Содержание к диссертации
Введение
1. Общие сведения об электроснабжении городов и задачи научных исследований в работе 8
1.1. Краткая характеристика литературы по исследованиям оптимального формирования систем электроснабжения городов 8
1.2. Задачи исследований оптимального формирования распределительной электрической сети города в диссертационной работе 21
1.3. Выводы 24
2. Информация, используемая при оптимизации структур и параметров распределительных электрических сетей городов с учетом их развития 25
2.1. Общая характеристика информации применяемой в работе 25
2.2. Учет схем построения распределительных электрических сетей городов 27
2.3. Топологические модели распределительных электрических сетей городов с учетом развития и их характеристики 28
2.4. Выводы 31
3. Методика определения показателей, определяющих структуру и топологические характеристики, входящие в технико-экономическую модель распределительных электрических сетей городов 32
3.1. Исходные положения технико-экономического анализа распределительных электрических сетей городов 32
3.2. Определение параметров характеризующих структуру и топологию распределительной электрической сети города с учетом ее развития 34
3.3. Выводы 49
4. Анализ развития распределительных электрических сетей городов 50
4.1. Развитие электрических нагрузок потребителей 50
4.2. Характер развития распределительных электрических сетей городов 57
4.3. Характер изменения технико-экономических показателей элементов распределительных электрических сетей городов 62
4.4. Характер изменения стоимости электрической энергии 68
4.5. Выводы 69
5. Комплексная оптимизация параметров распределительных электрических сетей городов 71
5.1. Формирование технико-экономической модели 71
5.1.1. Технико-экономическая модель кабельных линий низшего напряжения 77
5.1.2. Технико-экономическая модель трансформаторных подстанций 79
5.1.3. Технико-экономическая модель кабельных линий среднего напряжения 81
5.1.4. Комплексная технико-экономическая модель подсистем низшего и среднего напряжений 84
5.2. Технико-экономические закономерности формирования распределительных электрических сетей городов 86
5.3. Устойчивость технико-экономической модели 102
5.4. Определение и выбор оптимальных параметров при практическом проектировании 106
5.5. Выводы 109
Заключение 111
Литература 114
Приложение 1 120
Приложение 2 125
Приложение 3 136
- Задачи исследований оптимального формирования распределительной электрической сети города в диссертационной работе
- Определение параметров характеризующих структуру и топологию распределительной электрической сети города с учетом ее развития
- Характер изменения технико-экономических показателей элементов распределительных электрических сетей городов
- Технико-экономические закономерности формирования распределительных электрических сетей городов
Задачи исследований оптимального формирования распределительной электрической сети города в диссертационной работе
Отличительной чертой электроэнергетической системы (ЭЭС) в целом, ЭС всех назначений и, в первую очередь, распределительных является их непрерывное количественное и качественное развитие, что связано с:
- строительством новых и реконструкцией старых жилых районов;
- использованием населением в быту все более широкого набора современных электробытовых приборов и машин;
- изменением ТЭ характеристик электрооборудования;
- внедрением новых типов электрооборудования и материалов.
Ранее отмечалось, что объем исследований, учитывающих динамический характер СЭСГ, невелик и отсутствует необходимая проработка методов комплексной оптимизации применительно к задачам оптимизации структур и параметров СЭСГ с учетом их развития. Считалось, что плановая экономика обеспечивает сжатые сроки сооружения отдельных воздушных и кабельных линий электропередачи, а медленное внедрение бытовых электроприемников, определяло низкие показатели годовых приростов электропотребления (согласно [17; 28; 26] 2-3% в год).
Таким образом, неучет динамики при оптимизации структур и параметров СЭСГ казался вполне допустимым. В последние годы значительно изменились принципы ведения хозяйства, идет переход к рыночным экономическим отношениям. Это приводит к тому, что сроки развития ЭС, темпы прироста электрических нагрузок, ТЭ показатели электрооборудования и стоимость ЭЭ могут варьироваться в широких пределах и значительно изменяться с течением времени. Перечисленные факторы могут влиять на значения оптимальных параметров. Кроме того, в связи с переходом к рыночным экономическим отношениям становится актуальной задача определения оптимальных значений параметров ЭС в соответствии с современной методикой финансово-экономического обоснования эффективности инвестиционных проектов.
