Заглавная страница
Избранные статьи
Случайная статья
Познавательные статьи
Новые добавления
Обратная связь
FAQ
Написать работу

ТОП 10 на сайте

Приготовление дезинфицирующих растворов различной концентрации

Техника нижней прямой подачи мяча.

Франко-прусская война (причины и последствия)

Организация работы процедурного кабинета

Смысловое и механическое запоминание, их место и роль в усвоении знаний

Коммуникативные барьеры и пути их преодоления

Обработка изделий медицинского назначения многократного применения

Образцы текста публицистического стиля

Четыре типа изменения баланса

Задачи с ответами для Всероссийской олимпиады по праву

Мы поможем в написании ваших работ!

ЗНАЕТЕ ЛИ ВЫ?

Влияние общества на человека

Приготовление дезинфицирующих растворов различной концентрации

Практические работы по географии для 6 класса

Организация работы процедурного кабинета

Изменения в неживой природе осенью

Уборка процедурного кабинета

Сольфеджио. Все правила по сольфеджио

Балочные системы. Определение реакций опор и моментов защемления

Главная Избранные Случайная статья Познавательные Новые добавления Обратная связь FAQ Написать работу

Построение суммарного годового графика.

↑

Стр 1 из 8Следующая ⇒

Электрическая часть.

Выбор генераторов.

Выбор генераторов осуществляется в зависимости от установленной мощности станции.

Для проектирования данной станции мною выбраны 5 генераторов по 20 МВт одного типа: СВН-1340/150-96, так как конструктивные особенности и параметры подходят к проектируемой станции.

Технические характеристики генератора Таблица 1

Тип	S_ном МВ А	P_ном МВт	Cosφ ном	U_ном кВ	X ^II d
СВН-1340/150-96	71,5	57,2	0,8	13,8	0,3

Расшифровка:

СВН-1340/150-96 – синхронный вертикальный гидрогенератор с охлаждением статора и ротора воздухом.

1340 - наружный диаметр

150 – длинна активной части сердечника (см).

96 – количество полюсов ротора

Описание системы возбуждения генератора.

Система возбуждения можно разделить на две группы: а) независимое возбуждение, б) зависимое возбуждение. К первой группе относятся все электромашинные возбудители постоянного тока, сопряженные с валом генератора. Вторую группу составляет система возбуждения, получающие непосредственно от выводов генератора через специально понижающие трансформаторы. К этой же группе могут быть отнесены системы возбуждения с отдельно установленными электромашинными возбудителями, приведённые во вращение электродвигателя переменного тока, которые получают питание от шин собственных нужд электростанции.

Система возбуждения выбранного мною генератора является электромашинная

Описание электромашиной системы возбуждения.

рис 1 Электромашинная система возбуждения.

Электромашинная система возбуждения с генератором постоянного тока, работающим по схеме самовозбуждения:

GE — возбудитель; LG — обмотка возбуждения генератора; LE — обмотка возбуждения возбудителя; RR — шунтовой реостат; АРВ — автоматический регулятор возбуждения; R — разрядный резистор.

Электромашинные системы возбуждения с возбудителем постоянного тока.

Здесь возбудителем служит генератор постоянного тока, который в зависимости

от схемы питания его обмотки возбуждения работает или по схеме

самовозбуждения (рис. 20.14), или по схеме независимого возбуждения. В по

следнем случае устанавливают вторую машину постоянного тока — подвозбу –

дитель. Для возбуждения синхронных генераторов большее распространение получила схема с самовозбуждением возбудителя как более простая и обеспечивающая большую надежность в эксплуатации. Регулирование тока возбуждения генератора осуществляет автоматический регулятор возбуждения путем изменения тока возбуждения возбудителя.

2.2 Расчет графиков нагрузок

Общие сведения о графиках.

Графики нагрузок генераторов предназначены для анализа работы электрической сети, для проектирования системы электроснабжения, для составления прогнозов энергопотребления, планирование ремонта электрооборудования, а в процессе эксплуатации для ведения нормального режима работы. Годовые графики строят по характерным суточным графикам для зимних, весенне-осенних и летних дней. При этом ординаты этих графиков располагаются вдоль оси абсцисс от 0 до 8760 часов в порядке их значений. При таком построении графиков абсцисс t₁соответствует ординате Р₁. Такие графики называются графиками, построенными по продолжительности.

