Технология сбора и транспорта попутного газа.

Компрессорные станции обычно строятся в местах, где имеются большие запасы попутного газа. КС предназначена для сжатия низконапорного нефтяного попутного газа концевой ступени сепарации и для транспорта его с месторождения по магистральным газопроводам дальним потребителям, а также для подачи жирных газов на газоперерабатывающий завод.

Сжатие газа происходит по принципу вытеснения за счет сокращения объема рабочей полости, образованной поверхностью расточки корпуса ее задней торцевой плоскостью и винтовыми поверхностями сопряженных впадин роторов. Компрессоры малогабаритны, имеют небольшую массу. Важная особенность в том, что они способны одновременно перекачивать газонефтяную смесь с содержанием нефти до 30%. Газовые компрессорные станции на промыслах содержат взрывоопасные зоны, относящиеся к классу В-Iа. В тех установках, где мощности двигателей не превышают 150-200 кВт и напряжение питания установок до 1000 В, целесообразно применять асинхронные, короткозамкнутые двигатели во взрывозащищенном исполнении, а в остальных – синхронные двигатели, продуваемые под избыточным давлением.

Работа компрессорной станции предусматривается как в аварийном режиме, при откачке нефти в аварийный резервуар, так и в постоянном режиме при использовании КСУ для полного отделения газа от нефти.

В состав газовой компрессорной станции входят:

- приемный вертикальный центробежный сепаратор;

- автоматизированная установка компримирования низконапорного нефтяного газа в блочно-модульном исполнении типа “ТАКАТ”;

- маслоотделитель;

- аппарат воздушного охлаждения газа;

- вертикальный центробежный сепаратор окончательной сепарации газа;

- наземная горизонтальная стальная емкость для хранения свежего масла с подогревателем;

- наземная горизонтальная стальная емкость для хранения отработанного масла с подогревателем;

Компрессорная установка представляет собой конструкцию, выполненную под общим укрытием. Внутри укрытия расположено следующее основное оборудование:

- компрессорный агрегат;

- блок маслоохладителей;

- местный щит управления;

- маслоотделитель для отделения масла от газа;

- колодка уровнемеров для установки прибора контроля уровня масла в маслоотделителе;

- электронасосный агрегат для закачки масла в маслоотделитель и прокачки масляной системы;

- электронагреватели;

- система пожаротушения.

2 РАСЧЕТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК

Порядок определения расчетной электрической нагрузки по ме­тоду упорядоченных диаграмм

а) Рассчитывается групповой коэффициент использования

Технология сбора и транспорта попутного газа. - student2.ru (2.1)

где kui - индивидуальный коэффициент использования; кbi - индивидуальный коэффициент включения; kzi - индивидуальный коэффициент загрузки; рi - номинальная мощность.

б) Определяется эффективное (среднеквадратичное) число ЭП группы по активной мощности

Технология сбора и транспорта попутного газа. - student2.ru (2.2)

В литературе приводится множество методов упрощенного определе­ния эффективного числа ЭП, позволяющего быстро и просто подсчитать пск при больших разбросах номинальных мощностей, однако, при современных возможностях вычислительной техники расчет и по точной фор­муле не должен вызывать затруднений.

в) По кривым Км = f(nCKp) при заданном Ки и пСКр находится значение

группового коэффициента максимума Км.

Технология сбора и транспорта попутного газа. - student2.ru Рис. 2.1

Зависимость коэффициента максимума нагрузки от эф­фективного числа ЭП при различных Ки (по данным "Указаний по определению электрических нагрузок в промышленных установках")

г) Расчетная нагрузка группы определяется

Рр = Кимн,кВт. (2.3)

Расчет реактивной нагрузки может вестись двумя способами. Первый из них требует знания cos φсв - средневзвешенного коэффициента мощно­сти и cos φм - коэффициента мощности в период максимальных нагрузок. Тогда для группы ЭП с индуктивным cos φ

Qc = Рс tg φсф квар (2.4)

QM = Qc. tg φм, квар (2.5)

где tg φсв и tg φM находятся по заданным косинусам.

Второй метод расчета не требует знания двух коэффициентов мощно­сти, однако, должны быть заданы показатели графика реактивных нагру­зок.

