Проектирование электрической сети

Карта режима.cdw

Курсовая 41 вариант.doc

Спроектирована электрическая цепь высокого напряжения в пяти вариантах.
Произведен расчет токов на участках. На основании расчета выбраны сечения проводов линий и число цепей.
Произведен расчет номинального напряжения линий электропередачи.
Выбраны тип и мощность трансформаторов на подстанциях.
Выбраны схемы РУ на подстанциях.
Произведено технико-экономическое сравнение вариантов. Выбраны два наиболее экономичных варианта.
Произведен расчет установившегося режима максимальных нагрузок по обоим вариантам.
Произведен расчет послеаварийных режимов по обоим вариантам.
Установившиеся и послеаварийные режимы проверены с помощью программы RastrWin 2.25.1.1.
Развитие энергетики России усиление связей между энергосистемами требует расширения строительства электроэнергетических объектов в том числе линий электропередач и подстанций напряжением 35-110кВ переменного тока.
В настоящее время ЕЭС России включают в себя семь параллельно работающих объединений энергосистем: Центра Средней Волги Урала Северо-запада Востока Юга и Сибири.
Производство электроэнергии растет во всем мире что сопровождается ростом числа электроэнергетических систем которое идет по пути централизации выработки электроэнергии на крупных электростанциях и интенсивного строительства линий электропередач и подстанций.
Проектирование электрической сети включая разработку конфигурации сети и схемы подстанции является одной из основных задач развития энергетических систем обеспечивающих надёжное и качественное электроснабжение потребителей. Качественное проектирование является основой надежного и экономичного функционирования электроэнергетической системы.
Проектирование электрической сети сводится к разработке конечного числа рациональных вариантов развития электрической сети обеспечивающих надежное и качественное электроснабжение потребителей электроэнергией в нормальных и послеаварийных режимах. Выбор наиболее рационального варианта производится по экономическому критерию. При этом все варианты предварительно доводятся до одного уровня качества и надежности электроснабжения. Экологический социальный и другие критерии при проектировании сети учитываются в виде ограничений.
Задание на проектирование
Схема района развития сети показана на рисунке 1.1.
Дополнительные данные:
- cosφ=09 – для всех нагрузок;
- потребители узлов 9 и 15 – третьей категории надежности;
- потребители узлов 6 и 8 – первой категории надежности;
- Р6=30 МВт Р8=25 МВт Р9=15 МВт Р15=15 МВт;
- номинальное напряжение потребителей 10 кВ;
- ТМАХ нагрузок – 4500 ч;
- район проектирования – Урал.
Рисунок 1.1 – Исходная схема развития сети
Разработка схем развития электрической сети
Схемы электрических сетей должны обеспечить необходимую надежность электроснабжения требуемое качество энергии у потребителей удобство и безопасность эксплуатации возможность дальнейшего развития сети и подключения новых потребителей.
В соответствии с ПУЭ нагрузки первой категории должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых источников питания (допускается от двух секций шин районных подстанций).
В большинстве случаев двухцепная ЛЭП не удовлетворяет требованиям надежности электроснабжения потребителей первой и второй категорий так как при повреждении опор возможен перерыв питания. Для таких потребителей следует предусматривать не менее двух одноцепных линий. Для электроприемников третьей категории допустимо питание по одной линии при технико-экономическом обосновании такого варианта то есть при учете ущерба от недоотпуска электроэнергии при перерыве питания.
Для каждого потребителя первой и второй категорий на его подстанции устанавливаются по два понижающих трансформатора с распределительным устройством на высокой стороне.
При разработке вариантов электроснабжения потребителей (рисунки 2.1 2.2 2.3 2.4 2.5) учтено наличие двух существующих линий 110 кВ сечением АС-240 между питающей подстанцией 1 и узлом 2 мощностью 30 МВт.
Рисунок 2.1 – Вариант 1
Рисунок 2.2 – Вариант 2
Рисунок 2.3 – Вариант 3
Рисунок 2.4 – Вариант 4
Рисунок 2.5 – Вариант 5
Расчет потокораспределения в сети
1 Расчет потокораспределения варианта 4
На рисунке 3.1 представлено потокораспределение варианта 4.
