Расчет, анализ и оптимизация режимов и потерь электроэнергии в предприятии "КАТЭКэлектросеть"

115,4 кВ, наименьшее напряжение в узле 1602 ("Березовка") – 106,0 кВ, среднее напряжение – 112,7 кВ. В сети 35 кВ наибольшее напряжение в узле 4703 ("Тюльково", сторона СН второго трансформатора) – 37,1 кВ, наименьшее напряжение в узле 5201 ("Яга") – 35,3 кВ, среднее напряжение – 35,6 кВ.

Таким образом уровень напряжения превышает номинальный в сети 220 кВ (от 3,0 до 3,3%), 110 кВ (от 1,9 до 3,1%) и 35 кВ (от 1,7 до 4,6%) во всех характерных режимах. Наибольший размах напряжения от -3,7 до 5,6% в сети 110 кВ и от –0,6 до 14,3 % в сети 35 кВ, что позволяет обеспечить требуемый режим центров питания распределительной сети 6-10 кВ.

Анализ характерных условий работы сети свидетельствует о невысокой загрузке сети и значительных ее резервах, также можно сделать вывод о возможности снижения потерь мощности и энергии путем оптимизации.

3.2.2 Анализ летнего периода

Анализ летних характерных четырех режимов проводим аналогично зимним. Нагрузка в летние месяцы раза в два-три меньше. Результаты расчета потерь мощности представлены в таблице 3.2. 51,2 до 54,2% общей величины составляют потери в сети 110 кВ, из них от 16,5 до 19,6% приходится на потери в линиях. Оснавная часть потерь приходится на трансформаторы.

Таблица 3.2 – Результаты структурного анализа потерь мощности (исходные режимы)

Потери в ЛЭП, МВт
Режим	1 (4 ч,)	2 (10 ч,)	3 (19 ч)	4 (22 ч,)
U, кВ	МВт	%	МВт	%	МВт	%	МВт	%
500	0,000	0,00	0,000	0,00	0,000	0,00	0,000	0,00
220	0,005	0,18	0,007	0,25	0,006	0,19	0,007	0,23
110	0,489	16,51	0,569	19,16	0,582	19,56	0,510	17,56
35	0,031	1,06	0,037	1,26	0,034	1,15	0,040	1,36
Общие	0,525	17,75	0,614	20,67	0,622	20,90	0,557	19,16
Потери в трансформаторах, МВт
переменные (продольные)
500	0,002	0,07	0,002	0,08	0,002	0,07	0,002	0,08
220	0,011	0,36	0,017	0,57	0,016	0,52	0,014	0,50
110	0,023	0,78	0,040	1,35	0,030	1,01	0,028	0,96
35	0,004	0,13	0,005	0,18	0,005	0,17	0,005	0,17
Общие	0,040	1,34	0,064	2,18	0,053	1,77	0,049	1,71
постоянные (поперечные)
500	0,780	26,36	0,780	26,26	0,780	26,22	0,780	26,84
220	0,435	14,69	0,350	11,78	0,351	11,79	0,349	12,01
110	1,005	33,96	0,992	33,40	1,000	33,59	0,996	34,26
35	0,175	5,90	0,170	5,71	0,170	5,72	0,175	6,01
Общие	2,395	80,91	2,292	77,15	2,301	77,32	2,300	79,12
Общие тр-ах	2,435	82,25	2,357	79,33	2,354	79,10	2,350	80,84
Общие в сети	2,960	100,0	2,971	100,0	2,976	100,0	2,907	100,0

Наиболее загруженная линия 220 кВ с диспетчерским номером Д-123. Ее плотность тока в период максимальной загрузки 0,05 А/мм2. Средняя плотность тока в сети 110 кВ в периоды наибольших нагрузок (режимы 2 и 3) равна 0,06 – 0,08 А/мм2 и около 0,08 А/мм2 в линиях 35 кВ, в том числе для наиболее загруженной ВЛ – 110 кВ (С-762) составляет 0,40 А/мм2, что соответствует нагрузкам в семь-восемь раза удаленным от предельных по нагреву и для 35 кВ (Т-24) – 0,31 А/мм2.

В трансформаторах во всех режимах преобладают суммарные потери холостого хода в соотношении в сотни раз в сети 500 кВ, 20,6 до 39,5 в сети 220 кВ, 24,8 до 43,7 в сети 110 кВ и от 34,0 до 43,5 в сети 35 кВ.

