Ирина Эланс

Автор который поможет с любыми образовательными и учебными заданиями

Расчет электрической сети. 2

Оглавление

ВВЕДЕНИЕ 2

1. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ 3

2. ВЫБОР РАСЧЕТНЫХ РЕЖИМОВ И ОПРЕДЕЛЕНИЕ МОЩНОСТИ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ ПОДСТАНЦИЙ 5

2.1 Определение мощности потребителей на шинах электростанции: B 5

2.2 Определение нагрузок потребителей понизительных подстанций: с 6

2.3 Определение мощностей потребителей на шинах тяговых подстанций 7

3 ВЫБОР КОЛИЧЕСТВА И ТИПОВ ТРАНСФОРМАТОРОВ ПОДСТАНЦИЙ 11

3.1 Выбор количества трансформаторов 11

3.2 Определение мощности трансформаторов подстанций 11

4 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПРИВЕДЕННЫХ НАГРУЗОК ПОДСТАНЦИЙ 13

4.1 Определение параметров схемы замещения трансформатора 13

4.2 Определение приведённых нагрузок подстанции 16

5 НАХОЖДЕНИЕ ПРЕДВАРИТЕЛЬНОГО РАСПРЕДЕЛЕНИЯ МОЩНОСТЕЙ В СЕТИ 19

6 ОПРЕДЕЛЕНИЕ СЕЧЕНИЙ И ВЫБОР ПРОВОДОВ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ 22

6.1 Определение сечения проводников по экономической плотности тока 22

6.2 Определение параметров схемы замещения линии электропередачи 23

6.3 Определение расчетных нагрузок подстанций 26

7 УТОЧНЕНИЕ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ МОЩНОСТЕЙ В СЕТИ ДЛЯ РАСЧЕТНЫХ РЕЖИМОВ С УЧЕТОМ ПОТЕРЬ МОЩНОСТИ 28

7.1 Расчёт мощности с учетом сопротивления в линии 28

7.2 Распределение мощностей с учетом потерь активной и реактивной мощностей 29

8 ОПРЕДЕЛЕНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ НА ШИНАХ ПОНИЖАЮЩЕЙ ПОДСТАНЦИИ 33

9 ВЫБОР РАБОЧИХ ОТВЕТВЛЕНИЙ ТРАНСФОРМАТОРОВ ПОДСТАНЦИЙ 35

9.1 Определение уровня напряжения на шинах СН и НН трансформатор 35

9.2 Определение реальных значений уровня напряжения на шинах потребителей 37

9.3 Выбор рабочих ответвлений понижающего трансформатора 38

10 ОПРЕДЕЛЕНИЕ СЕБЕСТОИМОСТИ ПЕРЕДАЧИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ 40

10.1 Определение электрических потерь 40

10.2 Определение себестоимости электрической энергии 42

ВЫВОД 44

Список литературы 45

ВВЕДЕНИЕ

Питающие электрические сети предназначены для передачи электрической энергии от центров питания (электрических станций и региональных подстанций энергосистем) к районным подстанциям, играющим роль источников питания для распределительных сетей. Питающие электрические сети являются основой схем внешнего энергоснабжения важнейших объектов хозяйства страны (электрифицированных участков железных дорог, нефте- и газопроводов, промышленных узлов и отдельных предприятий). Питающие сети содержат линии электропередачи и подстанции 110 кВ и выше. Распределительные сети предназначены для питания трансформаторных подстанций, отдельных электроприёмников (двигателей, светильников и тд.). Распределительные сети содержат линии и подстанции 35 кВ и ниже.

Надежность электроснабжения и качество электрической энергии, опускаемой энергосистемой потребителям, в значительной степени определяется правильностью выбора основных проектных решений, с учетом возможных режимов работы при проектировании питающих электрических сетей.

Целью выполнения курсового проекта является практическое освоение методов расчета питающих электрических сетей, приобретение и развитие навыков проектной работы, ознакомление с действующими правилами оформления результатов проектирования, приобретение опыта самостоятельной работы с нормативной, учебной и справочной литературой при выборе, обосновании и принятии проектных решений.

1. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

1.1. Номинальное напряжение питающей сети: 110 кВ;

1.2. Длина линии электропередачи для участка сети:

Обозначение участка ЛЭП	Aa	Ab	Bа	Bc	bc
Длинна, км	59	40	32	48	51

1.3. Характеристика источников питания

1.3.1. Электрическая система: А

Отклонение напряжения на шинах:

- в режиме наибольших нагрузок: -5%

- в режиме наименьших нагрузок: 4%

1.3.2. Электростанция: В

Тип генератора: СВ-430/210-14

Номинальное напряжение генератора: 10,5 кВ

Количество генераторов: 3

Мощность собственных нужд электростанции: 8,8%

1.4. Характеристика нагрузок подстанций:

Показатель, един.изм.	Обозначение подстанции и обмоток трансформаторов
	В		с
	СН	НН	СН	НН	СН	НН	СН	НН
Номинальное напряжение распредел. сети, кВ	38,5	6,6	38,5	11
Максимальная активная мощность потреб., МВт	22,6	14,1	76	27,8
Коэффициент мощности	0,89	0,85	0,84	0,88
Категории потребит.	I-III	I-III	I-III	I-III
Время использования максим. нагр., час/год	3700	3800	4600	3500

1.5. Характеристика нагрузок тяговых подстанций системы электрической тяги переменного тока 25 кВ

Обозн.тягов. подст.	Тип тягов. подст.	Показатель
		Активная мощность, МВт		Коэффициент мощности		Районные потребители
		Активная мощность, МВт		Коэффициент мощности		Номинал. напряж., кВ	Активная мощность	Коэффиц. мощности
		опер.	отст.	опер.	отст.	Номинал. напряж., кВ	Активная мощность	Коэффиц. мощности
а	3	9	6,6	0,86	0,87	35	7,8	0,88
b	2	8,5	5	0,85	0,86	10	7,5	0,86

1.6. Стоимость электроэнергии 2,8 руб/кВт·ч

2. ВЫБОР РАСЧЕТНЫХ РЕЖИМОВ И ОПРЕДЕЛЕНИЕ МОЩНОСТИ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ ПОДСТАНЦИЙ

Рисунок 2.1 Расчетная схема электрической сети

2.1 Определение мощности потребителей на шинах электростанции: B

Активная мощность, МВт, и реактивная мощность, МВАр, в нормальном установившемся режиме максимальных нагрузок на генераторных шинах электростанции (на низкой стороне, далее НН) определяются по следующим формулам:

(2.1)

(2.2)

где – суммарная активная мощность работающих генераторов электростанции, МВт; – суммарная реактивная мощность работающих генераторов электростанции, МВАр; – активная мощность собственных нужд электростанции, МВт; – реактивная мощность собственных нужд электростанции, МВАр; – активная мощность нагрузки на шинах НН электростанции, МВт, (значение активной мощности из задания); – реактивная мощность нагрузки на шинах НН электростанции, МВАр.

Суммарную активную, МВт, и реактивную мощности, МВАр, работающих генераторов определяют на основе исходных данных по следующим формулам:

(2.3)

(2.4)

где и – активная и реактивная мощности одного генератора заданного типа (значения берутся из справочной литературы).

Активная, МВт, и реактивная мощности, МВАр, собственных нужд электростанции также определяются на основе исходных данных по следующим формулам:

(2.5)

(2.6)

где – полная мощность собственных нужд, % (значение берётся из задания).

Реактивную мощность, МВАр, нагрузки на шинах НН можно выразить через активную мощность нагрузки на шинах НН, согласно тригонометрических уравнений по формуле

(2.7)

где – коэффициент мощности нагрузки (значение из задания).

Активная, МВт, и реактивная, МВАр, мощности на шинах высокой стороны (далее ВН) электростанции определяются по следующим формулам:

(2.8) (2.9)

где – активная мощность нагрузки на шинах СН электростанции, МВт (значение активной мощности из задания); – реактивная мощность нагрузки на шинах СН электростанции, МВАр (определяется аналогично по формуле (2.7)).

Для расчёта нормального установившегося режима минимальных нагрузок используются формулы (2.1)–(2.9), но мощности нагрузок потребителей берутся в размере 30 % от максимальных, а число работающих генераторов остаётся прежним.

Для установившегося послеаварийного режима мощности нагрузок равны мощностям в нормальном установившемся режиме максимальных нагрузок.