Рисунок 3.1 – Потокораспределение варианта 4
В варианте 4 рассматривается схема сети с односторонним питанием поэтому потоки мощности на участках сети определяются по известным мощностям нагрузок начиная с конечных участков.
2 Расчет потокораспределения варианта 5
На рисунке 3.2 представлено потокораспределение варианта 5.
Рисунок 3.2 – Потокораспределение варианта 5
Потокораспределение варианта 5 рассчитывается аналогично варианту 4.
3 Расчет потокораспределения варианта 123
На рисунке 3.3 представлено потокораспределение варианта 1.
Рисунок 3.3 – Потокораспределение варианта 3
Расчет потокораспределения в кольце 1 – 2 – 6 – 8 – 1:
Рисунок 3.4 – Потокораспределение в кольцевой части сети варианта 123
Выбор номинального напряжения в сети
Выбирают номинальное напряжение сети варианта 1.
Для расчета напряжения используют формулу Г.А. Илларионова [1 формула 6.25] дающую удовлетворительные результаты для шкалы напряжений от 35 до 1150 кВ
где P – передаваемая по линии мощность МВт;
Выбирают номинальное напряжение сети для варианта 1.
Номинальные напряжения для остальных вариантов рассчитывают аналогично. Результаты расчетов сведены в таблицу 4.
Т а б л и ц а 4 – Номинальные напряжения сети для всех вариантов
Таким образом на основании расчетов и учитывая напряжение существующей линии во всех вариантах принимают номинальное напряжение 110 кВ.
Выбор сечений линий электропередачи на участках сети
Экономические интервалы для различных стандартных сечений
определенного класса напряжения получены при построении зависимости приведенных затрат в сооружение 1 км линии от тока.
Вид зависимостей показан на рис. 3.
Сечение - стандартные сечения для класса номинального напряжения . Экономические интервалы однозначно определяют сечение воздушной линии в зависимости от тока мак -
симального нормального режима . Если ток в линии лежит в интервале от 0 до - наиболее экономично сечение при токе от до - сечение и т.д. Здесь под понимается ток в одной цепи линии.
Учитываем также что на напряжении 110 кВ минимальное сечение
принимается F=70 мм2.
Токораспределение по линиям определяем по формуле:
Для определения значений токов в различных участках сети
воспользуемся значениями полученных в п.3 мощностей.Расчет ведем по формуле
(5.1). Учтем также количество цепей на участке.
После расчета выбранное на участке схемы сечение необходимо проверить по условию нагрева сравнивая ток в цепи в аварийном режиме с .
1 Выбор сечений линий электропередачи варианта 1
Определим токи нагрузок узлов по формуле (5.1):
Определим токи на участках сети:
Сведем значения узловых токов и токов на участках сети варианта 1 в таблицы 5.1 и 5.2.
Т а б л и ц а 5.1 – Узловые токи сети варианта 1
Т а б л и ц а 5.2 – Токи на участках сети варианта 1
Участок 1 – 2. Принимаем сталеалюминевый провод 2АС-24039 IДОП = 610 А. При отключении линии 1-8 ImaxAB = 335 А IДОП.
Участок 2– 6: Принимаем сталеалюминевый провод АС-24039 IДОП = 610 А. При отключении линии 1-8 ImaxAB = 495 А IДОП.
Участок 6-8: Принимаем сталеалюминевый провод АС-12019 IДОП = 390 А.
При отключении линии 1-2 ImaxAB = 350 А IДОП.
Участок 1 – 8: Принимаем сталеалюминевый провод 2АС-12019 IДОП = 390 А.
При отключении линии 1-2 ImaxAB = 335 А IДОП.
Участок 8 – 9: Принимаем сталеалюминевый провод 2АС-7011 IДОП = 265 А. При отключении одной цепи ImaxAB = 87 А IДОП.
Участок 8– 15: Принимаем сталеалюминевый провод 2АС-7011 IДОП =265 А. При отключении одной цепи ImaxAB = 87 А IДОП.