КПД сети по мощности составляет 93,1-94,8%.

Структурный состав потерь электроэнергии дан в таблице 3.3. Суммарное значение потерь электроэнергии равно 70,8 МВт·ч, что составляет 6,7% от потребленной электроэнергии, с преобладанием потерь в сети 110 кВ (53,0%) и холостого режима трансформаторов над нагрузочными (78,6% и 1,8%).

КПД сети по энергии составляет 93,6%.

Таблица 3.3 – Результаты структурного анализа технических потерь электроэнергии (исходный режим)

Расчетная величина потерь ЭЭ	Потери электроэнергии
	в ЛЭП	в трансформаторах	общие
		переменные	постоянные
	МВт·ч	%	МВт·ч	%	МВт·ч	%	МВт·ч	%
500	0,000	0,00	0,048	0,07	18,720	26,42	18,768	26,49
220	0,153	0,22	0,351	0,50	8,907	12,57	9,411	13,28
110	12,861	18,15	0,756	1,07	23,934	33,78	37,551	53,00
35	0,861	1,22	0,114	0,16	4,140	5,84	5,115	7,22
Общие потери ЭЭ	13,875	19,59	1,269	1,79	55,701	78,62	70,845	100

В первом режиме наибольшее напряжение в сети 220 кВ в узле 1203 ("БУР, сторона СН второго трансформатора") – 230,5 кВ, наименьшее в узле 1004 ("Итатская", сторона ВН второго трансформатора) – 230,2 кВ, среднее напряжение – 230,3 кВ. В сети 110 кВ наибольшее напряжение в узле 4501 ("Новый Огур", сторона ВН первого трансформатора) – 119,4 кВ, наименьшее напряжение в узле 1602 ("Березовка") – 111,3 кВ, среднее напряжение – 113,4 кВ. В сети 35 кВ наибольшее напряжение в первом режиме в узле 5601 ("Петропавловка", сторона ВН первого трансформатора) – 37,7 кВ, наименьшее напряжение в узле 4802 ("Шушь, сторона ВН второго трансформатора") – 36,4 кВ, среднее напряжение – 36,6 кВ.

Во втором режиме наибольшее напряжение в сети 220 кВ в узле 1003 ("Итатская, сторона СН первого трансформатора") – 227,1 кВ, наименьшее в узле 1202 ("БУР-1", сторона ВН второго трансформатора) – 226,8 кВ, среднее напряжение – 227,0 кВ. В сети 110 кВ наибольшее напряжение в узле 1303 ("Ужур", сторона СН первого трансформатора) – 115,8 кВ, наименьшее напряжение в узле 1702 ("Н-Алтатка") – 106,4 кВ, среднее напряжение – 112,9 кВ. В сети 35 кВ наибольшее напряжение в узле 2904 ("Шарыпово", сторона СН второго трансформатора) – 40,0 кВ, наименьшее напряжение в узле 5701 ("Грузенка") – 35,2 кВ, среднее напряжение – 35,7 кВ.

В третьем режиме наибольшее напряжение в сети 220 кВ в узле 1003 ("Итатская, сторона СН обоих трансформаторов") – 226,8 кВ, наименьшее в узле 1202 ("БУР-1", сторона ВН второго трансформатора) – 226,5 кВ, среднее напряжение – 226,6 кВ. В сети 110 кВ наибольшее напряжение в узле 1303 ("Ужур", сторона СН первого трансформатора) – 115,0 кВ, наименьшее напряжение в узле 1602 ("Березовка") – 105,9 кВ, среднее напряжение – 112,1 кВ. В сети 35 кВ наибольшее напряжение в узле 2903 ("Шарыпово", сторона СН первого трансформатора) – 36,8 кВ, наименьшее напряжение в узле 5401 ("Курбатово") – 34,9 кВ, среднее напряжение – 35,8 кВ.