Расчет графиков нагрузки.

Электрическая нагрузка отдельных потребителей и их суммарная нагрузка, определяющая режим работы электрической станции в Энергосистеме непрерывно меняется. Эти изменения отражают графиком нагрузки, то есть диаграмма изменения мощности электрической установки во времени. Для определения времени максимальных потерь используют годовой график продолжительности нагрузок. Этот график показывает длительность работы установки в течение года с различными нагрузками. Данный график применяется при расчетах технологических показателей в установке, при расчетах потерь электрической энергии и при оценке использование оборудования в течение года.

Определить мощность ступеней:

P_i= _уст, где

Р_i– определяется по графику;

Р_уст– задается.

Определить длительность рассматриваемого периода:

T_i=t_i_*n, где

t_i – время рассматриваемой ступени, определяется по графику;

n – число дней зимних (летних) в зависимости от рассматриваемого графика.

Проверка правильности расчета:

åТ_i=T₁+T₂+…+T_n=8760 часов.

Построение годового графика:

мощность каждой ступени рассматривается в порядке убывания по оси ординат;

по оси абсцисс располагают время; время последней ступени прибавляют к времени предыдущей ступени.

Если:

по заданию один график, то приступаем к расчету технико-экономических показателей;

по заданию даны два графика, то необходимо построить суммарный годовой график.

Выбор количества линий

Количество линий необходимое для выдачи электроэнергии потребителям определяю по табл. 1.20 стр. 21 (Никлепаев)

Пропускная способность воздушных линий.

Таблица 4

Напряжение кВ	Мощность МВт 1л	Длина км
	100 – 200 МВт	200 – 400км

Анализ и выбор вариантов схем.

Общие сведения

Схема электрической станции выбирается с учетом развития электрических сетей энергосистемы или схем электроснабжения района.

Схема электрической станции должна удовлетворять следующим требованиям:

1. обеспечивать надежность электроснабжения потребителей электрических станций и перетоков мощности по межсистемным и магистральным связям в нормальном и последовательном режиме;

2. учитывать перспективу развития;

3. допускать возможность постепенного развития или расширения распределительного устройства всех напряжений;

4. учитывать требования противоаварийной автоматики;

5. обеспечивать возможность проведения ремонтных и эксплуатационных работ. На отдельных элементах схемы без отключения соседних присоединений.

Для первого варианта на напряжение 220 кВ я выбрал схему: многоугольник (сдвоенный четырехугольник).

К достоинствам схем много угольника относится надёжность т.к.

1) Отключение любого выключателя происходит без нарушения работы элементов схемы.

2) Разъединители используются только для, ремонтных работ, схема экономична т.к. количество выключателей равна количеству присоединений.

К недостаткам можно отнести:

Сложность выбора трансформатора тока и коматутационной аппаратуры установленных в кольце т.к. в зависимости от режима работы схемы ток протекающий по аппаратом меняется.

Для первого варианта на напряжение 220 кВ я выбрал схему две рабочие одна обходная система шин.

К достоинству схемы можно отнести:

1) Наличие шинносоединительных выключателей позволяет осуществлять произвольную разделение присоединения между системами шин, при этом создаются различные варианты эксплуатационных схем сети в, зависимости от требования систем и условия работ электростанции, секционные выключатели исключают возможный объём отношений при К.З. на шинах.

2) Преимущества, схемы:

a) Возможность быстрого восстановления питания присоединений при К.З. на одной из секций путём переключения на не повреждённую.

b) Значительное облегчение ремонта шин и шиноразъеденителей.

Данная схема является надёжной гибкой при управлении экономичной и даёт возможность без лишних капитальных затрат расширить РУ. Недостатками схем являются большое количество операций разъединителями при выводе в ремонт выключателей или одной из рабочих системы шин.

Данная схема рекомендуется применять для РУ до 220 кВ.

Для второго и третьего вариантов на напряжение 220 кВ я также выбрал схему две рабочие одна обходная система шин.

Выбор КРУ.

I_max=S_тсн/ (√3*U_ном*0,95)=6,3 / (√3* 6,3 * 0,95)=0,608 кА;

Номинальное напряжение кВ.	6 кВ.
Номинальный ток А. Сборных шин. Номинальный ток А. Шкафов.	1000 А.
Количество и сечение силовых кабелей в шкафах, отходящих от линий.	44 (3 * 240) мм²
Номинальный ток отключения.кА.	20 кА.
Электродинамическая стойкость. кА.	51 кА

Выбор трансформатора тока.