Выбор сечений линий электропередачи для остальных вариантов осуществляется аналогично. Сведём полученные данные в таблицы 5.3-5.7
Т а б л и ц а 5.3.– Сечения проводов варианта 1
Т а б л и ц а 5.4.– Сечения проводов варианта 2
Т а б л и ц а 5.5 – Сечения проводов варианта 3
Т а б л и ц а 5.6 – Сечения проводов варианта 4
Т а б л и ц а 5.7 – Сечения проводов варианта 5
Выбор трансформаторов на понижающих подстанциях
В практике проектирования на подстанциях всех категорий предусматривается как правило установка двух трансформаторов. Установка одного трансформатора рекомендуется только в случае питания потребителей третьей категории при наличии в сетевом районе передвижной резервной подстанции обеспечивающей замену трансформатора в течение суток.
Необходимо обеспечить энергией потребителей первой и второй категорий в случае аварии на одном из трансформаторов или его отключении. В этом случае оставшийся в работе трансформатор должен обеспечить питание потребителей первой и второй категорий с допустимой перегрузкой до 40 % на время не более 6 часов в течение 5 суток при коэффициенте заполнения суточного графика 075. Следует учитывать что при аварии с одним из трансформаторов допускается отключение потребителей третьей категории.
После выбора трансформатора необходимо произвести проверку:
Типы мощности и число понижающих трансформаторов на подстанциях во всех вариантах одинаковы так как не зависят от схемы сети 110кВ.
Рассматривают выбор трансформаторов на примере узла 6. Выбор трансформаторов в остальных узлах производится аналогичным образом.
Выбирают тип трансформатора [3 таблица 1.30] ТРДН-25000110. При этом:
Все данные о выбранных трансформаторах приведены в таблице 6.1.
Т а б л и ц а 6.1 – Выбор понижающих трансформаторов
Тип и число трансформаторов
Выбор схем подстанций
Наиболее дорогостоящим оборудованием распределительных устройств являются высоковольтные выключатели и поэтому выбор схем распределительных устройств выполняется только с целью определения числа их ячеек.
Т а б л и ц а 7.1 – Определение числа ячеек выключателей 110 кВ (вариант 1)
Число ячеек выключателей 110 кВ
Две рабочие и обходная системы шин
Одна секционированная система шин с обходной
Два блока с неавтоматической перемычкой
Т а б л и ц а 7.2 – Определение числа ячеек выключателей 110 кВ (вариант 2)
Т а б л и ц а 7.3 – Определение числа ячеек выключателей 110 кВ (вариант 3)
Т а б л и ц а 7.4 – Определение числа ячеек выключателей 110 кВ (вариант 4)
Т а б л и ц а 7.5 – Определение числа ячеек выключателей 110 кВ (вариант 5)
Схемы распределительных устройств на стороне низкого напряжения для всех вариантов будут одинаковы и не зависят от варианта развития электрической сети.
Экономическое сопоставление вариантов развития сети
Варианты подлежащие технико-экономическому сравнению должны быть технически и экономически сопоставимы т.е обеспечивать одинаковую передаваемую мощность и качество электроэнергии в нормальных и послеаварийных режимах работы сети. При сопоставлении схем с разной степенью надежности должна учитываться величина ущерба народному хозяйству от вероятного нарушения электроснабжения.
1 Экономическое сопоставление подвариантов
Подробно экономическое сопоставление рассмотрено при анализе подвариантов присоединения узлов 915. Решение этого вопроса позволяет однозначно определить схему питания потребителей III категории в узлах 9 и15 для вариантов 1 2 345 Так как в обоих узлах номинальные мощность и напряжение одинаковы то достаточно рассмотреть только один узел.
Подвариант а предполагает присоединение узла 15 узлу 8 по двум линиям АС-70 с установкой на подстанции 15 двух трансформаторов ТДН-16000110
Капитальные вложения в линии:
где C – стоимость 1 км линии; - длина линии; n – число параллельных линий.
Для АС-70 [3 табл. 2.23] при нормальном напряжении линии 110 кВ на стальных одноцепных опорах для II района по гололеду (в ценах 1985 г.) С=165 тыс.руб.км =20 n=2. Тогда:
Капиталовложения в подстанцию включают стоимость трансформаторов и рапредустройства высшего напряжения. Стоимость РУ низшего напряжения незначительна вследствие невысокой стоимости выключателей 10 кВ. Расчетная стоимость трансформатора ТДН-16000110 [3 табл. 2.7] составляет 63 тыс.руб. стоимость ячейки выключателя 110 кВ – 35 тыс.руб. [3 табл. 2.3] тогда:
Ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание [3 табл. 2.1] для линий составляют 28% для подстанций 110 кВ – 94% соответственно αЛ=0028 αП=0094.