В связи с этим, нельзя полностью отрицать возможность таких сочетаний динамических факторов и особенностей ТЭ анализа, при которых оптимальные значения параметров РЭС будут значительно отличаться от полученных ранее. Это в свою очередь может привести к перерасходу средств на сооружение и эксплуатацию ЭС.
Результаты оптимизации РЭСГ с учетом их развития, полученные ранее с помощью метода динамического программирования и его модификаций (методы поиска оптимальных исходных состояний), сегодня не могут быть применены. Это является следствием того, что получение в качестве решения стратегии развития сети с указанием сроков сооружения сетевых объектов, их реконструкции и значений параметров из-за крайне большого числа ТП, протяженности линий СН и НН, потребует проведения огромного объема расчетов, времени, средств и т.д. Кроме того, предприятия ЭС в нашей стране являются лишь эксплуатирующими организациями и не могут диктовать сроки сооружения сети. Полученные подобным образом решения целесообразно применять в ЭС 110 кВ и выше, где количество элементов и протяженность сети относительно невелики, а условия их сооружения позволяют проводить реконструкции.
Поэтому в результате оптимизации необходимо получить некоторую совокупность параметров, обеспечивающих минимум затрат на определенном временном интервале, без проведения реконструкции.
Исходя из выше сказанного, основные задачи исследований в данной работе можно сформулировать следующим образом:
1. Разработка методики определения показателей, определяющих структуру и топологические характеристики ТЭМ РЭСГ с учетом их развития.
2. Выявление и определение диапазонов изменения динамических факторов, учет которых необходим при оптимизации формирования РЭСГ (поэтапность развития ЭС, рост электрических нагрузок потребителей, изменение ТЭ показателей электрооборудования и стоимости ЭЭ).
3. Математическое описание РЭСГ с учетом развития электрических нагрузок во времени и поэтапности застройки районов города на основе современного критерия эффективности инвестиционных проектов.
4. Вывод общих закономерностей оптимального формирования и развития структуры РЭСГ, ее подсистем, узлов и участков линий.
5. Получение конкретных результатов и формулировка рекомендаций для практического проектирования.
Определение параметров характеризующих структуру и топологию распределительной электрической сети города с учетом ее развития
При учете динамики под развитием электроэнергетической системы в целом и РЭС как составной ее части понимается не достижение какого либо расчетного уровня, после чего система больше не изменяется, а неограниченный динамический процесс развития ИП, ЭС и ПЭ. В этом процессе появляются новые и ликвидируются некоторые существующие элементы системы, изменяются отдельные ее параметры.
Для анализа оптимального формирования рассматриваемых в настоящей работе РЭСГ, это означает необходимость учета следующих факторов:
- изменение электрических нагрузок ПЭ в селитебных зонах города;
- развитие РЭС (поэтапность сооружения РЭС по мере застройки жилых районов);
- изменение ТЭ характеристик электрооборудования;
- изменение стоимости потерь ЭЭ.
Прирост электрической нагрузки в каждый год расчетного периода в жилом районе города складывается из приростов нагрузки отдельных ПЭ данного района. Следовательно, необходимо суммировать значения нагрузок ПЭ с учетом коэффициента приведения нагрузки к шинам ТП. При этом необходимо помнить, что одинаковые ПЭ будут иметь одинаковую мощность в каждый год расчетного периода, только при одновременном введении в эксплуатацию. Количество введенных в год t ПЭ равно разности их количества введенных в эксплуатацию к году t+1 (Nt+i) и t (Nt). В качестве ИП можно принять понизительную подстанцию (ПП) 35 - 220 / 6-20 кВ, распределительный пункт (РП) или ТП 10/0,38 кВ.
Коэффициент приведения нагрузок показывает, насколько снижаются расчетные нагрузки ПЭ при приведении их к шинам ИП, вследствие несовпадения максимумов нагрузок. Анализ коэффициентов участия в максимуме /26, табл. 6/ позволяет сделать вывод о том, что его среднее значение для общественных зданий, имеющих наибольшую нагрузку в жилом районе (средние учебные заведения, предприятия торговли, детские ясли-сады), допустимо принять равным 0,6 (кпр.о=0,6), если суммарная наибольшая расчетная нагрузка приходится на жилые дома.