Измерительным трансформатором тока называется трансформатор, предназначенный для преобразования тока до значения удобного для измерения.

Применение трансформаторов тока обеспечивает безопасность при работе с измерительными приборами и реле.

Трансформаторы тока выбирают:

1. по напряжению установки U_уст<U_ном;

2. по рабочему максимальному току I_норм<I_1ном; I_max<I_1ном.

Номинальный ток должен быть как можно ближе к рабочему току установки, так как недогрузка первичной обмотки приводит к увеличению погрешностей;

3. по конструкции и классу точности;

4. по электродинамической стойкости:

i_у<к_эд I_1ном; i_у<i_дин, где

i_у – ударный ток КЗ по расчету;

к_эд – кратность электродинамической стойкости по каталогу;

I_1ном – номинальный критический ток трансформатора тока;

i_дин – ток электродинамической стойкости.

Электродинамическая стойкость шинных трансформаторов тока определяется устойчивостью самих шин распределительного устройства, вследствие этого такие трансформаторы по этому условию не проверяются;

5. по термической стойкости:

В_к<(к_т I_1ном)²t_тер; I²_терt_тер, где

В_к – тепловой импульс по расчету;

к_т – кратность термической стойкости по каталогу;

t_тер – время термической стойкости по каталогу;

I_тер – ток термической стойкости;

6. по вторичной нагрузке:

Z₂<Z_2ном, где

Z₂ – вторичная нагрузка трансформатора тока;

Z_2ном – номинальная допустимая нагрузка трансформатора тока в выбранном классе точности;

Трансформаторы тока выбираем по [Л-2, с306-322, таблице 5.9-5.12].

Выбор изоляторов.

В распределительных устройствах шины крепятся на опорных, проходных и подвесных изоляторах. Жесткие шины крепятся на опорных изоляторах, выбор которых производится по следующим условиям:

1. по номинальному напряжению: U_уст<U_ном;

2. по допустимой нагрузке

F_расч<F_доп, где

F_расч – сила действующая на изолятор;

F_доп – допустимая сила действующая на головку изолятора, равная 0,6* F_разр;

F_разр – разрушающая нагрузка на изгиб.

При горизонтальном и вертикальном расположении изоляторов всех фаз.

Проходные изоляторы выбираются:

1. по напряжению: U_уст<U_ном;

2. по номинальному току: I_max<I_ном;

3. по расчетной нагрузке

Количество изоляторов определяется:

n=к_р* , где

к_р – кратность внутренней перегрузки напряжения (для расчетов принимается к_р=2,8;

Е_кр.к – средний микроразрядный коэффициент (для расчетов Е_кр.к=2,6 кВ/м);

Н – высота одного изолятора равна 13 сантиметров.

Выбор изоляторов на 220 кВ.

Определяем количество изоляторов в гирлянде.

U_{наиб.раб}= 1,1 * U_{раб.наиб}/ = 1,1 *220 / = 142,3 кВ;

n=kp*U_наиб/ E_mp*H =12 шт.

Согласно ПУЭ принимаю изоляторы марки ПС 16-Б, в количестве 12 изоляторов в гирлянде.

Выбор изоляторов на 110 кВ

U_{наиб.раб}= 1,1 * U_{раб.наиб}/ =71,1

n=kp*U_наиб/ E_mp*H=6 шт.

Согласно ПУЭ принимаю изоляторы марки ПФ 16-А, в количестве 6 изоляторов в гирлянде.

Выбор гибких шин.

Гибкие провода применяются для соединения блочных трансформаторов

с ОРУ.

Провода линий электропередачи напряжением более 35 кВ, провода длинных связей блочных трансформаторов сОРУ, гибкие токопроводы генераторного напряжения проверяются по экономической плотности тока:

где I_норм - ток нормального режима (без перегрузок);

J_э - нормированная плотность тока, А/мм² (табл. 9.1,[M]).

Проверка сечения на нагрев (по допустимому току) производится по:

Выбранное сечение проверяется на термическое действие тока КЗ по:

На электродинамическое действие тока КЗ проверяются гибкие шины РУ при I⁽³⁾_к ³ 20 кА и провода ВЛ при i_y ³ 50 кА.

