Реферат: Расчет схем районной электрической сети
Казанский Государственный Энергетический Университет
Расчётно-пояснительная записка к курсовому проекту
по дисциплине «Передача и распределение электроэнергии»
РАСЧЕТ СХЕМ РАЙОННОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Выполнил: Хусаинов А.Р.
Группа: МЭП-1-07
Приняла: Куракина О. Е.
Казань 2010 г.
Исходные данные
— Масштаб: в 1 клетке -9 км;
— Средний коэффициент мощности на подстанции «А», отн.ед. 0,93;
— Напряжение на шинах подстанции «А», кВ: />/>;
— Число часов использования максимальной нагрузки />;
— Максимальная активная нагрузка на подстанции, МВт:/>, />, />, />, />;
— Коэффициенты мощности нагрузки на подстанциях имеют следующие значения: />, />, />, />, />.
Выбор номинального напряжения электрической сети
Для выбранного варианта конфигурации электрической сети предварительно определим экономически целесообразное напряжение по формуле.
Для этого необходимо определить длину линии и соответствующие передаваемые мощности:
/>
/>;
/>; />
/>;
/>;
/>;
/>;
Рассчитаем перетоки активных мощностей без учета потерь мощности.
/>
/>
По первому закону Кирхгофа определим распределение мощности />:
/>
Определим мощности, передаваемые по двухцепным линиям:
/>
/>
/>
/>
Экономически целесообразными напряжениями для соответствующих линий являются:
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
Исходя из полученных результатов, видно, что выбранная схема электрической сети будет выполняться на напряжение />
Длина линий
/>;
/>;
/>; />
/>;
/>;
/>;
/>;
Определяем перетоки мощности:
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
Экономически целесообразными напряжениями для соответствующих линий являются:
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
Баланс активной и реактивной мощности в электрической сети
Определим наибольшую суммарную активную мощность, потребляемую в проектируемой сети />, />:
/>.
Для дальнейших расчетов определим наибольшую реактивную нагрузку i-го узла />[Мвар] и наибольшую полную нагрузку i-го узла />[МВ·А]:
/>,
/>,
где Рнб,i – максимальная активная нагрузка i- ого узла.
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
Так как мы рассматриваем электрическую сеть 110/10 кВ, то />примем равным 1.
/>.
Суммарную наибольшую реактивную мощность, потребляемую с шин электростанции или районной подстанции, являющихся источниками питания для проектируемой сети, определим по формуле (2.3). Для воздушных линий 110 кВ в первом приближении допускается принимать равными потери и генерации реактивной мощности в линиях, т.е. />0.
Отсюда
--PAGE_BREAK--/>
Выбор типа, мощности и места установки компенсирующих устройств
Полученное значение суммарной потребляемой реактивной мощности />сравниваем с указанным на проект значением реактивной мощности />, которую экономически целесообразно получать из системы в проектируемую сеть.
/>, (8.3)
где /> — коэффициент мощности на подстанции “А”.
/>
/>
При />в проектируемой сети должны быть установлены компенсирующие устройства, суммарная мощность которых определяется по формуле (2.5).
/>
Определим мощность конденсаторных батарей, которые должны быть установлены на каждой подстанции по формулам (2.7) и (2.8).
Так как проектируется сеть 110/10кВ, то базовый экономический коэффициент реактивной мощности />
/>
/>,
/>,
/>,
/>,
/>.
Таблица 1
№ узла
Количество КУ
Тип КУ
1
4
УКРМ – 10,5 – 3400 У3
2
4
УКРМ – 10,5 – 2500 У3
3
4
УКРМ – 10,5 – 2050 У3
4
4
УКРМ – 10,5 – 1700 У3
5
4
УКРМ – 10,5 – 2950 У3
Определим реактивную мощность, потребляемую в узлах из системы с учетом компенсирующих устройств:
/>, (8.4)
где Qk,i – мощность конденсаторных батарей, которые должны быть установлены на каждой подстанции, Мвар.
Для 1-го узла:
/>
/>
/>
/>
/>
Полная мощность в узлах с учетом компенсирующих устройств:
/>, (8.5)
где Qi – реактивная мощность, потребляемая в узлах из системы с учетом компенсирующих устройств, Мвар.