Коэффициент приведения нагрузок жилых зданий определяется более сложным путем. Дело в том, что нагрузка жилого дома зависит от количества квартир в нем, которое в свою очередь зависит от применяемых типов секций и этажности зданий. В жилых зданиях высотой 6 этажей и более помимо нагрузки на освещение присутствует силовая нагрузка лифтовых установок, составляющая от 5 до 20% от общей нагрузки, в зависимости от этажности зданий и типа плит для пищеприготовления. Силовая нагрузка имеет коэффициент приведения отличный от осветительной, кроме того, существует коэффициент совмещения максимума между силовой и осветительной нагрузками равный 0,9. Коэффициент мощности в жилых районах города близок к единице, поэтому при определении кпр допустимо воспользоваться значениями активной мощности жилых квартир, приведенными в нормативной документации [26; 41].
В предыдущих работах в области оптимизации структур и параметров [11;15;23 и др] количество ПЭ получающих питание от одной КЛ НН принималось постоянным, не зависящим от плотности электрической нагрузки и сечения жил КЛ. Возможно, это было допустимо при небольших плотностях на-грузки (до 0=10-15 MB А/км ), которые имели место в жилой застройке до последнего времени. При такой плотности нагрузки количество ПЭ, которое можно присоединить к одной линии ограничивается не пропускной способностью линии, а соображениями надежности. В настоящее время удельные расчетные нагрузки квартир выросли согласно [41] в 1,4-2 раза по сравнению с предыдущими нормативными данными [26], вследствие чего плотность электрической нагрузки в жилых районах достигает 30-40 MB А/км2. В таких условиях, мощности, приведенные к шинам вводных распределительных устройств (ВРУ) возрастают настолько, что становится невозможным подключение к одной КЛ двух и более ВРУ. Таким образом, магистральная сеть 0,38 кВ вырождается в радиальную. Это влечет за собой увеличение количества линий НН, общей протяженности КЛ НН, увеличения потерь ЭЭ и т.д. При комплексном электроснабжении жилых и общественных зданий коэффициент приведения нагрузки общественных зданий к головному участку линии равен коэффициенту совмещения максимумов нагрузок, который в среднем равен кпрл.о=0,6 /26/. В том случае, если осуществляется раздельное питание жилых домов и общественных зданий, то кПр.л.о=1.
Для жилых зданий коэффициент приведения нагрузки к головному участку линии зависит от ее пропускной способности. Большей пропускной способности соответствует большее число квартир, которые могут получать электроэнергию по данной линии и их удельная мощность при этом уменьшается, что ведет к снижению кпр.л.ж.
Таким образом, для определения коэффициента приведения нагрузки жилых зданий к головному участку линии надо определить число квартир, которое может получать электроэнергию по КЛ данного сечения и удельную мощность этих квартир. При этом необходимо учесть, что часть нагрузки принадлежит общественным зданиям, а при застройке в 6 и более этажей определенную долю нагрузки составляет силовая нагрузка лифтовых установок, имеющая коэффициент совмещения с осветительной равный 0,9. Из (41) следует, что длина КЛ НН, приходящуюся на одну ТП зависит от коэффициентов приведения нагрузки ПЭ к шинам ТП и к головному участку линии, допустимой нагрузки линии (которая является функцией от сечения жил и марки кабелей), коэффициента застройки селитебной территории, установленной мощности трансформаторной подстанции, коэффициента ее загрузки, плотности электрической нагрузки и площади, занимаемой ПЭ.
Данное выражение для определения длины ЮТ НН целесообразно применять при точных расчетах, когда возможно достоверное или обоснованное определение всех составляющих, входящих в (41). В этих случаях длина определяется при максимальном числе ПЭ, подсоединенных к одной линии сечением FH. Т.е. схема сети НН определяется автоматически при выполнении ограничения по пропускной способности линии. При ориентировочных расчетах, можно принять коэффициенты приведения, застройки и загрузки, допустимую нагрузку линии и площадь занимаемую ПЭ постоянными и равными их средним значениям. В этом случае (41) значительно упрощается.