В четвертом режиме наибольшее напряжение в сети 220 кВ в узле 1003 ("Итатская, сторона СН обоих трансформаторов") – 227,0 кВ, наименьшее в узле 1202 ("БУР-1", сторона ВН второго трансформатора) – 226,7 кВ, среднее напряжение – 226,8 кВ. В сети 110 кВ наибольшее напряжение в узле 1303 ("Ужур", сторона СН первого трансформатора) – 115,3 кВ, наименьшее напряжение в узле 1602 ("Березовка") – 106,2 кВ, среднее напряжение – 112,7 кВ. В сети 35 кВ наибольшее напряжение в узле 4703 ("Тюльково", сторона СН первого трансформатора) – 36,7 кВ, наименьшее напряжение в узле 5401 ("Солгон") – 34,8 кВ, среднее напряжение – 35,6 кВ.

3.2.3 Анализ зимнего периода в подсистемах

Рассматривая нормальный режим работы "КАТЭКэлектросеть" можно выделить четыре подсистемы.

В первых двух больших подсистемах балансирующими подстанциями могут выступать ПС Итатская и ПС Ужур. Точками потокараздела этих двух подсистем является ПС Ужур, где линии С-71, С-70 отключены, и подстанция михайловка, где секционные выключатели на 35 кВ и 10 кВ отключены. Таким обазом, ПС Ораки в нормальном режиме получает питание по включенным линиям С-70, С-71 от ПС Парная. На ПС Михайловка второй трансформатор по линиям 35 кВ получает питание от ПС Шарыпово-27 через проходные подстанции Шушь и Локшино, а первый трансформатор уже принадлежит третьей подсистеме.

Третья подсистема, состоит из подстанций

- Красная сопка – балансирующая;

- Крутоярская – СВ-35 включен;

- Михайловка – СВ-35 отключен;

- Солгон – СВ-35 отключен;

- Яга – СВ-35 отключен.

При этом все секционные выключатели на 10 кВ являются отключенными. Подсистема получает питание по линии 35 кВ от ПС Красная сопка. Диспетчерский номер линии – Т24.

Четвертая подсистема состоит всего из двух подстанций:

- Степная - балансирующая;

- Солгон, IT при СВ-35 кВ отключенном. Подсистема запитывается от ПС Степная по линии Т-25.

Аналогично общей схеме рассмотрим каждую подсистему в отдельности.

Подсистема 1

Балансирующим узлом является подстанция Итатская-500. На шинах ВН указанной подстанции задано напряжение 515 кВ. Для данной подсистемы главными питающими подстанциями являются ПС Шарыповская-220 и БУР-1-220.

Результаты расчета потерь мощности четырех характерных режимов представлены в таблице 3.2, из которой видно, что от 49,2 до 52,3% общей величины составляют потери в сети 110 кВ, из них от 19,3 до 25,5% приходится на потери в линиях.

Таблица 3.2 – Результаты структурного анализа потерь мощности (исходные режимы)

Потери в ЛЭП, МВт
Режим	1 (4 ч,)	2 (10 ч,)	3 (19 ч)	4 (22 ч,)
U, кВ	МВт	%	МВт	%	МВт	%	МВт	%
500	0,000	0,00	0,000	0,00	0,000	0,00	0,000	0,00
220	0,011	0,48	0,014	0,59	0,022	0,89	0,020	0,82
110	0,318	14,09	0,357	15,26	0,401	16,42	0,382	15,86
35	0,065	2,90	0,084	3,60	0,104	4,27	0,104	4,34
Общие	0,395	17,47	0,455	19,45	0,526	21,58	0,506	21,02
Потери в трансформаторах, МВт
переменные (продольные)
500	0,003	0,13	0,004	0,16	0,006	0,23	0,005	0,22
220	0,007	0,32	0,010	0,44	0,016	0,66	0,014	0,59
110	0,042	1,88	0,061	2,60	0,087	3,59	0,077	3,18
35	0,005	0,21	0,006	0,25	0,007	0,27	0,007	0,28
Общие	0,057	2,54	0,081	3,45	0,116	4,75	0,103	4,27
постоянные (поперечные)
500	0,796	35,20	0,796	34,05	0,796	32,63	0,796	33,05
220	0,332	14,67	0,331	14,16	0,330	13,54	0,330	13,73
110	0,646	28,57	0,641	27,43	0,637	26,13	0,639	26,54
35	0,035	1,55	0,034	1,47	0,033	1,37	0,034	1,39
Общие	1,809	79,99	1,802	77,11	1,796	73,67	1,799	74,71
Общие тр-ах	1,865	82,53	1,882	80,55	1,913	78,42	1,901	78,98
Общие в сети	2,260	100,0	2,337	100,0	2,439	100,0	2,407	100,0

Из этого следует, что данные сети являются малозагруженными и основными потерями являются потери в трансформаторах.