Для определения издержек на покрытие потерь электроэнергии необходимо найти параметры схемы замещения сети:
Суммарные потери холостого хода трансформаторов:
Потери мощности в максимальном режиме:
Число часов максимальных потерь:
Удельная стоимость потерь электроэнергии 0 составляет 19рубкВтч [3 рис. 2.1] 0=19 тыс.руб.МВтч.
Таким образом приведенные затраты в подвариант а присоединения узла 5 составляют:
Подвариант б предполагает присоединение узла 15 узлу 8 по линии АС-120с установкой на подстанции 15одного трансформатора ТДН-16000110
Капиталовложения в подстанцию:
Параметры схемы замещения сети:
Рассчитывают ущерб связанный с перерывом питания:
где m=2 – число последовательно включенных элементов;
=1 – коэффициент учитывающий процент отключаемых потребителей;
– удельный ущерб [3 рис. 2.2];
Рmax=15МВт– максимальная мощность узла 15
Л=11 отказгод на 100 км Т=002 отказгод – параметры потока отказов;
ТВЛ=10-3 летотказ ТВТ=2010-3 летотказ – среднее время восстановления.
Таким образом приведенные затраты в подвариант б присоединения узла 5 составляют:
Подвариант б экономичнее подварианта а на 38 % следовательно этот вариант и предпочтительнее.
2 Экономическое сопоставление вариантов
Таким образом при технико-экономическом сопоставлении вариантов 1 2 345 питание потребителей узлов 9 и 15 осуществляется по одноцепной линиям АС-120с установкой на подстанции трансформатора ТДН-16000110.
Прежде чем переходить к анализу экономических характеристик по всем сравниваемым вариантам следует учесть что во всех вариантах в узлах стоят одинаковые трансформаторы и поэтому нужно учесть только разное число выключателей. Число выключателей которое следует учесть при сопоставлении вариантов показано в табл. 8.1.
Т а б л и ц а 8.1 – Число ячеек выключателей по вариантам
Число ячеек выключателей
Число ячеек для учета при экономическом сопоставлении
При определении приведенных затрат следует учесть что линия 1-2 существующая и во всех вариантах капиталовложения на ее сооружение и амортизационные отчисления не учитываются. Расчет экономических показателей варианта 1 сведен в табл. 8.2.
Т а б л и ц а 8.2 – Расчет экономических показателей линии (вариант 1)
Издержки на компенсацию потерь энергии:
Тогда суммарные капиталовложения в вариант 1:
Теперь затраты по варианту 1 определяют как:
Расчет экономических показателей варианта 2 сведен в табл. 8.3.
Т а б л и ц а 8.3 – Расчет экономических показателей линии (вариант 2)
Расчет экономических показателей варианта 3 сведен в табл. 8.4.
Т а б л и ц а 8.4 – Расчет экономических показателей линии (вариант 3)
Расчет экономических показателей варианта 4 сведен в табл. 8.5.
Т а б л и ц а 8.5 – Расчет экономических показателей линии (вариант 4)
Расчет экономических показателей варианта 5 сведен в табл. 8.6.
Т а б л и ц а 8.6 – Расчет экономических показателей линии (вариант 5)
Результаты расчета составляющих затрат и сопоставление вариантов приведены в табл. 8.7.
Т а б л и ц а 8.7 – Экономическое сопоставление вариантов развития сети
Анализ результатов сопоставления вариантов развития сети показывает что наиболее экономичным является 1 вариант распределительной сети следующий по экономичности после него вариант 4. Эти варианты выбираются для дальнейшего рассмотрения по критерию качества электроэнергии.
РАСЧЕТ УСТАНОВИВШЕГОСЯ РЕЖИМА
Расчет установившихся режимов выполняется с целью выявления уровней напряжения в узлах сети анализа их допустимости и выбора при необходимости средств регулирования напряжения с целью ввода режима в допустимую область по уровням напряжений.
1 Приведенная мощность подстанций.
Таблица 9.1 Параметры трансформаторов
Приведенная мощность подстанции №2№6.
где - суммарная нагрузка на первичную и вторичную обмотку низкого напряжения трансформатора;
- суммарные потери в трансформаторе;
Нагрузка узла 2 - МВА;
где n – количество параллельных трансформаторов.