Результаты расчётов заносятся в таблицу 2.

2.2 Определение нагрузок потребителей понизительных подстанций: с

Мощности потребителей на шинах понизительной подстанции определяются аналогично пункту 2.1. Полученные результаты также заносятся в таблицу 2.

Нормальный установившийся режим максимальных нагрузок:

Нормальный установившийся режим минимальных нагрузок:

2.3 Определение мощностей потребителей на шинах тяговых подстанций

Активная, МВт, и реактивная, МВАр, мощности тяговых потребителей на шинах 27,5 кВ в режиме максимальных нагрузок рассчитываются по следующим формулам:

Тяговая подстанция a:

(2.10)

(2.11)

Тяговая подстанция b:

(2.10)

(2.11)

где – коэффициент, учитывающий неравномерность загрузки фаз и обмоток трансформаторов, при значении районной нагрузки до 30 % от тяговой , а при значениях районной нагрузки свыше 30 % от тяговой ; и – среднесуточные активная и реактивная мощности наиболее загруженного (опережающего) плеча питания тяговой подстанции в месяц интенсивного движения, – определяется аналогично по формуле (2.7); и – среднесуточные активная и реактивная мощности наименее загруженного (отстающего) плеча питания тяговой подстанции в месяц интенсивного движения, – определяется аналогично по формуле (2.7); и – коэффициенты, учитывающие допустимую по условиям износа изоляции обмоток трансформатора нагрузки подстанции, выбираются по рисунку 2.1.

Активная, МВт, и реактивная, МВАр, мощности на стороне ВН тяговой подстанции определяются по формулам:

Тяговая подстанция a:

(2.12)

(2.13)

Тяговая подстанция b:

(2.12)

(2.13)

где – коэффициент, учитывающий несовпадение районной и тяговой нагрузок, принимается равным 0,9; – активная мощность районных потребителей, МВт (значение из задания); – реактивная мощность районных потребителей, МВАр, которую можно рассчитать аналогично формуле (2.7).

Рисунок 2.2 – Значения коэффициента

Расчёт нормального установившегося режима минимальных нагрузок ведётся аналогично, но мощности нагрузок тягового трансформатора принимаются равными 30 % от максимальных.

Тяговая подстанция a:

Тяговая подстанция b:

Тяговая подстанция a:

Тяговая подстанция b:

Результаты расчётов заносятся в таблицу 2

Таблица 2

Мощности нагрузок на шинах подстанций в расчетных режимах

Подстанция	Мощность на шинах подстанции МВА в режиме
Подстанция	наибольших нагрузок (ПАВ)	наименьших нагрузок
	S_г_S = -165-j123,9	S_г_S = -165-j123,9
	S_соб.н = 14,52 + j10,903	S_соб.н = 14,52 + j10,903
B	S_нн =-136,38- j104,259	S_нн =-146,25- j110,376
	S_сн = 22,6 + j11,578	S_сн = 6,78 + j3,473
	S_вн = -113,78 – j92,681	S_вн = -139,47– j106,903
	S_нн =27,8 + j15,005	S_нн =8,34 + j4,501
c	S_сн = 76 + j49,091	S_сн = 22,8 + j14,727
	S_вн = 103,8 + j64,096	S_вн = 31,14+ j19,228
	S_нн =27,493+j16,148	S_нн =8,248+j4,844
a	S_сн =8,02+j3,789	S_сн =2,406+j1,137
	S_вн =35,513+j19,137	S_вн =10,354+j5,891
b	S_нн =6,75+j4,005	S_нн =2,025+j1,202
b	S_сн =25,739+j15,823	S_сн =7,722+j4,747
	S_вн =32,489+j19,828	S_вн =9,747+j5,949

3 ВЫБОР КОЛИЧЕСТВА И ТИПОВ ТРАНСФОРМАТОРОВ ПОДСТАНЦИЙ

3.1 Выбор количества трансформаторов

Число трансформаторов подстанций определяется категориями потребителей, присоединенных к шинам подстанции. При питании электроприемников I категории трансформаторов должно быть не менее двух. При питании электроприемников II и III категории допускается наличие на подстанции один трансформатор.

3.2 Определение мощности трансформаторов подстанций

Тип трансформатора определяется классом напряжения сети, классом напряжения обмоток трансформатора (напряжение потребителей), суммарной мощностью потребителей.