Наиболее загруженная линия 220 кВ с диспетчерскими номерами Д-123, Д-124. Ее плотность тока в период максимальной загрузки (режим 3 и 2) 0,1 А/мм2. Средняя плотность тока линий 110 кВ в периоды наибольших нагрузок равна 0,13 – 0,10 А/мм2 в сети 110 кВ и около 0,25 А/мм2 в линиях 35 кВ, в том числе для наиболее загруженных ВЛ – 110 кВ (С-72 – С-73) составляет 0,51-0,50 А/мм2, что соответствует нагрузкам в пять-шесть раза удаленным от предельных по нагреву и для 35 кВ (Т-24) – 1,17 А/мм2.

В трансформаторах во всех режимах преобладают суммарные потери холостого хода в соотношении в сотни раз в сети 500 кВ, 5,2 до 10,4 в сети 220 кВ, 5,7 до 12,0 в сети 110 кВ и от 3,2 до 4,8 в сети 35 кВ. В меньшей мере загружены трансформаторы сети 110 кВ (загрузка не превышает 38%, а в сети 35 кВ – 55%).

КПД сети по мощности, составляет 96,2-96,7%.

Структурный состав потерь электроэнергии дан в таблице 3.3. Суммарное значение потерь электроэнергии равно 89,8 МВт·ч, что составляет 3,74% от потребленной электроэнергии.

Таблица 3.3 – Результаты структурного анализа технических потерь электроэнергии (исходный режим)

Расчетная величина потерь ЭЭ	Потери электроэнергии
	в ЛЭП	в трансформаторах	общие
		переменные	постоянные
	МВт·ч	%	МВт·ч	%	МВт·ч	%	МВт·ч	%
500	0,000	0,00	0,102	0,18	19,104	33,89	19,206	34,07
220	0,378	0,67	0,264	0,47	7,941	14,09	8,583	15,23
110	8,616	15,29	1,524	2,70	15,390	27,30	25,530	45,29
35	2,082	3,69	0,147	0,26	0,819	1,45	3,048	5,41
Общие потери ЭЭ	11,076	19,65	2,037	3,61	43,254	76,74	56,367	100

КПД сети по энергии, составляет 96,4%.

В первом режиме наибольшее напряжение в сети 220 кВ в узле 1003 ("Итатская, сторона СН первого трансформатора") – 227,4 кВ, наименьшее в узле 1202 ("БУР-1", сторона ВН второго трансформатора) – 227,2 кВ, среднее напряжение – 227,3 кВ. В сети 110 кВ наибольшее напряжение в узле 1303 ("Ужур", сторона СН первого трансформатора) – 116,5 кВ, наименьшее напряжение в узле 1602 ("Березовка") – 106,4 кВ, среднее напряжение – 113,4 кВ. В сети 35 кВ наибольшее напряжение в первом режиме в узле 3603 ("Малый Имыш", сторона СН первого трансформатора) – 37,8 кВ, наименьшее напряжение в узле 5401 ("Солгон") – 35,3 кВ, среднее напряжение – 36,6 кВ.

Во втором режиме наибольшее напряжение в сети 220 кВ в узле 1003 ("Итатская, сторона СН первого трансформатора") – 227,1 кВ, наименьшее в узле 1202 ("БУР-1", сторона ВН второго трансформатора) – 226,8 кВ, среднее напряжение – 227,0 кВ. В сети 110 кВ наибольшее напряжение в узле 1303 ("Ужур", сторона СН первого трансформатора) – 115,8 кВ, наименьшее напряжение в узле 1602 ("Березовка") – 105,9 кВ, среднее напряжение – 112,9 кВ. В сети 35 кВ наибольшее напряжение в узле 5301 ("Красная сопка") – 37,2 кВ, наименьшее напряжение в узле 5402 ("Солгон") – 35,3 кВ, среднее напряжение – 35,7 кВ.