а)Рассчитывается групповой коэффициент использования

Технология сбора и транспорта попутного газа. - student2.ru (2.6)

где lui - индивидуальный коэффициент использования i-го ЭП по ре­активной мощности;

lBi=kBi - индивидуальный коэффициент включения i-го ЭП;

lzi - индивидуальный коэффициент загрузки г-го ЭП по реактивной мощности;

q, - номинальная реактивная мощность i-го ЭП.

Технология сбора и транспорта попутного газа. - student2.ru (2.7)

б) Определяется эффективное (среднеквадратичное) число ЭП группы по реактивной мощности

Технология сбора и транспорта попутного газа. - student2.ru (2.8)

С достаточной точностью обычно принимается nCKp=nCKq, шт.

в) По кривым LM = f(nCK) при рассчитанном Lu находится значение группового коэффициента максимума LM .

г) Расчетная нагрузка по реактивной мощности находится

QM=LU.LM.QU, квар. (2.9)

Если в составе группы имеются ЭП с опережающим током (синхрон­ные двигатели, конденсаторы и т.п.), их реактивная мощность принимается равной постоянной величине, определяемой из расчета потребной реак­тивной мощности, если нет других данных, то ее можно принять равной номинальной реактивной мощности, она вычитается из реактивной мощ­ности остальных ЭП.

2.1. Расчет электрических нагрузок НПС

Расчет электрических нагрузок НПС представлен в таблице 2.1

Таблица 2.1

НПС                  
Потребитель Кол-во Pном cos Qном Kисп Pрасч Qрасч Sрасч Iрасч
СД 0,999 -55,9 0,78 975,0 -43,6 976,0 53,7
запас                
Кисп.гр.а 0,78                
Nср.кв.а 4,00                
Кмакс.а 1,2                
Кисп.гр.р 0,78                
Nср.кв.р 4,00                
Кмакс.р 1,2                
Итого     0,999     -209,453 4684,685 257,6
КТП НПС           617,7378 891,6277
Итого с учетом компенсации и потерь           90,55 5240,51 288,1532

2.2. Расчет электрических нагрузок ДНС

Расчет электрических нагрузок ДНС представлен в таблице 2.2

Таблица 2.2

ДНС                  
Потребитель Кол-во Pном cos Qном Kисп Pрасч Qрасч Sрасч Iрасч
АД 0,84 387,6 0,75 450,0 290,7 535,7 29,5
запасной                
Кисп.гр.а 0,75                
Nср.кв.а 3,00                
Кмакс.а 1,2                
Кисп.гр.р 0,75                
Nср.кв.р 3,00                
Кмакс.р 1,2                
Итого     0,84     1046,417 1928,571 106,0
КТП ДНС           1397,891 2017,682
КТП КС           235,850 340,4195
КТП ПС-2           1669,5 50,00 1670,249 91,83985
КТП ПС-3           50,00 1638,763 90,10859
            6337,5 1971,42 6637,047 364,9429
БСК-300     -300     -1500 82,47861
БСК-100     -100     -400 21,9943
Итого с учетом компенсации и потерь           6337,5 100,00 6380,21 350,8206

2.3. Расчет электрических нагрузок КНС

Расчет электрических нагрузок КНС представлен в таблице 2.3

Таблица 2.3

КНС                  
Потребитель Кол-во Pном cos Qном Kисп Pрасч Qрасч Sрасч Iрасч
АД 0,84 193,8 0,75 225,0 145,3 267,9 14,7
запасной                
Кисп.гр.а 0,75                
Nср.кв.а 4,00                
Кмакс.а 1,2                
Кисп.гр.р 0,75                
Nср.кв.р 4,00                
Кмакс.р 1,2                
Итого     0,84     697,611 1285,714 70,7
КТП КНС           738,2412 40,59274
КТП водозабор           970,464 1400,744
            1477,611 2990,541 4316,474
БСК-300     -300     -900 49,48717
Бск-100     -100     -500 27,49287
Итого с учетом компенсации и потерь           100,00 2677,36 147,2166