Необходимая мощность, МВА, трансформатора определяется по фор- муле (3.1):

Электростанция :

(3.1)

Подстанция :

Тяговая подстанция :

где – максимальная расчётная мощность на наиболее загруженной обмотке, МВА; – количество трансформаторов работающих параллельно.

Нагрузки тяговых подстанций являются потребителями первой категории, следовательно должен иметься резерв по электроснабжению таких нагрузок. При выборе трансформаторов для тяговых подстанций принимаем, что в работе находится один трансформатор, покрывающий своей мощностью всю нагрузку, второй трансфоматор находится в «холодном» резерве и непосредственно в работе не находится.

Далее из справочной литературы принимается к установке трансформатор (группа трансформаторов), у которого мощность близка мощности полученной по формуле (3.1).

Таблица 3

Данные трансформаторов подстанции

Параметр	Подстанция
Параметр	B	c	a	b
Тип трансформатора	ТДТН-63000/110	ТДТН-25000/110	ТДТНЖ-40000/110	ТДТНЖ-40000/110
Номинальная мощность, МВА	63	25	40	40
Количество, шт. (с учетом резерва)	3 (4)	5 (6)	1 (2)	1 (2)
Коэффициент загрузки (НБ)	0,908	0,976	0,996	0,952
Коэффициент загрузки (ПАВ)	1,362	1,220	0,996	0,952
Номинальные напряжения обмотки, кВ:
ВН	115	115	115	115
СН	38,5	38,5	38,5	27,5
НН	6,6	11	27,5	11
Напряжение КЗ между, %:
ВН-СН	10,5	10,5	10,5	10,5
ВН-НН	17	17,5	17	17
СН-НН	6,5	6,5	6	6
Мощность потерь КЗ, кВт	290	140	200	200
Мощность потерь ХХ, кВт	56	31	63	63
Ток холостого хода, %	0,7	0,7	0,8	0,8
Пределы РПН на ВН	±9х1.78%	±9х1.78%	±8х1,5%	±8х1,5%

После выбора трансформатора необходимо проверить его по коэффициенту загрузки, который можно определить по формуле:

Электростанция :

(3.2)

где – номинальная мощность трансформатора, МВА.

Электростанция _(ПАВ):

Трансформатор (группа трансформаторов) считается выбранным правильно, если выполняется следующее условие:

(3.3)

Результаты расчётов заносятся в таблицу 3.

4 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПРИВЕДЕННЫХ НАГРУЗОК ПОДСТАНЦИЙ

Под приведённой нагрузкой подстанции понимается нагрузка на шинах ВН подстанции с учётом потерь мощности в трансформаторах.

4.1 Определение параметров схемы замещения трансформатора

Для определения параметров трансформатора составляется Г-образная схема замещения трансформатора, которая представлена на рисунке 4.1.

Рис.4.1 Г–образная схема замещения трехобмоточного трансформатора.

Активная проводимость, См, ветви намагничивания определяется по следующей формуле:

Электростанция :

(4.1)

Подстанция :

Тяговая подстанция :

где – потери активной мощности в режиме холостого хода транс- форматора, кВт (паспортное значение трансформатора); – номинальное напряжение трансформатора, кВ.

Реактивная проводимость, См, ветви намагничивания определяется по следующей формуле:

Электростанция :

(4.2)

Подстанция :

Тяговая подстанция :

где – ток холостого хода, % (паспортное значение трансформатора); –номинальная мощность, МВА; – номинальное напряжение, кВ.

Активное сопротивление, См, в схеме замещения определяются по формуле:

Электростанция :

(4.3)

Подстанция :

Тяговая подстанция :

где – потери активной мощности в режиме короткого замыкания, МВт (паспортное значение трансформатора); –номинальная мощность, МВА; – номинальное напряжение, кВ.

Индуктивные (реактивные) сопротивления, Ом, для обмоток ВН, СН и НН в схеме замещения определяются по следующим формулам:

Электростанция :

(4.4)

(4.5)

(4.6)

Подстанция :

Тяговая подстанция :

где – напряжение короткого замыкания обмотки ВН трансформатора, %, определяемая по формуле (4.7); – напряжение короткого замыкания обмотки СН трансформатора, %, определяемая по формуле (4.8); – напряжение короткого замыкания обмотки НН трансформатора, %, определяемая по формуле (4.9); –номинальная мощность, МВА; – номинальное напряжение, кВ.