От одного ИП получают электроэнергию районы, удаленные от ИП на различные расстояния. Вследствие этого КЛ СН отличаются по протяженности одна от другой. Районы, непосредственно прилегающие к ЦП, получают электроэнергию по более коротким линиям, удаленные - по более длинным. Так как значение протяженности линий влияет на капитальные вложения в РЭСГ и значение потерь ЭЭ, то данное отличие в длинах линий следует учитывать при оптимизационном анализе.
В среднем длина линий СН равна некоторому значению, которое зависит от мощности ИП, плотности электрической нагрузки и т.д., и может быть определена по (46, 47).
Чтобы определить отклонение длин линий СН от их среднего значения примем следующие положения:
1. Среднее значение длин линий определяется по ранее полученным выражениям;
2. Количество линий различной длины одинаково.
Характер изменения технико-экономических показателей элементов распределительных электрических сетей городов
Изменение ТЭ показателей основного электрооборудования подчиняется сложным закономерностям и зависит от ряда факторов:
- научно-технического прогресса, который влечет за собой применение новых технологий изготовления электрооборудования и применение новых материалов;
- конъюнктуры рынка электрооборудования, черных и цветных металлов; мировых цен на энергоресурсы;
- политики государства относительно наукоемких производств (выделение средств на научные исследования, внедрение новых типов оборудования и т.д.);
- налоговой политики государства (предоставление налоговых льгот предприятиям, начинающим выпуск и внедрение оборудования нового типа; величин таможенных пошлин при импорте иностранного оборудования); состояния экономики страны и уровня доходов населения и др. Надежный количественный учет всех указанных факторов на длительную перспективу затруднен и, в некоторых случаях, не представляется возможным. Тем не менее, результаты полученные в [12; 13; 52; 55] аналогичны, несмотря на то, что исследования велись для разных стран с разными условиями. Это позволяет сделать вывод о том, что на результаты оптимизационного анализа влияет не количественное значение стоимости того или иного оборудования, а соотношение цен на различные типы основного электрооборудования, стоимости строительных материалов и земляных работ и т.д.
В данной работе РЭСГ рассматривается развивающейся во времени, вследствие чего на результаты исследований будет влиять изменение соотношения цен в течение расчетного периода.
Из [58] видно, что в Российской Федерации пропорция цен между электрооборудованием различного вида и назначения практически не изменяется. Переводной коэффициент от цен 1984 года к ценам 1991 года для кабелей до 35 кВ равен 1,59, для ТП - 1,53, т.е. практически одинаков. Чтобы перейти от цен 1991 года к последующим рекомендуется использовать коэффициент-дефлятор, который изменяет только абсолютные значения стоимостей и для настоящего времени приближенно соответствует курсу рубля к доллару США. В настоящее время и вероятно в будущем, цены на электрооборудование будут привязаны к курсу основных мировых денежных единиц. Изменение соотношения затрат на различное по назначению оборудование будет наблюдаться только в случае применения оборудования и материалов другого типа. В общем случае это может привести как к увеличению, так и к снижению затрат (удорожание ТП БКТП-ЕС при сокращении арендуемой у города территории и снижении затрат на обслуживание, аналогично для современных РП с вакуумными и элегазовы-ми выключателями СН).
Таким образом, коэффициент дефляции, позволяющий привести значения стоимостных показателей электрооборудования к базовым ценам, будет неизменным по годам расчетного периода при использовании стоимостных показателей за один год. Коэффициент дефлятор можно принять равным 50 при переходе от базовых цен 1984 г. или равным 30 при пересчете цен 1991 г. к стоимостным показателям 2000 года.