/>
/>
/>
/>
/>
Выбор силовых трансформаторов понизительных подстанций
Количество трансформаторов выбирается с учетом категорийности потребителей по степени надежности. Так как, по условию курсового проекта, на всех подстанциях имеются потребители 1 категории и />, то число устанавливаемых трансформаторов должно быть не менее двух.
В соответствии с существующей практикой проектирования и согласно ПУЭ, мощность трансформаторов на понижающих подстанциях рекомендуется выбирать из условия допустимой перегрузки в послеаварийных режимах до 30% в течение 2 часов. По [2, табл. П7] выбираем соответствующие типы трансформатора. Полная мощность
ПС № 1 />, поэтому на ПС № 1 необходимо установить два трансформатора мощностью />.
Для ПС № 1: />
Для ПС № 2: />
Для ПС № 3: />
Для ПС № 4: />
Для ПС № 5: />
Результаты выбора трансформаторов приведены в таблице 2.
Таблица 2
№ узла
Полная мощность в узле, МВ·А
Тип трансформаторов
1
31,32
/>
2
22,97
/>
3
17,73
/>
4
14,6
/>
5
29,26
/>
Данные трехфазных двухобмоточных трансформаторов 110 кВ приведены в таблице 3.
Таблица 3
Справочные данные
/>
/>
/>
25
16
Пределы регулирования
/>
/>
/>
115
115
/>
10,5
11
/>
10,5
10,5
/>
120
86
/>
продолжение--PAGE_BREAK--
27
21
/>
0,7
0,85
/>
2,54
4,4
/>
55,9
86,8
/>
175
112
Выбор сечения проводников воздушных линий электропередачи
Определим распределение полной мощности (без учета потерь в линиях) в проектируемой сети.
Ι />
/>
/>
/>
/>
/>
/>
ΙΙ />
/>
/>
/>
/>
/>
/>
Расчетную токовую нагрузку определим по формуле:
/>, (8.6)
где αi – коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации линии, для линий 110 – 220кВ принимается равным 1,05;
/> — коэффициент, учитывающий число часов использования максимальной нагрузки линии Тмах, />
В нормальном режиме работы сети наибольший ток в одноцепной линии равен:
/>
В двухцепной линии:
/>
Ι />
/>
/>
/>
/>
/>
/>
ΙΙ />
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>/>
Ι />
/>
/>
/>
/>
/>
/>
Для А – 1: АС – 120;
Для A – 2: АС – 120;
Для А – 3: АС – 120;
Для А — 5': АС – 120;
Для 5 – 5': АС – 120;
Для А — 4: АС – 120;
Для 2 – 3: АС – 120;
ΙΙ />
/>
/>
/>
/>
/>
/>
Для A – 1: АС – 120;
Для А – 5: АС – 120;
Для 1 – 4: АС – 120;
Для A – 3: АС – 120;
Для A – 2: АС – 120;
Для A – 4: АС – 120;
Для 2 – 3: АС – 120.
Проверка выбранных сечений по допустимому нагреву осуществляется по формуле: />где /> — наибольший ток в послеаварийном режиме, А; /> — допустимый ток по нагреву, А.
Наибольшая токовая нагрузка в послеаварийном режиме будет иметь место при отключении одной цепи линии.
Ι />
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
ΙΙ />
/>
/>
/>
/>
продолжение--PAGE_BREAK--
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
Определяем допустимые токи по нагреву и все полученные результаты запишем в таблицу 4 и 5
Ι Таблица 4
Линия
А – 1
А – 2
А – 3
А – 4
3 – 2
А– 5'
5– 5'
/>
86,3
65,298
46,84
40,23
2
166,93
80,63
Марка провода
АС – 120
АС – 120
АС – 120
АС – 120
АС – 120
АС – 120
АС – 120
/>
172,6
224,3
224,3
80,46
97,7
333,86
161,25
/>
390
390
390
390
390
390
390
ΙΙ Таблица 5
Линия
А – 1
А – 2
А – 3
А – 4
А – 5
3– 2
1 – 4
/>
66,52
65,298
46,84
60
80,63
2
19,78
Марка провода
АС – 120
АС – 120
АС – 120
АС – 120
АС – 120
АС – 120
АС – 120
/>
253,07
224,3
224,3
253,07
133,04
97,7
172,6
/>
390
390
390
390
390
390
390
При сравнении наибольшего тока в послеаварийном режиме с длительно допустимым током по нагреву выполняется неравенство />и, следовательно, выбранные провода удовлетворяют условию допустимого нагрева в послеаварийном режиме.