Электростанция :

(4.7)

(4.8)

(4.9)

Подстанция :

Тяговая подстанция :

где – напряжение короткого замыкания между высокой и низкой обмотками трансформатора, % (паспортное значение трансформатора); – напряжение короткого замыкания между высокой и средней обмотками трансформатора, %, (паспортное значение трансформатора); – напряжение короткого замыкания между средней и низкой обмотками трансформатора, %, (паспортное значение трансформатора).

Таблица 4

Параметры схемы замещения трансформаторов

Подстанция
B	0,483	22,042	0	13,645	4,234	33,346
c	1,481	56,867	0	35,708	2,344	13,233
a	0,827	35,542	0	20,664	4,764	24,197
b	0,827	35,542	0	20,664	4,764	24,197

4.2 Определение приведённых нагрузок подстанции

Для определения приведённых нагрузок подстанции составляем расчётную схему, на которой нужно указываем все искомые параметры, данная схема представлена на рисунке 4.2.

Рисунок 4.2 – Расчётная схема для определения приведённой нагрузки подстанции

Потери мощности в звене расчётной схемы определяются мощностью в конце ветви.

Потери активной, МВт, и реактивной, МВАр, мощностей в ветви СН определяются по следующим формулам:

Электростанция :

(4.10)

(4.11)

где , – активная и реактивная мощности по средней стороне (значения из таблицы 2); – номинальное напряжение питающей сети, кВ; – количество трансформаторов подстанции, работающих параллельно.

Потери активной, МВт, и реактивной, МВАр, мощностей в ветви НН определяются по следующим формулам:

Электростанция :

(4.12)

(4.13)

где , – активная и реактивная мощности по низшей стороне (значения из таблицы 2); – номинальное напряжение питающей сети, кВ; – количество трансформаторов подстанции, работающих параллельно.

Активная и реактивная мощности в начале звеньев СН и НН определяются по следующим формулам:

Электростанция :

(4.14)

(4.15)

(4.16)

(4.17)

Активная и реактивная мощности в конце обмотки ВН определяются по следующим формулам:

Электростанция :

(4.18)

(4.19)

Потери активной, МВт, и реактивной, МВАр, мощностей в обмотке ВН определяются по следующим формулам:

Электростанция :

(4.20)

(4.21)

Активная, МВт, и реактивная, МВАр, мощности в начале ветви ВН определяются по формулам:

Электростанция :

(4.22)

(4.23)

Постоянные потери мощности в трансформаторе (потери мощности в по- перечной ветви трансформатора) определяются по формулам:

Электростанция :

(4.24)

(4.25)

Приведённая нагрузка, МВА, подстанции определяется по формуле:

Электростанция :

(4.26)

Расчёты ведутся для каждой подстанции. Расчёт для нормального установившегося режима минимальных нагрузок производится аналогично. Расчёт для ПАВ установившегося режима производится с одним отключенным трансформатором на электростанции B. Результаты расчётов заносятся в таблицу 5.