В настоящее время наибольшее применение в РЭСГ НН и СН, находят кабели марки ААБл, АСБ и ТП серии БКТПу, ориентировочные стоимости которых приведены в таблице 6 и 7. В Москве и ряде других крупнейших городах все большее распространение получают ТП серии БКТП-ЕС, стоимости которых на ноябрь 2000г также приведены в таблице 7. В редких случаях применяются кабели с пластмассовой изоляцией, стоимость которых несколько ниже. При применении трех - четырех жильных кабелей прокладка КЛ обходится на 10 - 20% дешевле, а использование одножильных кабелей приблизительно в 2 раза дороже по сравнению с кабелями марки ААБл. Пропускная способность четырехжильных кабелей с пластмассовой изоляцией, отличаются от кабелей с бумажной изоляцией незначительно. Поэтому оптимальные сечения жил этих кабелей, которые будут получены далее, приблизительно одинаковы.
Для определения потерь мощности в трансформаторах необходимо знать величины потерь холостого хода (Рх, кВт) и короткого замыкания (Рк, кВт) в трансформаторах. Эта информация согласно [45], представлена в таблице 8, по данным которой построен график (рис.7) и определено уравнение линии аппроксимирующее данный график.
Используя полученные зависимости стоимостей электрооборудования и потерь в трансформаторах от оптимизируемых параметров ЭС, определяются ТЭ показатели РЭС, на основе которых возможен ТЭ анализ.
Технико-экономические закономерности формирования распределительных электрических сетей городов
Для получения ТЭ закономерностей формирования РЭСГ необходимо получить значения оптимальных параметров в зависимости от показателей входящих в ТЭМ, при этом в качестве базовых условий приняты следующие данные:
1. Плотность электрической нагрузки - о=25 МВА/км , соответствующая 9 -16 этажной застройке жилых районов городов.
2. Расчетный период - Тр=25 лет, что близко к паспортному сроку службы основного электрооборудования (кабели - 25 лет, трансформаторы - 30 лет).
3. Срок формирования района города на 90% - Ц=7 лет.
4. Время, за которое ПЭ набирает 90% от расчетной нагрузки - tH=3 года.
5. Стоимостные показатели - 2000 год.
6. Стоимость ЭЭ изменяется от 0,6 руб/кВт ч в первый год расчетного периода, до 1,4 руб/кВт ч к 15 году.
7. Время использования максимума нагрузки - Ттах=5500 час год [41].
8. Коэффициент загрузки трансформаторов в двухтрансворматорных ТП -к3=0,7, а в однотрансформаторных - к3=1.
9. Коэффициент дисконтирования Е=0,1 [36;58].
10. Коэффициент отчислений на ремонт и обслуживание ТП - аОб.р=:0,059 [41].
11. Коэффициент отчислений на ремонт и обслуживание КЛ НН и СН -аОб.н=0,023; аоб.с=0,023.
12. Развитие РЭСГ от ИП к периферии.
Существует большое количество методов, которые позволяют определять минимум функций. Многие из них реализованы в программах для ЭВМ. В настоящее время, одной из самых распространенных программ для решения математических задач, является MathCAD. Данная программа позволяет выполнять минимизацию как по одной, так и по нескольким переменным. При этом используются модифицированные методы Ньютона или градиентные, в зависимости от вида функции.
Результаты выполненных оптимизационных расчетов, приведенные в таблице 1 приложения 2, и рис. 9 - 20 , показывают, что:
1. Применение в качестве критерия оптимальности минимума дисконтирован ных затрат на сооружение и эксплуатацию ЭС сравнительно с приведенными затратами в статическом виде, вследствие увеличения доли затрат на возмещение потерь в КЛ НН, ведет к (рис. 9):
1.1. снижению расчетных оптимальных значений установленной мощности ТП на 15-20%;
1.2. повышению оптимального сечения жил кабелей НН на 40 - 50%;
1.3. снижению оптимальных значений сечений жил кабелей СН на 40 - 50%.
2. Применение в качестве критерия оптимальности приведенных затрат с уче том с учетом развития РЭС во времени вместо дисконтированных затрат, вследствие неучета ликвидационной стоимости электрооборудования, ведет к (рис. 9):
2.1. снижению оптимальной установленной мощности ТП на 20 - 25%;
2.2. увеличению сечения жил кабелей НН на 15 - 20%.