Выбор схем электрических подстанций
Применение схем распределительных устройств (РУ) на стороне ВН
Для центра питания А выбираем схему «одна рабочая секционированная выключателем система шин».
Ι Для ПС №3 и №5 выбираем схемы «мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий».
Для ПС №1, №2 и №4 выбираем схемы «два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий».
ΙΙ Для ПС №1, №2, №4 и №5 выбираем схемы «мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий».
Для ПС №3 выбираем схемы «два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий»
Применение схем РУ 10(6) кВ
На ПС №1, №2, №3, №4 и №5 применяют схемы 10(6) – «две одиночные секционированные выключателями системы шин», так как на всех этих подстанциях установлены два трансформатора.
Расчет технико-экономических показателей районной электрической сети
Технико-экономический расчет проведем по методу СНД.
Метод среднегодового необходимого дохода, применим для поиска и оценки вариантов электрических схем соединения подстанций нагрузок в единую распределительную электрическую сеть 110 кВ. Данный метод применяется многими регулируемыми энергетическими компаниями России; является достаточным критерием оценки экономической эффективности для выбора электрической сети.
Определим капитальные вложения на сооружение трасс воздушных линий электропередачи.
/>
I Радиальные цепи:
/>
/>
/>
/>
Кольцевая схема A-3-5-A:
/>
/>
/>
II Радиальные цепи:
/>
Кольцевые схемы A-1-4-A:
/>
/>
продолжение--PAGE_BREAK--
/>
А-2-3-А:
/>
/>
/>
Суммарные капиталовложения на сооружение линий для двух вариантов:
/>
/>
Расчет суммарных годовых потерь электроэнергии
/>,
где />-время потерь (час), определяющееся как:
/>
/>
/>
/>
/>
/>
Потери мощности в линиях электропередач:
/>
I/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
II />
/>
/>
/>
/>
/>
/>
Стоимость электроэнергии на сегодняшний день составляет />.
Стоимость потерь электроэнергии для двух вариантов определим по формуле:
/>
/>
/>
/>
Капитальные вложения в строительство распределительных устройств 110/10кВ
Стоимость трансформаторов по с учетом коэффициента пересчета:
Таблица 6
Мощность, кВ·А
Стоимость 1 шт., тыс.руб.
Количество, шт.
Итого, тыс.руб.
25000
19000
6
114000
16000
14000
4
84000
В сумме: 198000 тыс.руб.
Стоимость компенсирующих устройств с выключателями:
Таблица 7
Марка
Стоимость, тыс.руб.
Количество
Итоговая стоимость, тыс.руб.
УКРМ-10,5-3400У3
750
4
3000
УКРМ-10,5-2500У3
600
4
2400
УКРМ-10,5-2050У3
490
4
1960
УКРМ-10,5-1700У3
450
4
1800
УКРМ-10,5-2950У3
710
4
2840
В сумме: 12000 тыс.руб.
Открытые распределительные устройства 110 кВ
Вариант №1
Таблица 8
Наименование ОРУ
Стоимость тыс.руб.
Постоянная часть затрат, тыс.руб.
Узел
Всего, тыс.руб.
Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии
9063
11970
1,4,5
63099
Мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий
11150
11970
2,3
46240
Итого, тыс.руб.
-
-
-
109339
Вариант №2
Таблица 9
Наименование ОРУ
Стоимость тыс.руб.
Постоянная часть затрат, тыс.руб.
Узел
Всего, тыс.руб.
Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии
9063
11970
5
21033
Мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий
11150
11970
1,2,3,4
продолжение--PAGE_BREAK--
92480
Итого, тыс.руб.
-
-
-
113513
Подстанция А является, по своей электрической схеме, одинаковой для двух вариантов. Ее стоимость:
Таблица 10
Наименование РУ
Стоимость, тыс.руб.
Постоянная часть затрат, тыс.руб.
Номер узла
Всего, тыс.руб.