2.4. Расчет электрических нагрузок БУ

Расчет электрических нагрузок БУ представлен в таблице 2.4

Таблица 2.4

БУ                  
Потребитель Кол-во Pном cos Qном Kисп Pрасч Qрасч Sрасч Iрасч
Буровой насос 0,84 258,4 0,75 300,0 193,8 357,1 298,8
Буровая лебедка 0,84 406,9 0,75 472,5 305,2 562,5 470,7
СВП 0,84 355,3 0,75 412,5 266,4 491,1 410,9
Кисп.гр.а 0,75                
Nср.кв.а 3,85                
Кмакс.а 1,2                
Кисп.гр.р 0,75                
Nср.кв.р 3,85                
Кмакс.р 1,2                
Итого     0,840     1151,058 2121,429 1775,1
КТП БУ           474,2362 684,501
КТП БУ с учетом потерь               488,0412 704,4268
БСК-200     -200     -1000 836,7395
Бск-50     -50     -150 125,5109
Итого с учетом компенсации и потерь           250,00 2270,47 124,8437

2.5. Расчет электрических нагрузок ПС-1

Расчет электрических нагрузок ПС-1 представлен в таблице 2.5

Таблица 2.5

ПС-1                  
Потребитель Кол-во Pном cos Qном Kисп Pрасч Qрасч Sрасч Iрасч
АД-35кВт 0,84 22,6 0,75 26,3 17,0 31,3 45,1
АД-70кВт 0,84 45,2 0,75 52,5 33,9 62,5 90,2
АД-140кВт 0,84 90,4 0,75 67,8233 180,422
Кисп.гр.а 0,75                
Nср.кв.а 12,57                
Кмакс.а 1,2                
Кисп.гр.р 0,75                
Nср.кв.р 12,57                
Кмакс.р 1,2                
Итого     0,84     691,7977 1840,3
БСК-200     -200     -400 577,3503
Бск-50     -50     -250 360,8439
Итого с учетом компенсации и потерь           50,00 1108,01 1599,269

2.6. Расчет электрических нагрузок ПС-2

Расчет электрических нагрузок ПС-2 представлен в таблице 2.6

Таблица 2.6

ПС-2                  
Потребитель Кол-во Pном cos Qном Kисп Pрасч Qрасч Sрасч Iрасч
АД-35кВт 0,84 22,6 0,75 26,3 17,0 31,3 45,1
АД-70кВт 0,84 45,2 0,75 52,5 33,9 62,5 90,2
АД-140кВт 0,84 90,4 0,75 67,8233 180,422
Кисп.гр.а 0,75                
Nср.кв.а 15,52                
Кмакс.а 1,2                
Кисп.гр.р 0,75                
Nср.кв.р 15,52                
Кмакс.р 1,2                
Итого     0,84     1669,5 1078,39 1987,5 2868,709
БСК-200     -200     -800 1154,701
Бск-50     -50     -250 360,8439
Итого с учетом компенсации и потерь           1669,5 50,00 1711,36 2470,131

2.7. Расчет электрических нагрузок ПС-3

Расчет электрических нагрузок ПС-3 представлен в таблице 2.7

Таблица 2.7

ПС-3                  
Потребитель Кол-во Pном cos Qном Kисп Pрасч Qрасч Sрасч Iрасч
АД-35кВт 0,84 22,6 0,75 26,3 17,0 31,3 45,1
АД-70кВт 0,84 45,2 0,75 52,5 33,9 62,5 90,2
АД-140кВт 0,84 90,4 0,75 67,8233 180,422
Кисп.гр.а 0,75                
Nср.кв.а 17,33                
Кмакс.а 1,2                
Кисп.гр.р 0,75                
Nср.кв.р 17,33                
Кмакс.р 1,2                
Итого     0,84     1058,043 2814,6
БСК-200     -200     -800 1154,701
Бск-50     -50     -250 360,8439
Итого с учетом компенсации и потерь           50,00 1679,09 2423,562

3 ВЫБОР СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ

Выбор мощности трансформаторов производится на основании расчетной нагрузки. Число трансформаторов выбирается из соображений надежности в зависимости от категории электроснабжения потребителей. Для электроснабжения потребителей I и II категорий надежности должны быть предусмотрены два независимых источника электроснабжения, т. е. двухтрансформаторные подстанции.Номинальную мощность каждого из трансформаторов выбираем исходя из 100 % резервирования электроснабжения. Мощность трансформаторов выбираем по расчетным нагрузкам с учетом компенсации реактивной составляющей исходя из условия:

Технология сбора и транспорта попутного газа. - student2.ru (3.1)

Потери в трансформаторе можно рассчитать по формулам:

Технология сбора и транспорта попутного газа. - student2.ru (3.2)

Технология сбора и транспорта попутного газа. - student2.ru (3.3)