Определяется усилие от длительного протекания тока двухфазного КЗ, Н/м,

где а - расстояние между фазами.

I⁽²⁾ - среднеквадратичное значение (за время прохождения) тока двухфазного КЗ.

С достаточной точностью для расчетов можно принять:

Подставляя эти величины, получаем усилие, Н/м,

Определяют силу тяжести 1 м токопровода с учетом внутрифазных распорок, Н/м:

где т — масса 1 м токопровода, кг.

где t_з - действительная выдержка времени защиты от токовКЗ; 0,05 — учитывает влияние апериодической составляющей.

Найденное значение b сравнивают с максимально допустимым:

где d, — диаметр токопровода;

a_доп — наименьшее допустимое расстояние в свету между соседними фазами в момент их наибольшего сближения. Для токопроводов генераторного напряжения а_доп = 0,2 м, для ОРУ согласно ПУЭ при 110 кВ - 0,45 м; 150 кВ - 0,6 м; 220 кВ - 0,95 м; 330кВ - 1,4 м; 500 кВ - 2 м.

Разряд в виде короны возникает при максимальном значении начальной критической напряженности электрического поля, кВ/см,

где т — коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода (для многопроволочных проводов т = 0,82); r₀ — радиус провода, см.

Напряженность электрического поля около поверхности нерасщепленного провода определяется по выражению

где U - линейное напряжение, кВ; D_ср — среднее геометрическое расстояние между проводами фаз, см.

При горизонтальном расположении фаз:

где D — расстояние между соседними фазами, см., определяется по таблице:

В распределительных устройствах 330 кВ и выше каждая фаза для уменьшения коронирования выполняется двумя, тремя или четырьмя проводами, т. е. применяются расщепленные провода. В отдельных случаях расщепленные провода применяются также на линиях 220 кВ. Напряженность электрического поля (максимальное значение) вокруг расщепленных проводов, кВ/см,

Провода не будут коронировать, если наибольшая напряженность поля у поверхности любого провода не более 0,9Е₀. Таким образом, условие образования короны можно записать в виде

Выбор гибких шин на 220 кВ.

1. Определяем максимальный допустимый ток:

I_max = 1,1 * S_ном/ * U_ср= 0,69 кА;

2. Поверяем шины на схлестывание:

I_по = 5,51 < 20 кА, на электрическую стойкость шины не проверяются.

3. Определяю марку и сечение гибких шин, из [Л-2, с 428, таблице 7.35].

Марка	S_мм ²	D мм,	r₀ мм.	I_доп.А.

АС 300/48	24,9 / 4,15	6,9	1,46

4. Проверяем по допустимому току I_max = 0,69 кА < 142 А;

Согласно ПУЭ шины выложенные голыми проводами на открытом воздухе не проверяются на термостойкость.

5. Проверяем по условию каронирования.

а) Определяем начальную критическую напряженность.

Е_о= =30,3*0,82 * ()=31,2 кВ/см;

б) Определяем напряженность электрического поля около провода.

Е= = =23,12 кВ/см;

Д_ср=1,26* Д =1,26*400=504 см;

6. Условия проверки:

1,07 Е ≤ 0,9 Е_о;

24,7 ≤ 28,08;

Выбор гибких шин на 110 кВ.

1. Определяем максимальный допустимый ток:

I_max = 1,1 * S_ном/ * U_ср= 1,47 кА < I_доп 2,830 А;

2. Поверяем шины на схлестывание:

I_по = 6,59 < 20 кА, на электрическую стойкость шины не проверяются.

3. Определяю марку и сечение гибких шин, из [Л-2, с 428, таблице 7.35].

Марка	S_мм ²	d мм,	r₀ мм.	I_доп.А.

АС 400/ 22_{х 22}	394,0 / 22,0	26,6	13,3	2 * 830

4. Проверяем по допустимому току I_max = 1,47 кА < 142 А;

Согласно ПУЭ шины выложенные голыми проводами на открытом воздухе не проверяются на термостойкость.

5. Проверяем по условию каронирования.

а) Определяем начальную критическую напряженность.

Е_о= =30,3*0,82 * ()=29,38 кВ/см;

б) Определяем напряженность электрического поля около провода.