Две рабочие и обходная система шин
38800
25000
А
63800
Итоговые капитальные затраты на строительство распределительных устройств по вариантам:
вариант 1
КРУ 1=173139 тыс.руб.;
вариант 2
КРУ 2=177313 тыс.руб.
Капитальные вложения в строительство распределительной электрической сети 110/10 кВ определяем по формуле:
К=КЛЭП+КТ+КРУ+ККУ.
Для варианта 1:
К1=231210+198000+12000+173139=614349 тыс.руб.
Для варианта 2:
К2=204030+198000+12000+177313=591343 тыс.руб.
Объем реализованной продукции
/>
где b –тариф отпускаемой электроэнергии(b=1,63 кВт/ч);
/> — число часов использования максимальной нагрузки (/>= 4900 ч/год);
N – число подстанций.
/>
Издержки на амортизацию, ремонт и обслуживание оборудования по
/>
где α=2,8%.
/>
Суммарные издержки определяются по формуле:
/>
/>
/>
Определяем прибыль
/>
/>
/>
Налог на прибыль. Принимаем 20%:
Н=0,2·П.
Н1=0,2·П1=0,2·1171381,371=234276,2742.руб./год.
Н2=0,2·П2=0,2·1172575,759=234515,1518.руб./год.
Рентабельность сети:
/>
/>
/>
Получаем перспективность 1-го варианта: Р1<Р2.
По методу СНД:
Кр –поправочный коэффициент для нормативной рентабельности.
/>
ТСЛ –срок службы воздушных линий (50 лет) и распределительных устройств (28,8 лет).
Еg=0,15 –коэффициент дисконтирования (означает, что окупаемость проекта не более 10 лет).
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
Итоговый среднегодовой необходимый доход подсчитывается по формуле, где необходимо учесть издержки на дополнительные потери в линиях (т.к. для разных вариантов потери в ЛЭП оказывается не одинаковыми).
/>
/>
По методу СНД второй вариант является экономически более целесообразным. По данному технико-экономическому расчету для дальнейшего проектирования выбираем второй вариант.
Бизнес-план
Дано:
величина кредита: К=591343 тыс.руб.
численность персонала: N=30 человек.
покупной тариф электроэнергии: Тпокуп=1,63 руб./кВт·ч.
средняя зарплата: ЗП=15000 руб.
число часов работы сети в нормальном режиме Туст=4900 ч.
РЭС получает определенное количество электроэнергии по цене:
/>
Отчисления на фонд оплаты труда и на социальные нужды:
ФОТ=12·ЗП·N=12·15·30=5400 тыс.руб.
Qсоц.нужд.=0,365·5400=1971 тыс.руб.
Отчисления на амортизацию (издержки, по технико-экономическому расчету):
/>
Затраты на эксплуатационные расходы на ЛЭП и силовое оборудование:
ЗЛЭП=0,004·КЛЭП=0,004·204030=816,12 тыс.руб.
ЗПС=0,003·КПС=0,003·(198000+12000+177313)=1161,939 тыс.руб.
Итого затрат:
З=ЗЛЭП+ЗПС=816,12+1161,939=1978,059 тыс.руб.
Тариф на электроэнергию для потребителей:
Треал=2,20 руб./кВт·ч.
Реализованная энергия:
/>
Прочие расходы:
/>
Налоги (относимые на себестоимость за год):
а) транспортный налог
Нтр=0,01·Преал=0,01·1196580=11965,8 тыс.руб.
б) подоходный налог
НФОТ=0,13·ФОТ=0,13·5400=702 тыс.руб.
в) налог на землю
Нз=0,01·Преал=0,01·1196580=11965,8 тыс.руб.
Итого:
НСБС=Нтр+НФОТ+Нз=1196580+702+11965,8=24633,6 тыс.руб.
Налоги (относимые на финансовые результаты):
а) на содержание жилого фонда
НЖ/Ф=0,015·Преал=0,015·1196580=17948,7 тыс.руб.
б) целевой сбор на нужды муниципальной милиции
ЦСМ/M=0,03·МОТ=0,03·4,33·15·30=58,455 тыс.руб.
в) на уборку территории
ЦУ/Т=0,01·ПБ=0,01·252352,91=2523,5291 тыс.руб.