Технология сбора и транспорта попутного газа. - student2.ru (3.4)

Тогда полная нагрузка на силовой трансформатор с учетом потерь определится по формуле:

Технология сбора и транспорта попутного газа. - student2.ru (3.5)

Коэффициент загрузки трансформатора с учетом потерь равен:

Технология сбора и транспорта попутного газа. - student2.ru (3.6)

Перегрузка трансформатора в течение неограниченного времени допустима не более, чем на 10%, соответственно:

Технология сбора и транспорта попутного газа. - student2.ru

Коэффициент загрузки трансформаторов представлен в таблице 3.1


Тип трансформатора Uтр.ном Sтр.ном Pхх Pкз Uкз Iхх Pнагр Qнагр
ТСЗ-1600/10 10/0,4 4,2 1,6 5,5 1,5 1159,091 50,00
ТНЭЗ-2500/10 10/0,4 3,75 2,2 6,4 0,8 1806,818 50,00
ТНЭЗ-2500/10 10/0,4 3,75 2,2 6,4 0,8 1772,73 50,00
ТНЭЗ-2500/10 10/0,69 3,75 2,2 6,4 0,8 1928,571 250,00
ТСЗ-630/10 10/0,4 7,3 5,5 1,5 431,1238  
ТМН-4000/35-У1 35/10 6,7 33,5 7,5 2359,695 250,00
ТМН-4000/35-У1 35/10 6,7 33,5 7,5 2718,673 100,00
ТСЗ-1600/10 10/0,4 4,2 1,6 5,5 1,5 882,2398  
TC3-1000/10 10/0,4 11,2 5,5 1,5 671,1283  
ТМН-10000/35-74У1 35/10 12,5 0,8 6033,68 100,00
ТСЗ-400/10 10/0,4 1,3 5,4 5,5 214,4087  
ТСЗ-1600/10 10/0,4 4,2 1,6 5,5 1,5 1270,81  
TC3-1000/10 10/0,4 11,2 5,5 1,5 561,5798  
ТРДНС-25000/35-72 У1 10/35 9,5 0,5 20089,88 450,00

Таблица 3.1

Тип трансформатора Sнагр Kз ΔP ΔQ SΣ Kз'   Xтр
ТСЗ-1600/10 1160,2 0,36 4,4 35,6 1166,6 0,73 пс1 3,4375
ТНЭЗ-2500/10 1807,5 0,36 4,0 40,9 1813,1 0,73 пс2 2,56
ТНЭЗ-2500/10 1773,4 0,35 4,0 40,1 1779,0 0,71 пс3 2,56
ТНЭЗ-2500/10 1944,7 0,39 4,1 44,2 1954,9 0,78 БУ 2,56
ТСЗ-630/10 431,1 0,34 2,9 13,5 434,2 0,69 КТП БУ 8,730159
ТМН-4000/35-У1 2372,9 0,30 9,6 66,4 2390,4 0,60 БУ 1,875
ТМН-4000/35-У1 2720,5 0,34 10,6 74,7 2734,8 0,68 КНС 1,875
ТСЗ-1600/10 882,2 0,28 4,3 30,7 887,1 0,55 водозабор 3,4375
TC3-1000/10 671,1 0,34 4,3 21,2 675,7 0,68 КТП КНС 5,5
ТМН-10000/35-74У1 6034,5 0,30 18,0 152,8 6056,9 0,61 ДНС 0,8
ТСЗ-400/10 214,4 0,27 1,7 13,6 216,5 0,54 КТП КС 13,75
ТСЗ-1600/10 1270,8 0,40 4,5 37,9 1275,8 0,80 КТП ДНС 3,4375
TC3-1000/10 561,6 0,28 3,9 19,3 565,8 0,57 КТП НПС 5,5
ТРДНС-25000/35-72 У1 20094,9 0,40 43,6 508,6 20156,3 0,81 ПС 10/35 0,38

Продолжение таблицы 3.1

Коэффициент загрузки трансформаторов с учетом потерь не превышает максимально допустимое значение, следовательно, выбранные типы трансформаторов удовлетворяют нашим требованиям.

