А

 Разом по другій секції 16,97 А

Сумарний ємнісний струм двох секцій 29,34 А. Як видно з розрахунків згідно ПУЕ установка дугогасящих котушок необхідна на обох секціях, тому Ic> 10 А.

Для заданої мережі визначена нейтраль, заземлена через дугогасильний реактор.

Цей спосіб заземлення нейтралі, як правило, знаходить застосування в розгалужених кабельних мережах промислових підприємств і міст. При цьому способі нейтральну точку мережі отримують, використовуючи спеціальний трансформатор. У Росії режим заземлення нейтралі через дугогасильний реактор застосовується в основному в розгалужених кабельних мережах з великими ємнісними струмами. Кабельна ізоляція на відміну від повітряної не є самовідновлювальні. Тобто, один раз виникнувши, пошкодження не усунеться, навіть незважаючи на практично повну компенсацію (відсутність) струму в місці пошкодження.

3. Вибір обладнання комплексу заземлення нейтралі мережі 35 кВ

3.1 Методика вибору параметрів комплексу заземлення нейтрали

Методика вибору числа і потужності компенсуючих апаратів

Після визначення ємнісного струму замикання на землю електрично з'єднаних частин системи вирішується питання вибору числа компенсуючих котушок.

Завдання вибору числа компенсуючих котушок є багатоваріантної і залежить від складності системи і від експлуатаційних вимог.

У невеликих системах частіше розглядається варіант установки одного компенсуючого апарату (КА) з підключенням його до підходящої нейтрали трансформатора і якщо немає підходящої нейтрали трансформатора застосовують заземляющий трансформатор.

У більш складних системах рекомендується застосовувати кілька котушок. При цьому враховуються можливості поділу системи (автоматично або оперативними перемиканнями). Котушки повинні бути встановлені так, щоб автоматично зберігалася задовільна компенсація окремих частин системи в цих випадках.

Іноді розподіл компенсує потужності між окремими апаратами доцільно за експлуатаційними міркувань. В даному випадку це рішення буде більш важливим, ніж деяка економія, що отримується при концентрації всієї потужності в одній одиниці.

Потужність КА визначається мінімальною і максимальною величиною компенсуючого струму, який залежить від зміни конфігурації системи та обліку майбутнього розвитку системи.

Дугогасні котушки випускаються регульовані (з перемиканням отпаек і з безперервним регулюванням струму) і нерегульовані. Раніше окремі котушки виконувалися із співвідношенням мінімального і максимального значень струмів 1: 2 і інтервалом між відгалуженнями приблизно 10%. Зараз випускаються котушки із співвідношенням 1: 4 і більше. В даний момент в розподільних мережах використовуються такі реактори як:

1. Чеські плавнорегуліруемие дугогасильні реактори (ДГР) ZTC. Ці ДГР відрізняються такими якостями:

Точної налаштуванням на ємнісний струм мережі;

Високою якістю виконання вузлів і механізмів;

Широким діапазоном регулювання струмів.

2. Поряд з ДГР типу ZTC застосовуються в експлуатації вітчизняні плавнорегуліруемие ДГР типу РЗДПОМ. Однак діапазон струмів регулювання вітчизняних ДГР значно менше, а враховуючи значні коливання ємнісних струмів протягом доби, це є стримуючим фактором їх застосування.

3. Також в енергосистемах застосовуються дугогасильні реактори з під- магнічіваніем типу РУОМ з відповідними пристроями автоматики санках. З експлуатації цих ДГР можна відзначити наступне:

- Відстежити правильну роботу санках і відповідно РУОМ вкрай важко, якщо взагалі це можливо в експлуатації, на відміну від плавнорегуліруемих плунжерних ДГР та відповідних пристроїв автоматики, що працюють на «фазовому принципі»;

- Будь-яких даних про генерування РУОМ вищих гармонік, описаних в різній літературі, ні, тому дослідження в мережі, в якій вони встановлені, не проводилося;

Доцільно розглядати варіант установки двох дугогасящих котушок в різні номінальні точки, але з сумарним значенням повного струму.

Реактори з плавним регулюванням струму встановлюються тільки в вузлових точках, де контролюється настройка всієї системи і тим самим повністю використовується переваги плавного регулювання.

Потужність дугогасних котушок оцінюється часом роботи з номінальним навантаженням, тобто часом роботи системи з заземленою фазою.

В Європі часто розраховують на двогодинну тривалість, маючи на увазі, що тільки в рідкісних випадках замикання на землю не ліквідується за цей час.