г) налог на имущество
НИМ=0,02·К=0,02·591343=11826,86 тыс.руб.
Балансовая прибыль
ПБ=Преал-(Пприоб+ФОТ+QСоц.нудж+ИАРО+З+ППР+НСБС)=
=1196580-(886,557+ +5400+1971+16557,604+1978,059 +9124,63663+24663,6)=250328,1004.руб.
Налогооблагаемая прибыль
Прасч=ПБ-НФ=250328,1004-32357,5541=217970,5463 тыс.руб.,
продолжение--PAGE_BREAK--
где
НФ=НЖ/Ф+ЦСМ/М+ЦСУ/Т+НИМ=17948,7+58,455+2523,5291+
+11826,86=32357,5541тыс.руб.
Налог на прибыль
НПР=0,2·Прасч=0,2·217970,5463=43594,10925 тыс.руб.
Чистая прибыль
Пчист=Прасч-НПР=217970,5463-43594,10925=174376,437 тыс.руб.
Определение срока окупаемости
Таблица 11
Год
Ежегодная чистая прибыль, тыс.руб.
Выплата процентов за кредит, тыс.руб.
Остаток непогашенного долга, тыс.руб.
1
174376,437
591343+59134,3
476100,863
2
174376,437
476100,863+47610,0863
254114,336
3
174376,437
254114,336+25411,4336
105149,33
4
174376,437
105149,33+10514,933
-58712,1714
Таким образом, срок окупаемости предприятия составляет 4 года.
Расчет режимов сети
Максимальный режим
Определение расчетной нагрузки ПС и расчет потерь в трансформаторах
Расчетная нагрузка ПС определяется по формуле:
/>,
где />– нагрузка i-ой ПС;
/>– потери полной мощности в трансформаторе, МВА;
/>– реактивные мощности, генерируемые в начале линии da и конце линии ab, Мвар.
Емкостные мощности линий />определяются по номинальным напряжениям:
/>, />,
где />– емкостные проводимости линий.
Для одноцепных линий емкостная проводимость определяется следующим образом:
/>,
где />– удельная емкостная проводимость линии (выбирается по [4, табл. 7.5], исходя из марки провода), см/км;
/>– длина линии, км.
Для двухцепных линий:
/>
Определим потери мощности в трансформаторе согласно выражениям:
/>,
/>,
где k – количество одинаковых трансформаторов ПС;
/>– полная мощность i-ой ПС;
/>, />, />, />– справочные данные.
Потери полной мощности в трансформаторе определяются по формуле:
/>.
Для ПС № 1 (/>):
/>
/>/>.
Для ПС № 2 (/>):
/>
/>
/>.
Для ПС № 3 (/>):
/>
/>
/>.
Для ПС № 4 (/>):
/>
/>
/>.
Для ПС № 5 (/>):
/>
/>
/>.
Определим расчетные нагрузки соответствующих ПС:
/>;
/>
/>
/>
/>
/>
Расчет перетоков мощностей с учетом потерь в линии
Рассмотрим кольцо А-3-2-А. Определим полные сопротивления линий.
Таблица 12
Линия
Марка провода
/>
А – 3
АС – 120/19
/>
А – 2
АС – 120/19
/>
2 – 3
АС – 120/19
/>
Рассмотрим кольцо А-4-1-А. Определим полные сопротивления линий.
Таблица 12
Линия
Марка провода
/>
А – 4
АС – 120/19
/>
А –1
АС – 120/19
/>
1 – 4
АС – 120/19
продолжение--PAGE_BREAK--
/>
С помощью выражения:
/>
определим приближенное потокораспределение в кольце А-3-2-А(без учета потерь мощности), для соответствующих линий:
/>
/>
/>
/>
По первому закону Кирхгофа определим распределение полной мощности в линии 2-3:
/>;
/>
Потери мощности в линии А – 3:
/>;
/>
Мощность в начале линии А – 3:
/>
Для линии A – 2:
/>
/>
/>.
Для линии 2 – 3:
/>
/>;
/>.
определим приближенное потокораспределение в кольце А-4-1-А(без учета потерь мощности), для соответствующих линий:
/>
/>
/>
/>
По первому закону Кирхгофа определим распределение полной мощности в линии 1-4:
/>;
/>
Потери мощности в линии А – 4:
/>;
/>
Мощность в начале линии А – 4:
/>
Для линии A – 1:
/>
/>
/>.