В третьем режиме наибольшее напряжение в сети 220 кВ в узле 1003 ("Итатская, сторона СН первого трансформатора") – 226,9 кВ, наименьшее в узле 1202 ("БУР-1", сторона ВН второго трансформатора) – 226,5 кВ, среднее напряжение – 226,7 кВ. В сети 110 кВ наибольшее напряжение в узле 1303 ("Ужур", сторона СН первого трансформатора) – 115,0 кВ, наименьшее напряжение в узле 1602 ("Березовка") – 105,7 кВ, среднее напряжение – 112,1 кВ. В сети 35 кВ наибольшее напряжение в узле 4703 ("Тюльково", сторона СН второго трансформатора) – 36,8 кВ, наименьшее напряжение в узле 5401 ("Солгон") – 34,2 кВ, среднее напряжение – 35,8 кВ.

В четвертом режиме наибольшее напряжение в сети 220 кВ в узле 1003 ("Итатская, сторона СН обоих трансформаторов") – 227,0 кВ, наименьшее в узле 1202 ("БУР-1", сторона ВН второго трансформатора) – 226,8 кВ, среднее напряжение – 226,9 кВ. В сети 110 кВ наибольшее напряжение в узле 1303 ("Ужур", сторона СН первого трансформатора) – 115,4 кВ, наименьшее напряжение в узле 1602 ("Березовка") – 106,0 кВ, среднее напряжение – 112,7 кВ. В сети 35 кВ наибольшее напряжение в узле 4703 ("Тюльково", сторона СН второго трансформатора) – 37,1 кВ, наименьшее напряжение в узле 5201 ("Яга") – 35,3 кВ, среднее напряжение – 35,6 кВ.

Подсистема 2

Балансирующим узлом является подстанция Ужур.

Таблица 3.2 – Результаты структурного анализа потерь мощности (исходные режимы)

Потери в ЛЭП, МВт
Режим	1 (4 ч,)	2 (10 ч,)	3 (19 ч)	4 (22 ч,)
U, кВ	МВт	%	МВт	%	МВт	%	МВт	%
220	0,000	0,00	0,000	0,00	0,000	0,00	0,000	0,00
110	0,295	32,47	0,513	43,45	0,564	45,20	0,465	41,30
35	0,035	3,81	0,047	4,00	0,049	3,91	0,048	4,27
Общие	0,330	36,27	0,560	47,45	0,612	49,11	0,513	45,57
Потери в трансформаторах, МВт
переменные (продольные)
220	0,033	3,60	0,055	4,69	0,062	5,01	0,054	4,82
110	0,036	3,95	0,059	5,01	0,068	5,48	0,055	4,93
35	0,010	1,09	0,016	1,36	0,016	1,31	0,013	1,14
Общие	0,079	8,64	0,13	11,06	0,146	11,8	0,122	10,89
постоянные (поперечные)
220	0,096	10,59	0,096	8,17	0,096	7,73	0,096	8,57
110	0,309	33,97	0,301	25,46	0,299	23,95	0,301	26,72
35	0,096	10,53	0,093	7,87	0,092	7,41	0,093	8,25
Общие	0,501	55,09	0,49	41,5	0,487	39,09	0,49	43,54
Общие тр-ах	0,580	63,73	0,620	52,55	0,635	50,89	0,612	54,43
Общие в сети	0,910	100,0	1,181	100,0	1,247	100,0	1,125	100,0

КПД сети по мощности, составляет 96,2-96,7%.

Таблица 3.3 – Результаты структурного анализа технических потерь электроэнергии (исходный режим)

Расчетная величина потерь ЭЭ	Потери электроэнергии
	в ЛЭП	в трансформаторах	общие
		переменные	постоянные
	МВт·ч	%	МВт·ч	%	МВт·ч	%	МВт·ч	%
220	0,000	0,00	1,203	4,53	2,304	8,67	3,507	13,20
110	10,869	40,91	1,281	4,82	7,266	27,35	19,416	73,08
35	1,068	4,02	0,33	1,24	2,247	8,46	3,645	13,72
Общие потери ЭЭ	11,937	44,93	2,814	10,59	11,817	44,48	26,568	100

КПД сети по энергии, составляет 96,4%.