Якщо робота зі стійким замиканням на землю не передбачається, звичайно приймається 10-хвилинна тривалість, яка дає достатній запас термічної стійкості, навіть якщо замикання на землю повторюються через короткі проміжки часу.

За європейськими стандартами номінальна потужність котушок визначається умовою тривалої і двох годинної роботою з повним навантаженням, припускаючи при цьому можливість появи максимальної допустимої температури нагріву, але з прийняттям заходів щоб такі випадки були рідкісними і нетривалими. Так за стандартом IEC289 тепловий режим визначають за умовами роботи ДГР з номінальною потужністю не більше 90 днів на рік. Тому допустима межа температур приймається вище ніж для трансформаторів працюють тривало з номінальним навантаженням Європейська практика встановлює верхні межі температури + 70 ° С для масла і + 80 ° С для міді, а навколишня температура не повинна перевищувати + 35 ° С.

Дугогасильний апаратура, як правило, виконується з природним масляним охолодженням. Для нетривалого режиму роботи ДА з великим навантаженням виконують інтенсивне охолодження за допомогою вентиляторів, які включають, коли система знаходиться в роботі з замиканням на землю. Це спеціалізовані дугогасящие апарати великої потужності.

За Європейськими стандартами робота ДГР з номінальним навантаженням встановлена ??в 10 хвилин для систем, забезпечених засобами для виявлення місця замикання на землю і відключення пошкодженої ділянки. Визначення потужності по більш короткому часу роботи не рекомендується, по-перше, тому, що дугогасильний апарат повинен витримувати кілька наступних один і другом замикань на землю, по-друге, тому, що можлива робота такого апарату в системі, що має зсув нейтралі до 15% номінального фазного напруги. Це постійно діюча напруга викликає протікання струму через ДГР. Дугогасильний котушка, яка може тривало пропускати 3% її номінального струму на будь отпайки без перевищення допустимої температури, буде автоматично придатна для роботи з 100% -ним струмом протягом 10 хв. Граничні температури при цьому мають такі величини: для масла перевищення 55-60 ° С (залежно від сорту масла); для міді - до 125 ° С над температурою навколишнього середовища. У нормальному режимі (до замикання на землю) температура обмоток ДГР не повинна перевищувати 55 ° С. Це вихідна температура враховується при розрахунках 10-хвилинної потужності. Досвід експлуатації показує, що ці температури забезпечують нормальний термін служби апаратів, якщо в середньому апарат працює з повним навантаженням 5 разів на рік.

Потужність заземлюючих та інших допоміжних апаратів розраховуються виходячи з вище описаних режимів роботи ДГР, з урахуванням додаткових збільшень струмів при використанні шунтуючих резисторів для надійного спрацювання захисту від замикань на землю. Зазвичай цей час не перевищує декількох секунд, але з урахуванням можливих ряду послідовних замикань на землю на різних лініях розрахунковий час дії підвищених струмів прийнято 1 хвилина.

Клас ізоляції дугогасного апарату повинен відповідати лінійному напрузі системи, а заземлюючого виводу компенсуючого пристрою для систем напруги нижче 25 кВ не менше 8,66 кВ, а для систем UH> 25 кВ не нижче 15 кВ.

Потужність реакторів повинна вибиратися за значенням ємнісного струму мережі з урахуванням її розвитку в найближчі 10 років.

При відсутності даних про розвиток мережі потужність реакторів слід визначати за значенням ємнісного струму мережі, збільшеному на 25%.

Розрахункова потужність реакторів QK (кВхА) визначається за формулою

Qk = Ic (3.1)

де Uном - номінальна напруга мережі, кВ

1С- ємнісний струм замикання на землю, А.

При застосуванні в мережі дугогасних реакторів зі ступінчастим регулюванням струму кількість і потужність реакторів слід вибирати з урахуванням можливих змін ємнісного струму мережі з тим, щоб ступені регулювання струму дозволяли встановлювати настройку, близьку до резонансної при всіх можливих схемах мережі.

При ємнісному струмі замикання на землю більше 50 А рекомендується застосовувати не менше двох реакторів.

Допоміжне обладнання (лінійні вимикачі, шунтуючі опору, трансформатори напруги, роз'єднувачі, шини та ін.) Повинні мати ту ж ізоляцію, що і дугогасильний апарат.

Схема включення компенсуючих пристроїв і допоміжного обладнання.

Підключення дугогасящих котушок здійснюється двома способами:

- До нейтрали силових трансформаторів або нульової шини на яку підключені нульові висновки одного або декількох силових трансформаторів.