Е= = = 0,285 кВ/см;

6. Условия проверки:

1,07 Е ≤ 0,9 Е_о;

0,305 ≤ 26,44;

Синхронизация.

Синхронные генераторы могут включаться на параллельную работу способом точной синхронизации и самосинхронизации. В обоих случаях в первичный двигатель остановленного агрегата пускается пар или вода, и агрегат разворачивается по частоте вращения, близкой к синхронной.

Генераторы с непосредственным охлаждением обмоток, в нормальных условиях эксплуатации включается в сеть, как правило, способом точной синхронизации, поскольку надежность их работы и работы в блочных трансформаторов с косвенным охлаждением.

При точной синхронизации, при включение генератора в сеть, должны соблюдаться следующие условия:

1. равенство действующих значений напряжений подключаемого генератора и сети;

2. равенство частот напряжений генератора и сети;

3. совпадение фаз одноименных напряжений генератора и сети.

Несоблюдение хотя бы одного из указанных условий при точной синхронизации приводит к большим толчкам тока, опасным не только для подключаемого генератора, но и для устойчивой работы энергосистемы. Точная синхронизация может быть ручной и автоматической.

При ручной точной синхронизации все операции производятся оперативным персоналом вручную. Для исключения неправильных действий персонала в схему синхронизации вводятся спец блокировка, которая автоматически препятствует прохождению импульса на включение выключателя.

Автоматическая синхронизация выполняется с помощью спецустройств – автоматических синхронизаторов, которые имеют весьма сложную схему, позволяющую производить автоматическую регулировку напряжения и частоты синхронизируемого генератора и осуществлять его включение в сеть без участия обслуживающего персонала. При включении генератора в сеть методом точной синхронизации толчков тока не наблюдается.

При аварийных ситуациях в энергосистеме, когда возможны качания, изменение значения и частоты напряжения сети требуется быстрый ввод дополнительной

мощности включения генераторов в сеть, способом точной синхронизации при соблюдении упомянутых выше условий весьма затруднительно и может сильно затянуть ввод мощности, а также вызвать включение с большим углом рассогласования фаз напряжений генератора и сети.

В этих условиях следует применять способ самосинхронизации, обеспечивающий быстрое включение машин и взятии ими нагрузки. При самосинхронизации генератор включают в сеть без возбуждения, при частоте вращения примерно равно синхронной (скольжение 2-3%). Сразу после включения подается возбуждение, и генератор за 1-2 секунды втягивается в синхронизм. При этом наблюдается толчки сверх переходного тока в сети. При ликвидации аварий генераторы мощностью включаются способом самосинхронизации при условии, что кратность сверх переходного тока номинальному не превышает 3.

Для своей станции я выбрал метод точной синхронизации, поэтому что она оказалась наиболее удобной и выгодной.

Описание ОРУ.

Распределительное устройство расположенное на открытом воздухе называется открытым распределительным устройством. Так же как и ЗРУ, ОРУ должны обеспечивать:

Безопасностью для людей, обслуживающих распределительное устройство;

Надёжностью: высокое качество аппаратов, соответствие с коммутационными способностями выключателей; электродинамической и термической стойкостью токами короткого замыкания; эффективностью защиты от перенапряжения.

Экономичность ОРУ – применяется при напряжение 35 – 110 кВ и выше, стоимость его дешевле из – за меньшего объема строительных работ. Упрощается распределение и реконструкция распределительного устройства.

Недостатки ОРУ:

К недостаткам можно отнести, относительно большая площадь строительства и подверженность изоляторов к запылению.

Распределительное устройство 220 кВ, с двумя системами сборных шин и одной обходной системой шин.

Выключатели расположены в один ряд вдоль дорог, поэтому необходимо для транспорта оборудования.

Выход линий предусмотрено как влево, так и в право; силовые трансформаторы расположены справа. Проводники расположены с трёх ярусов на высоте около 5,0; 11,0; 16,5 метров от уровня земли. Опорные конструкции с оттяжками. Расстояние между точками подвеса проводников равно 4 м, шаг ячеек 16,0 м.

Полюсы разъединителей первой системы шин установлены перпендикулярно по направлению сборных шин. Плюсы разъединителей второй системы шин установлены ступенчато по направлению параллельных сборных шин. Провода, соединяющих разъединителей первой и второй системы, укреплены на соответствующих полюсах разъединителей и дополнительных опорных изоляторов.