Для линии 1 – 4:
/>
/>;
/>
Рассмотрим двухцепные линии:
/>
/>
/>
Определение значения напряжения в узловых точках (в точках на стороне ВН) в максимальном режиме
Для ПС № 1:
/>;
/>
Для ПС № 2:
/>
Для ПС № 3:
/>;
/>
Для ПС № 4:
/>
Для ПС № 5:
/>
Регулирование напряжения в электрической сети в максимальном режиме
Напряжение на шинах низкого напряжения, приведенное к стороне высшего напряжения для трансформаторов с не расщепленными обмотками типа ТДН (на подстанциях 1, 4 и 5)/>определяется по формуле:
/>,
где/> — активная и реактивная мощности нагрузки в рассматриваемом режиме;
/> — активное и реактивное сопротивление трансформаторов.
На подстанциях 3 и 4 установлены трансформаторы с расщепленными обмотками, поэтому />определяется по формуле:
/>,
где
/>;
/>;
/>;
/>;
/>,
где
/>;
/>.
Используя вышеприведенные формулы, определим соответствующие показатели для всех подстанций.
Для ПС № 3 и 4 (/>):
/>;
/>;
/>
/>;
/>;
/>
Для ПС № 1,2 и 5 (/>):
/>;
/>;
/>;
/>;
/>;
/>
/>;
/>;
/>;
/>;
/>;
/>
/>
/>
Ответвление регулируемой части обмотки, обеспечивающее желаемое напряжение на шинах низшего напряжения />
продолжение--PAGE_BREAK--
Для ПС № 1:
/>, округляем />.
Действительное напряжение на шинах низшего напряжения подстанций определим по формуле (5.3):
/>
По выражению (5.4) рассчитаем отклонение напряжения на этих шинах от номинального напряжения (/>):
/>
Для ПС № 2:
/>, округляем />.
/>
/>
Для ПС № 3:
/>, округляем />.
/>
/>
Для ПС № 4:
/>, округляем />.
/>
/>
Для ПС № 5:
/>, округляем />.
/>
/>
Результаты расчета запишем в таблицу 13.
Таблица 13
№ ПС
/>
/>
/>
/>
/>
1
96,81
-3,52
-9
10,99
9,9
2
106,44
-4,58
-7
11,1
11
3
105,398
-4,54
-7
10,99
9,9
4
108,539
-3,66
-6
11,095
10,95
5
104,045
-3,56
-8
11,077
10,77
Послеаварийный режим
Определим расчетную мощность подстанции №3:
/>;
/>
Потери мощности в линии 2 – 3 при обрыве линии А – 3:
/>;
/>.
Для линии А – 2:
/>;
/>;
/>;
/>;
/>;
/>.
Определим расчетную мощность подстанции №1:
/>;
/>
Потери мощности в линии 1 – 4 при обрыве линии А – 1:
/>;
/>.
Для линии А – 4:
/>;
/>;
/>;
/>;
/>;
/>.
Рассмотрим двухцепные линии:
/>
Определение значения напряжения в узловых точках
в послеаварийном режиме
/>;
/>
Напряжение в точках 2, 3, 4 и 5 определяется подобным образом, с учетом соответствующих линий:
/>
/>
/>
/>
/>
Регулирование напряжения в электрической сети в послеаварийном режиме
/>
/>
/>
/>
/>
Для ПС № 1:
/>, округляем />.
/>
/>
Для ПС № 2:
/>, округляем />.
продолжение--PAGE_BREAK--
/>
/>
Для ПС № 3:
/>, округляем />.
/>
/>
Для ПС № 4:
/>, округляем />.
/>
/>
Для ПС №5
/>, округляем />.
/>
/>
Результаты расчета запишем в таблицу 14.
Таблица 14
№ ПС
/>
/>
/>
/>
/>
1
103,78
-7,79
-8
11,05
10,5
2
105,4
-7,03
-7
10,99
9,9
3
103,378
-7,81
-8
11,04
10,4
4
105,17
-7,14
-7
10,97
9,7
5
104,96
-7,24
-7
10,95
9,5