- За схемою з використанням заземлюючого трансформатора із з'єднанням обмоток в зигзаг або зірка-трикутник.

3.2 Вибір схеми і устаткування комплексу заземлення нейтрали

Відповідно до «Правил технічної експлуатації електричних станцій і мереж Російської Федерації режим заземлення нейтралі мереж 6-35 кВ через дугогасні реактори чітко прописаний. Так в пункті 5.11.10 чітко сказано:

«Дугогасильні апарати повинні мати резонансне настроювання. Допускається настроювання з перекомпенсацією, при якій реактивна складова струму замикання на землю має бути не більше 5 А, а ступінь розладу не більше 5%. Робота з недокомпенсацією ємнісного струму, як правило, не допускається ».

А в п. 5.11.12 ПТЕ сказано, що: «У мережах 6-10 кВ, як правило, повинні застосовуватися плавнорегуліруемие дугогасильні реактори з автоматичним настроюванням компенсації.

При компенсації дугогасних реакторів з ручним регулюванням струму показники настроювання повинні визначатися за измерителю расстройки компенсації ».

На підставі цього і рекомендацій за результатами дослідження наведених раніше для умов розглянутої підстанції вибираємо дугогасильні реактори плунжерного типу забезпечують плавне регулювання компенсируемого струму ASR чеського виробництва, які добре себе зарекомендували при експлуатації в умовах розподільчих мереж Росії.

Так як в розподільній мережі немає точки можливого підключення до нейтралі мережі 35 кВ, тому живить трансформатор має схему з'єднання «зірка-трикутник», трансформатори власних потреб зі схемою з'єднання «зірка-зірка з нулем» не має виведення нейтралі на стороні 35 кВ і має обмежену потужність, то передбачаємо установку додаткового трансформатора для підключення дугогасящей котушки. Найбільш повно відповідає вимогам до цього трансформатору конструкція зі схемою з'єднання "зигзаг" з виведеним нулем. Оскільки наша промисловість не випускає таких трансформаторів то вибираємо трансформатор типу TEGE фірми EGE, тому ця ж фірма випускає комплект обладнання з компенсації ємнісних струмів, включаючи і автоматичний регулятор типу REG-DP німецької фірми a-eberle, що забезпечує автоматичне налаштування ДГК в резонанс з ємнісним струмом замикання на землю.

Підключення ДГК до нейтрали з використанням трансформатора здійснюється кабелем марки ПвВнг.

Заземлення ДГК виконується шляхом приєднання заземлювального провідника від загального контуру заземлення підстанції до болтів заземлення ДГК через кабельну вставку кабелем марки ПвВнг.

Дугогасильний реактор і допоміжний трансформатор відповідно до вимог ПУЕ повинні мати суцільне сітчасту огорожу висотою не менше 2 м, відстань від елементів конструкції комплексу до огорожі повинна бути не менше зазначеного в ПУЕ. При цьому ДГК і трансформатор повинні встановлюватися на фундаменті з невеликим перевищенням над рівнем планування.

Приєднувальний трансформатор ДГК включається на резервні осередку РУ-6 кВ, обладнані вимикачами, за допомогою кабелів марки ПвВнг, доповідати в кабельних каналах підстанції або відкрито в лотках. Для підключення приводу ДГК, автоматичного регулятора та зв'язків і контактних ланцюгів ДГК, трансформатора, регулятора здійснюється контрольними кабелями марки ПвВнг.

Потужність дугогасного реактора повинна бути не менше:

SДГК = Ic.Uн / v3 = 16,97.35 / v3 = 343 кВА.

Вибираємо плавнорегуліруемий автоматичний дугогасильний реактор ASR1.0 35 кВ:

Таблиця 3.1

 Тип реактора Потужність реактора, кВА Номінальна напруга мережі, кВ Номінальна напруга реактора, кВ Діапазон струму компенсації, А

 ASR 1.0 500 35 20,2 2-21

Вимірювальний трансформатор струму:

Трансформатор струму забезпечує вимірювання струму через дугогасильний реактор. Він розміщений на заземлюючих виведенні головною обмотки і підключений до прохідних ізоляторів на кришці бака. (Позначені k, I). Параметри трансформатора струму:

- Номінальний струм 5 A або 1 A

- Клас 1

- Потужність 30 ВА

Реле Бухгольца

Реле Бухольц призначений для контролю стану обладнання з рідкою ізоляцією (трансформатори, дугогасильні реактори), оснащеного розширювальним бачком. Реле реагує на газоутворення (розкладання ізоляції) всередині захищається. Реле Бухольц, встановлене на реакторі, виготовлено згідно DIN 42566.