3.1. Расчет потерь в шинах

Расчет потерь в шинах с учетом потерь в трансформаторах представлен в таблице 3.2

Таблица 3.2

Наименование потребителя Pрасч Qрасч Sрасч cosj
ПС-3
Шины 0,4 кВ 50,00 1638,8 1,0
Потери в тр-ре 4,0 40,1 40,3  
Итого: 1642,0 90,1 1644,5 1,00
ПС-2
Шины 0,4 кВ 1669,5 50,0 1670,2 1,00
Потери в тр-ре 4,0 40,9 41,1  
Итого: 1673,5 90,9 1676,0 1,00
ПС-1
Шины 0,4 кВ 1071,0 50,0 1072,2 1,00
Потери в тр-ре 4,4 35,6 35,8  
Итого: 1075,4 85,6 1078,8 1,00
БУ
Шины 0,69 кВ 2212,0 250,0 2226,1 0,99
Потери в тр-ре 10/0,69 4,1 44,2 44,4  
Шины 0,4 кВ 200,00 474,2 0,91
Потери в тр-ре 10/0,4 2,9 13,5 13,8  
Итого: 2648,9 507,7 2697,2 0,98
КНС
Шины 10кВ 2600,0 100,0 2601,9 1,00
Потери в тр-ре 10,6 74,7 75,4  
Итого: 2610,6 174,7 2616,4 1,00
ДНС
Шины 10кВ 6337,5 100,0 6338,3 1,00
Потери в тр-ре 18,0 37,9 41,9  
Итого: 6355,5 137,9 6357,0 1,00
НПС
Шины 10кВ 5220,0 90,5 5220,8 1,00
Потери в тр-ре 3,9 19,3 19,7  
Итого: 5223,9 109,9 5225,0 1,00
ПС 10/35
Шины 10кВ 11149,5 450,0 11158,6 1,00
Потери в тр-ре 43,6 508,6 510,5  
Итого: 11193,1 958,6 11234,0 1,00

4. РАСЧЕТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК ГТЭС

Расчет электрических нагрузок ГТЭС, производится суммированием ранее расчитаних нагрузок потребителей и представлен в таблице 4.1

Таблица 4.1

ГТЭС                  
Потребитель Кол-во Pном cos Qном Kисп Pрасч Qрасч Sрасч Iрасч
НПС           90,55 5220,785261 287,0687
ПС 1           50,00 1072,166 58,95387
КНС           100,00 2601,922 143,0686
ДНС           6337,5 100,00 6338,289 348,5155
БУ           250,00 2226,083 122,4028
КТП ГТЭС           410,00 837,257 46,03722
Итого           18170,5 1000,55 18198,02639 1000,632
С учетом потерь               19021,06 1045,887

Выбор генераторов

Газотурбинная электростанция (ГТЭС) представляет собой энергетический комплекс, в состав которого входит группа объектов: здание ГТЭС, БПТГ, газосепараторы, конденсатосборники, ресиверы топливного газа, воздушная компрессорная, факельное хозяйство, аварийная ДЭС-1600кВт, дренажный парк, канализационная система, прожекторные мачты, молниеприемник и прочие объекты. Попутный нефтяной газ будет отделяться от нефти в процессе ее подготовки.

Производители выпускают газотурбинные установки (ГТУ) мощностью 2.5, 4, 6, 8, 10, 12, 16, 25 МВт. Для надежного энергоснабжения месторождения в качестве генераторов ГТЭС применим 3 (2 рабочих и 1 резервную) установки номинальной мощностью одного агрегата в 12 МВА.

Тип и характеристики выбранного генератора представлены в таблице 4.2

Таблица 4.2

Генератор Кол-во Pном Kисп Xd'' Xдв
ГТЭС-12 ПС-90ГП 0,83 0,11 0,9
запасной        

5. ВЫБОР ПРОВОДОВ И КАБЕЛЕЙ

Сечение проводов и кабелей выбирают по техническим и экономическим соображениям. Провода, кабели и шины выбирать с учетом экономически эффективной плотности тока сечения:

Технология сбора и транспорта попутного газа. - student2.ru

(5.1)

Проверка выбранного по экономически целесообразному сечению провода производится из условия нагрева:

Технология сбора и транспорта попутного газа. - student2.ru (5.2)

Максимальный расчетный ток потребителей (ток послеаварийного режима) не превышает значений максимально допустимого длительного тока выбранных проводов и кабелей, следовательно, выбранные провода и кабели удовлетворяют предъявляемым требованиям.