Во втором режиме наибольшее напряжение в сети 220 кВ в узле 1003 ("Итатская, сторона СН первого трансформатора") – 227,1 кВ, наименьшее в узле 1202 ("БУР-1", сторона ВН второго трансформатора) – 226,8 кВ, среднее напряжение – 227,0 кВ. В сети 110 кВ наибольшее напряжение в узле 1303 ("Ужур", сторона СН первого трансформатора) – 115,8 кВ, наименьшее напряжение в узле 1602 ("Березовка") – 105,9 кВ, среднее напряжение – 112,9 кВ. В сети 35 кВ наибольшее напряжение в узле 5301 ("Красная сопка") – 37,2 кВ, наименьшее напряжение в узле 5402 ("Солгон") – 35,3 кВ, среднее напряжение – 35,7 кВ.

В четвертом режиме наибольшее напряжение в сети 220 кВ в узле 1003 ("Итатская, сторона СН обоих трансформаторов") – 227,0 кВ, наименьшее в узле 1202 ("БУР-1", сторона ВН второго трансформатора) – 226,8 кВ, среднее напряжение – 226,9 кВ. В сети 110 кВ наибольшее напряжение в узле 1303 ("Ужур", сторона СН первого трансформатора) – 115,4 кВ, наименьшее напряжение в узле 1602 ("Березовка") – 106,0 кВ, среднее напряжение – 112,7 кВ. В сети 35 кВ наибольшее напряжение в узле 4703 ("Тюльково", сторона СН второго трансформатора) – 37,1 кВ, наименьшее напряжение в узле 5201 ("Яга") – 35,3 кВ, среднее напряжение – 35,6 кВ.

4. Учет качества электрической энергии при расчетах с потребителями

Показатели качества электрической энергии являются режимными параметрами и связаны с балансом мощностей в системе, т.е. в каждый момент времени в электрической системе должно обеспечиваться равенство генерации и потребления энергии с учетом потерь мощности в электрических сетях /5/.

Конкретному балансу мощностей соответствуют вполне определенные значения частоты и напряжения - основные показатели качества электрической энергии (ПКЭ).

Нарушение некоторого исходного баланса мощностей приводит к установлению- нового режима в системе, в котором вновь балансируются генерируемые и потребляемые мощности, однако при иных показателях качества.

В России с 1 января 1999 года введен в действие межгосударственный стандарт ГОСТ 13109-97 "Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения". Стандарт устанавливает одиннадцать показателей качества электрической энергии (ПКЭ) /6/:

- установившееся отключение напряжения;

- размах изменения напряжения (величина резкого скачка напряжения в зоне ±10 % номинального напряжения);

- доза фликера (накопленное воздействие резких скачков напряжения с разными размахами, произошедших в течение установленного в стандарте интервала времени);

- длительность провала напряжения (кратковременной посадки напряжения за уровень минус 10 %);

- коэффициент искажения синусоидальности;

- коэффициент n-й гармонической составляющей;

- коэффициент несимметрии напряжения по обратной последовательности;

- коэффициент несимметрии напряжения по нулевой последовательности;

- импульсное напряжение;

- коэффициент временного перенапряжения;

- отключение частоты.

Значение ПКЭ в нормальном режиме работы электрической сети должны не выходить за пределы максимальных значений, при этом в течении не менее 95 % времени каждых суток значения ПКЭ должны не выходить за пределы нормальных значений.

Влияние низкого качества электрической энергии на работу сетей и электрооборудования проявляется в увеличении потерь электрической энергии; сокращения срока службы оборудования; технологическом ущербе, состоящем в снижении производительности (недоотпуск продукции), ухудшение качества, и иногда и браку.

Отклонение параметров электроэнергии от установленных стандартом ухудшают условия эксплуатации элекрооборудования энергосистем и потребителей и вызывают дополнительные затраты. Таким образом появляется ущерб от работы на пониженных ПКЭ, который в настоящее время учитывается косвенно - посредством системы скидок (надбавок).

Скидки с тарифа применяются при отпуске потребителю электроэнергии низкого качества по отклонениям напряжения и частоты, а также при отпуске электроэнергии пониженного качества по вине энергоснабжающей организации по показателям: коэффициентам несинусоидальности, обратной и нулевой последовательностей и размаху изменения напряжения (дозе колебаний напряжения).

Надбавки к тарифу применяются при снижении по вине потребителей качества электрической энергии по показателям: коэффициентам несинусоидальности, обратной, нулевой последовательностей и размаху изменения напряжения (дозе колебания).

Скидка (надбавка) к тарифу по каждому показателя качества определяется по таблице 5 /5/ и лежит на пересечении двух показателей: по вертикали Т1, а по горизонтали Т2, где