Таблиця 3.2

 Номінальна напруга 12В ... 250В перем. або пост. ток

 Номінальний струм 0,05A до 2,00A перем. або пост. ток

 Температура навколишнього середовища -45 ° С до + 55 ° С

 Ступінь захисту IP 54

 Відгук відключає системи у випадку

 Накопичення газу: 200 см 3 ... 300 см 3

 Потік ізолюючої рідини: 0,65 м / с ± 15% ... 3,00 м / с ± 15%

Потужність приєднувального трансформатора

Як раніше встановлено, приєднувальний трансформатор зі схемою з'єднання "зигзаг" вибирається потужністю 1,15 SДГК, тобто

S3T = 1,15 SДГК = 1,15.343 = 394,5 кВА

За каталогом фірми EGE вибираємо трансформатор типу TEGE-500 кВА Технічні характеристики.

Масляний трансформатор TEGE потужністю 500 кВА на напругу 35 кВ. Призначений для експлуатації:

в районах з помірним кліматом;

при температурі навколишнього повітря в діапазоні від - 40 ° С до + 40 ° С;

на відкритому повітрі;

при відносній вологості повітря до 80%;

на висоті не вище 1000 м над рівнем моря;

в навколишньому середовищі, що не містить струмопровідного пилу і агресивних газів і пари в концентраціях, що викликають руйнування ізоляції і металевих частин. Габаритні розміри представлені на рис. 3.1

Рис. 3.1 Габаритні розміри заземлюючого трансформатора.

Вибір перерізу кабелів з'єднання ДГК і допоміжного трансформатора.

Перетину кабелів вибираємо по припустимому струмі і умові Iд> IР. За розрахунковий струм приймаємо номінальний струм приєднувального трансформатора для кабелю підключаючого трансформатор до РУ-35кВ:

SH = 394,5 кВА

Iнт == 6,5А

По стійкості до Iк.з.

Iкз === 113 А

За табл. 1.3.6 ПУЕ приймаємо кабель ПвВнг 3x25 з 1д = 140 А, з урахуванням стійкості струмів КЗ.

Для підключення ДГК до трансформатора і до заземлювального пристрою підстанції приймається одножильний кабель по розрахунковому току рівному номінальному струму дугогасящей котушки:

Ip = SДГК / Uф = 343. = 17 А

За табл. 1.3.6 ПУЕ приймаємо кабель ПвВнг 1x1,5 з 1д = 23 А> 1Р.

Схема підключення компенсуючих апаратів і допоміжного обладнання представлена ??на малюнку 3.2.

Обраний по проекту реактор дугогасильний плунжерний з плавним регулюванням ASR-10/500 кВА з діапазоном регулювання ємнісного струму 2-21 А може бути використаний в мережах 35 кВ.

Рис 3.2 Схема підключення компенсуючих апаратів і допоміжного обладнання

Авіація і космонавтика
Автоматизація та управління
Архітектура
Астрологія
Астрономія
Банківська справа
Безпека життєдіяльності
Біографії
Біологія
Біологія і хімія
Біржова справа
Ботаніка та сільське господарство
Валютні відносини
Ветеринарія
Військова кафедра
Географія
Геодезія
Геологія
Діловодство
Гроші та кредит
Природознавство
Журналістика
Зарубіжна література
Зоологія
Видавнича справа та поліграфія
Інвестиції
Інформатика
Історія
Історія техніки
Комунікації і зв'язок
Косметологія
Короткий зміст творів
Криміналістика
Кримінологія
Криптологія
Кулінарія
Культура і мистецтво
Культурологія
Логіка
Логістика
Маркетинг
Математика
Медицина, здоров'я
Медичні науки
Менеджмент
Металургія
Музика
Наука і техніка
Нарисна геометрія
Фільми онлайн
Педагогіка
Підприємництво
Промисловість, виробництво
Психологія
Психологія, педагогіка
Радіоелектроніка
Реклама
Релігія і міфологія
Риторика
Різне
Сексологія
Соціологія
Статистика
Страхування
Будівельні науки
Будівництво
Схемотехніка
Теорія організації
Теплотехніка
Технологія
Товарознавство
Транспорт
Туризм
Управління
Керуючі науки
Фізика
Фізкультура і спорт
Філософія
Фінансові науки
Фінанси
Фотографія
Хімія
Цифрові пристрої
Екологія
Економіка
Економіко-математичне моделювання
Економічна географія
Економічна теорія
Етика

8ref.com

© 8ref.com - українські реферати


енциклопедія  бефстроганов  рагу  оселедець  солянка