Приведенная мощность подстанции №8
Используем формулы 9.1-9.6
Приведенная мощность подстанции №9 №15
2 Расчет установившегося режима для варианта 1
2.1 Параметры линий электропередач
Расчет для участка 1-2
где - соответственно удельные активные индуктивные сопротивления и зарядная мощность
n – количество параллельных цепей.
Для остальных линий параметры посчитаны аналогично и сведены в таблице 9.2.
Таблица 9.3 – Параметры узлов сети
Таблица 9.4 – Параметры ветвей сети
В данном варианте схема сети имеет кольцевой участок поэтому для расчета необходимо представить кольцо в виде сети с двухсторонним питанием то есть разорвать кольцо в узле 1 и определить точку потокораздела кольцевого участка (узел 8).
2.2 Расчетные мощности узлов
2.3 Расчет перетоков мощностей
Расчет кольцевой схемы
Рисунок 9.2 Расчет кольцевой схемы
Мощность на участке 1-2
Мощность на участке 1*-8
По закону Кирхгофа определим потоки на остальных участках
Точка 8– точка потокораздела
Уточняем мощности на участках с учетом потерь в линиях.
Потери мощности определяются по формуле:
где - мощность в начале участка.
Мощность в начале участка определяется по формуле
Мощность в начале участка 8-15:
Мощность в начале участка 8-9:
Мощность в начале участка 1-8:
Мощность в начале участка 6-8:
Мощность в конце участка 2-6:
Мощность в начале участка 2-6:
Мощность в конце участка 1-2:
Мощность в начале участка 1-2:
Мощность базисного узла 1:
2.4 Расчет напряжений на высокой стороне подстанций
Падение напряжения в линии определяется по формуле
где - мощность в начале линии
- сопротивления линии
Напряжение в конце линии
Напряжение в узле 8*
Напряжение в узле 8**
Напряжение в узле 15
2.5 Расчет напряжений на низкой стороне подстанций
где - сопротивления трансформатора
- мощность проходящая через трансформатор
- напряжение в конце линии.
где - коэффициент трансформации.
Напряжение в узле 21
Напряжение в узле 61
Напряжение в узле 81
Напряжение в узле 91
Напряжение в узле 151
2.6 Выбор отпаек на трансформаторах
В соответствии с ГОСТ напряжение на шинах потребителя в нормальных режимах должно находиться в интервале от до . Если напряжения на шинах потребителей находятся в указанной зоне но не равны номинальным то следует выполнить регулирование напряжений установленными средствами регулирования.
Потребители электрической энергии могут находиться непосредственно на шинах низкого напряжения подстанций или могут быть удалены от них поэтому на шинах низкого напряжения подстанций должны быть заданы требуемые напряжения с учетом компенсации падения напряжения от шин подстанции до шин потребителей.
Выбор отпайки в узле 2
- цена одной отпайки – 2.047 кВ. (9.20)
- необходимое количество отпаек
Выбираем 5-ю отпайку;
Уточняем напряжение у потребителя
В остальных узлах выбор отпаек проводим аналогично данные сводим в таблицу 9.5:
Требуемое напряжение на шинах ПС кВ
Напряжение на шинах ПС до регулирования кВ
Рациональная отпайка
Напряжение на шинах ПС после регулирования кВ
3 Расчет установившегося режима для варианта 4
3.1 Параметры линий электропередач
Расчет для участка 1-8
Для остальных линий параметры посчитаны аналогично и сведены в таблице 9.6.
Таблица 9.7 – Параметры ветвей сети
3.2 Расчетные мощности узлов
3.3 Расчет перетоков мощностей
Мощность в начале участка 9-15:
Мощность в конце участка 8-9:
Мощность в конце участка 1-8:
3.4 Расчет напряжений на высокой стороне подстанций
3.5 Расчет напряжений на низкой стороне подстанций
3.6 Выбор отпаек на трансформаторах
Выбор отпайки в узле 8
- цена одной отпайки – 2.047 кВ.
Выбираем 7-ю отпайку;
РАСЧЕТ АВАРИЙНОГО РЕЖИМА
1 Расчет аварийного режима для варианта 1 схемы развития сети.
Расчет ведется аналогично по формулам для установившегося режима.
2 Расчет аварийного режима для варианта 1 схемы развития сети.