Такое конструктивное решение исключает возможность перекрытия обеих систем сборных шин при обрыве поперечных проводов.

Выбор заземления.

Все металлические части электроустановок, нормально не находящиеся под напряжением, но могущие оказаться под напряжением из-за повреждения изоляции, должно надежно соединяться с землей. Такое заземление называется защитным, так как его целью является защита обслуживающего персонала от опасных напряжений прикосновения. В электрических установках заземляются: корпуса электрических машин, трансформаторов, аппаратов, каркасы распределительных щитов, пультов, шкафов, металлические конструкции распределительных устройств, металлические корпуса кабельных муфт, металлические оболочки и броня кабелей, проводов металлические конструкции зданий и сооружений, и другие металлические конструкции, связанные с установкой электрооборудования. Заземление, предназначенное для создания нормальных условий работы аппарата или электроустановки, называется рабочим заземлением. К рабочему заземлению относится заземление нейтралей трансформаторов, генераторов, дугогасительных катушек. Без рабочего заземления аппарат не может выполнить своих функций или нарушается режим работы электрической установки. При пробои изоляции в каком-либо аппарате его корпус и заземляющих контур окажутся под некоторым потенциалом U3 = I3 x r3. Растекание тока I3 с электродов заземления приводит к постепенному уменьшению потенциала почвы вокруг них. Внутри контура заземления потенциалы выравниваются, поэтому прикасаясь, к поврежденному оборудованию, человек попадает под небольшую разность потенциалов Uпр. (напряжение прикосновения), которое составляет некоторую долю потенциала на заземлителе

Uпр = Кп*U3, где Кп – коэффициент напряжения прикосновения. Шаговое напряжение, то есть разность потенциалов между двумя точками поверхности, расположенными на расстоянии 0,8м, внутри контура невелико. Задачей защитного заземления является снижение до безопасной величины напряжения U3, Uпр, Uшаг.

ГЭС286 МВт.

4.1.1 Расчетная установленная мощность станции для определения среднегодовых технико-экономических показателей:

N_у=330 МВт.

4.1.2 Район: Ленинградская область г.Охтенск (Центрально-экономический район).

4.1.3 Абсолютные капиталовложения в строительство ГЭС:

К=К_уд*N_у*К_р.с=1,988*1*286=568,568 тыс.руб.;

где К_уд=1,988тыс.руб/кВт, К_р.с=1,0-поправочный коэффициент на территориальный район строительства.

4.1.4 Выработка электроэнергии на станции:

W_в=N_у*t=286*8760=2505360 МВт*ч

4.1.5 Годовой расход электроэнергии на собственные нужды:

W_с.н.= (К_с.н *W_в)/100%=1,5*2505360/100%=37580,4МВт*ч

4.1.6 Отпуск электроэнергии потребителям:

W_отп = W_в-W_с.н.=2505360-37580,4=2467779,6 Вт*ч

Структура.

И_озп%=И_озп/И*100%=1598,4/3423,9209*100%=46,68%

И_дзп%=159,8/3423,9209*100%=4,67%

И_сс%=457,15/3423,9209*100%=13,35%

И_об%=443,437/3423,9209*100%=12,95%

И_экс%=310,401/3423,9209*100%=9,07%

И_цех%=248,3208/3423,9209*100%=7,25%

И_ос%=49,6641/3423,9209*100%=1,45%

И_пр%=156,656/3423,9209*100%=4,58%

∑И%=100%

Калькуляция себестоимости электроэнергии.

Таблица 18.

Наименование статей затрат	Годовые издержки производства	На электроэнергию S_отп,руб/кВт*ч
И, тыс. руб./год	Структура, %
Основная заработная плата производственных рабочих	1598,4	46,68	0,6477
Дополнительная заработная плата производственных рабочих	159,8	4,67	0,06475
Отчисление на социальное страхование	457,15	13,35	0,1852
Амортизация производственного оборудования.	443,437	12,95	0,17968
Расходы по содержанию оборудования	310,401	9,07	0,126
Цеховые расходы	248,3208	7,25	0,10
Общестанционные расходы	49,6641	1,45	0,02
Прочие расходы	156,656	4,58	0,06348
ИТОГО	3423,9209	100%	1,38682