Расчет и выбор кабелей и проводов представлен в таблице 5.1


Наименование потребителя Uном Sрасч Iрасч.м. Iрасч.норм Jэк Fэк Наименование провода/кабеля Iдоп l r0 x0 R X Xd'' Xдв
ЭД ПС 35 кВТ 0,4 41,7 60,1 60,1 2,7 22,3 ВББШВ(3x25)   0,8 0,066 0,0000 0,0000 0,2 480,0
ЭД ПС 70 кВт 0,4 83,3 120,3 120,3 2,7 44,5 ВББШВ(3x50)   0,4 0,062 0,0000 0,0000 0,2 240,0
ЭД ПС 140 кВт 0,4 166,7 240,6 240,6 2,7 89,1 ВББШВ(3x95)   0,21 0,06 0,0000 0,0000 0,2 120,0
ЭД БН 400 кВт 0,69 476,2 398,4 398,4 2,7 147,6 ВББШВ(3x150)   0,13 0,06 0,0000 0,0000 0,2 42,0
ЭД БЛ 630 кВт 0,69 750,0 627,6 627,6 2,7 232,4 2xВББШВ(3x120)   0,17 0,06 0,0000 0,0000 0,2 26,7
ЭД СВП 550 кВт 0,69 654,8 547,9 547,9 2,7 202,9 2xВББШВ(3x120)   0,17 0,06 0,0000 0,0000 0,2 30,5
ЭД КНС 300 кВт 10,5 357,1 19,6 19,6 2,7 7,3 ВББШВ(3x10)   1,78 0,073 0,0000 0,0000 0,2 56,0
ЭД ДНС 600 кВт 10,5 714,3 39,3 39,3 2,7 14,5 ВББШВ(3x16)   1,25 0,067 0,0000 0,0000 0,2 28,0
ЭД НПС 1250 кВт 10,5 1251,3 68,8 68,8 2,7 25,5 ВББШВ(3x25)   0,8 0,066 0,0000 0,0000 0,2 16,0
КТП КНС 10,5 738,2 40,6 40,6 1,0 40,6 ВББШВ(3x50) 0,25 0,4 0,062 0,09 0,01    
КТП водозабор 10,5 970,5 53,4 53,4 1,0 53,4 ВББШВ(3x50) 0,25 0,4 0,062 0,09 0,01    
КТП КС 10,5 235,8 13,0 13,0 1,0 13,0 ВББШВ(3x16) 0,2 1,25 0,067 0,23 0,01    
КТП НПС 10,5 617,7 34,0 34,0 1,0 34,0 ВББШВ(3x50) 0,3 0,4 0,062 0,11 0,02    
КТП ГТЭС 10,5 837,3 46,0 46,0 1,0 46,0 ВББШВ(3x50) 0,1 0,4 0,062 0,04 0,01    
КТП ДНС 10,5 1397,9 76,9 76,9 1,0 76,9 ВББШВ(3x95) 0,25 0,21 0,06 0,05 0,01    
КТП БУ ЭД 10,5 2121,4 116,6 116,6 1,0 116,6 ВББШВ(3x120) 0,1 0,17 0,06 0,02 0,01    
КТП БУ СН 10,5 474,2 26,1 26,1 1,0 26,1 ВББШВ(3x25) 0,1 0,8 0,066 0,07 0,01    
ВЛ ПС-3 10,5 1679,1 92,3 46,2 1,0 46,2 АС-50/8 0,65 0,292 8,25 3,71    
ВЛ ПС-2 10,5 1711,4 94,1 47,1 1,0 47,1 АС-50/8 0,65 0,292 7,07 3,18    
ВЛ ПС-1 10,5 1108,0 60,9 30,5 1,0 30,5 АС-35/6,2 0,85 0,301 7,71 2,73    
ВЛ БУ 2270,5 37,5 18,7 1,0 18,7 АС-25/4,2 1,38 0,316 1,69 0,39    
ВЛ КНС 2677,4 44,2 22,1 1,0 22,1 АС-25/4,2 1,38 0,316 1,35 0,31    
ВЛ ДНС 6380,2 105,2 52,6 1,0 52,6 АС-50/8 0,65 0,292 0,80 0,36    
ВЛ НПС 10,5 5240,5 288,2 144,1 1,0 144,1 ВББШВ(3x150) 0,3 0,13 0,06 0,04 0,02    

Таблица 5.1


Наши рекомендации