Отключение линии 1-2:
Рисунок 10.1. Отключение линии 1-2.
Расчет ведется аналогично по формулам для установившегося режима радиальной схемы.
Мощность в конце участка 6-2
Мощность в начале участка 2-6
Мощность в конце участка 8-6
Мощность в начале участка 8-6
Мощность в конце участка 1-8
Мощность в начале участка 1-8
Расчет напряжений в узлах:
Расчет для обрыва 1*-8 ведется аналогично 1-2.
Все значения напряжений сведены в таблице 9.6
Анализ качества электроэнергии у потребителя позволяет сделать вывод что требуются дополнительные средства регулирования напряжения. Выбор и пересчет режима с установленными компенсирующими устройствами проведен на программе RASTR и будет представлен ниже.
В курсовом проекте рассмотрены вопросы проектирования электрической сети с учетом существующей линии 110 кВ. Рассмотрено пять вариантов развития сети при этом для всех вариантов произведен выбор напряжения сети сечений ЛЭП трансформаторов на понижающих подстанциях и схемы распределительных устройств.
Из пяти схем путем технико-экономического сравнения для дальнейшего рассмотрения приняты две схемы.
Все рассчитанные режимы то есть установившиеся режимы максимальных нагрузок и установившиеся послеаварийные режимы проверены в программе RASTR для двух выбранных для дальнейшего рассмотрения вариантов.
Идельчик В.И. Электрические системы и сети: Учебник для вузов. – М.: Энергоатомиздат 1989. – 592 с.: ил.
Рожкова Л.Д. Электрооборудование электрических станций и подстанций: учебник для сред. проф. образования Л.Д. Рожкова Л.К. Карнеева Т.В.Чиркова. – 3-е изд. стер. – М.: Издательский центр «Академия» 2006. – 448 с.
Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования по дисциплине «Электроэнергетика» Уфимск. авиац. техн. ун-т.; Сост. Т.Ю.Волкова Г.М. Юлукова.
Справочник по проектированию электрических сетей Под редакцией Д.Л. Файбисовича. – М.: Изд-во НЦ ЭНАС 2006. – 320 с.ил.
Кольцевая схема устан.режима 1 вариант
УСТАНОВИВШИЙСЯ РЕЖИМ С УЧЕТОМ КОМПЕНСАТОРОВ 1 ВАРИАНТ
ОБРЫВ 1-2 С УЧЕТОМ КОМПЕНСАТОРОВ
ОБРЫВ 1-8 С УЧЕТОМ КОМПЕНСАТОРОВ
РАДИАЛЬНАЯ СХЕМА! УСТАНОВИВШИЙСЯ РЕЖИМ ! ВАРИАНТА 4
ОБРЫВ ПАРАЛЛЬЕЛЬНОЙ ЛИНИИ 1-2
ОБРЫВ ПАРАЛЛЬЕЛЬНОЙ ЛИНИИ 2-6
ОБРЫВ ПАРАЛЛЬЕЛЬНОЙ ЛИНИИ 1-8
ОБРЫВ ПАРАЛЛЬЕЛЬНОЙ ЛИНИИ 8-9
ОБРЫВ ПАРАЛЛЬЕЛЬНОЙ ЛИНИИ 9-15

Эконом.СОПОСТАВЛЕНИЕ 41 вариант.cdw

Технико-экономическое сопоставление вариантов развития сети
Вариант 1 развития сети
Вариант 2 развития сети
Вариант 3 развития сети
Вариант 4 развития сети
Вариант 5 развития сети

Содержание.doc

Задание на проектирование .. 5
Разработка схем развития электрической сети .. 6
Расчет потокораспределения в сети 10
Выбор номинального напряжения в сети . .13
Выбор сечений линий электропередачи на участках сети 14
Выбор трансформаторов на понижающих подстанциях .22
Выбор схем подстанций ..25
Экономическое сопоставление вариантов развития сети 29
1 Экономическое сопоставление подвариантов 30
2 Экономическое сопоставление вариантов .35
Расчет установившихся режимов сети .41
1 Расчет установившегося режима максимальных нагрузок варианта1 43
2 Расчет установившегося режима максимальных нагрузок варианта4 57
3 Расчет установившихся послеаварийных режимов 66
Список литературы 72