Таблица 5

Приведённые нагрузки подстанции

Режим	Мощность и потери мощности, МВА (полной)	Подстанция
Режим	Мощность и потери мощности, МВА (полной)	_B	_c	_a	_b
Максимальных нагрузок		0,009+j0	0,2+j0	0,004+j0	0,062+j0
		0,392+j11,077	0,024+j0,589	0,069+j1,736	0,004+j0,105
		_{22,609+j11,578}	_76,2+j49,091	_7,024+j3,789	_{25,801+j15,823}
		-135,988-j93,182	27,824+j15,594	27,562+j17,844	6,754+j4,11
		_{-113,379-j81,604}	_{104,025+j64,685}	_{34,578+j21,673}	_{32,556+j19,933}
		0,260+j11,849	0,367+j14,104	0,114+j4,894	0,1+j4,28
		_{-113,120-j69,754}	_{104,392+j78,789}	_{34,701+j26,567}	_{32,655+j24,214}
		0,154+j1,210	0,142+j0,801	0,058+j0,293	0,058+j0,293
		_{-112,966-j68,544}	_{105,534+j79,590}	_{34,758+j26,86}	_{32,713+j24,506}
Минимальных нагрузок		0,001+j0	0,018+j0	0+j0	0,006+j0
		_0,447+j12,62	_0,002+j0,053	_0,006+j0,156	_0+j0,009
		6,781+j3,473	22,818+j14,727	2,106+j1,137	7,727+j4,747
		_{-145,803-j97,756}	_8,342+j4,555	_8,254+j5,001	_2,025+j1,211
		-139,023-j94,283	31,160+j19,282	10,361+j6,137	9,753+j5,958
		0,375+j17,134	0,033+j1,262	0,010+j0,426	0,009+j0,384
		_{-138,647-j77,15}	_{31,193+j20,544}	_{10,370+j6,563}	_9,762+j6,342
		0,154+j1,21	0,142+j0,801	0,058+j0,293	0,058+j0,293
		-138,493-j75,939	31,335+j21,345	10,428+j6,856	9,819+j6,634
_{Послеаварийный}		_0,013+j0	0,2+j0	0,004+j0	0,062+j0
		0,588+j16,616	0,024+j0,589	0,069+j1,736	0,004+j0,105
		_{22,613+j11,578}	_76,2+j49,091	_7,024+j3,789	_{25,801+j15,823}
		-135,792-j87,643	27,824+j15,594	27,562+j17,844	6,754+j4,11
		_{-113,179-j76,065}	_{104,025+j64,685}	_{34,578+j21,673}	_{32,556+j19,933}
		0,371+j16,937	0,367+j14,104	0,114+j4,894	0,1+j4,28
		_{-112,808-j59,128}	_{104,392+j78,789}	_{34,701+j26,567}	_{32,655+j24,214}
		0,102+j0,807	0,142+j0,801	0,058+j0,293	0,058+j0,293
		_{-112,705-j58,321}	_{105,534+j79,590}	_{34,758+j26,86}	_{32,713+j24,506}

5 НАХОЖДЕНИЕ ПРЕДВАРИТЕЛЬНОГО РАСПРЕДЕЛЕНИЯ МОЩНОСТЕЙ В СЕТИ

Сначала преобразовываем исходную кольцевую схему питания в схему с двусторонним питанием.

Рисунок 5.1 – Преобразование исходной схемы в схему с двусторонним питанием

Далее необходимо рассчитать мощности, протекающие по плечам питания между нагрузками, т. е. мощности, протекающие по головным участкам по формуле:

(5.1)

где – комплекс приведённой мощности подстанции, МВА; – суммарная длина все участков цепи, км; – длина соответствующего участка цепи, км.

Для схемы, приведённой на рис. 5.1, формула (5.1) примет вид:

Распределение мощностей, МВА, по остальным участкам определяются по формулам:

(5.2)

(5.3)

(5.4)

После расчёта распределения мощностей, МВА, по участкам необходимо произвести проверку баланса мощностей по выражению:

(5.5)

где – сумма мощностей на головных участка цепи.

Расчёт для нормального установившегося режима минимальных нагрузок производится аналогично.

Для расчёта установившегося послеаварийного режима отключается тот головной участок, на котором протекает наибольшая мощность, т.е. участок A''a. Расчёт предварительного распределения мощностей для установившегося послеаварийного режима при обрыве линии электропередачи на наиболее нагруженном участке производится аналогично.

Рисунок 5.2 – Схема с односторонним питаем для ПАВ режима

(5.6)

(5.7)

(5.8)

(5.10)

Результаты расчётов для всех подстанций и для всех режимов заносятся в таблицу 6.

Таблица 6

Мощности участков линии

Участок ЛЭП	Полная мощность в расчётном режиме, МВА
Участок ЛЭП	Нормальный установившийся режим максимальных нагрузок	Нормальный установившийся режим минимальных нагрузок	Установившийся послеаварийный режим
Ab	54,420+j48,115	-25,071-j9,907	59,300+j72,635
bc	21,707+j23,609	-34,891-j16,541	26,857+j48,129
cB	-82,827-j55,981	-66,226-j37,886	-77,947-j31,461
Ba	30,139+j12,563	72,268+j38,054	34,758+j26,860
aA	4,620+j14,297	-61,840-j31,198	-