3. С увеличением расчетного срока от 5 до 25 лет, вследствие увеличения доли затрат на возмещение потерь в КЛ НН, ведет к (рис. 10):
3.1. оптимальное расчетное значение установленной мощности ТП снижается на 15-20%;
3.2. оптимальное сечение жил кабелей НН увеличивается на 25 - 40%.
4. Увеличение коэффициента дисконтирования в пределах от 0,07 до 1,5, вследствие более быстрого обесценивания потерь ЭЭ с течением времени и соответственно снижение доли затрат на возмещение данных потерь, приводит к (рис. 11):
4.1. увеличению оптимальной установленной мощности ТП на 15 - 20%;
4.2. снижению оптимального сечения жил кабелей НН на 30 - 40%.
4.3. оптимальное сечение жил кабелей СН остается практически неизменным.
5. Увеличение интенсивности роста нагрузки жилого дома, вследствие чего 90 % от расчетной нагрузки достигается не к 5-му, а к окончанию 1-го года после ввода в эксплуатацию, приводит к снижению оптимальной мощности ТП, и увеличению оптимального сечения жил кабелей в пределах 10% (рис. 12). Это объясняется тем, что потери ЭЭ при этом неизбежно возрастают.
6. Увеличение интенсивности застройки жилого района города, вследствие че го жилой район города может быть сформирован в более сжатые сроки (в пределах 7-15 лет район формируется на 90 %), приводит к увеличению оптимальной мощности ТП, и снижению оптимального сечения жил кабелей в пределах 10 %(рис. 13). Это связано с тем, что капитальные вложения в электрооборудование в данном случае обесцениваются в меньшей степени и капитальные вложения в КЛ НН больше чем в ТП.
7. Отказ от учета постепенного увеличения нагрузки ПЭ и поэтапности строи тельства ведет к погрешностям в определении оптимальных значений параметров РЭС на 10 - 15% (рис. 12), по причине указанной в п. 5.
8. Отказ от учета поэтапности сооружения РЭСГ (все капиталовложения сде ланы в первый год расчетного периода) по той же причине, что указана в п.6, приводит к (рис. 13):
8.1. увеличению оптимальной установленной мощности ТП на 30 - 40%;
8.2. снижению оптимального сечения жил кабелей НН на 10 - 20%.
9. Увеличение предполагаемой стоимости ЭЭ с 1,4 до 3 руб к 15 году после на чала строительства ведет к (рис. 14):
9.1. снижению оптимальной установленной мощности ТП на 40 - 50%;
9.2. увеличению оптимального сечения жил кабелей НН на 50 - 60%.
10.Увеличение плотности электрической нагрузки от 10 до 50 MB А/км (рис. 9) ведет к:
10.1. увеличению оптимального сечения жил кабелей НН в 3 раза, вследствие снижения протяженности КЛ НН и следовательно уменьшения доли капитальных вложений;
10.2. увеличению установленной мощности ТП на 70 %, вследствие уменьшения затрат на сеть НН.
11. Увеличение стоимости ТП в 2 раза, что соответствует применению ТП современных конструкций, ведет к увеличению ее оптимальной установленной мощности на 60 - 70 %, т.к. доля затрат на ТП по отношению к КЛ НН при этом возрастает (рис. 15).
12.Изменение коэффициента отчислений на ремонт и обслуживание ТП от 0 до 10% в год ведет к увеличению оптимальной мощности ТП на 50 - 60%, по той же причине, что указана в п. 11 (рис. 16).
13.Увеличение стоимости кабелей НН в 2 раза, вследствие увеличения доли капитальных вложений по отношению к затратам на возмещение потерь ЭЭ в КЛ НН, ведет к (рис. 17): 13.1.снижению оптимального сечения жил кабелей НН на 40 - 50%; 13.2.снижению оптимальной установленной мощности ТП на 30 - 40%.
14.Снижение числа часов использования максимума нагрузки с 7000 до 4000 час год, вследствие уменьшения потерь ЭЭ, приводит к (рис. 18): 14.1.увеличению оптимальной установленной мощности ТП на 25 - 30%; 14.2.снижению оптимального сечения жил кабелей НН на 60 - 70%.
15.Увеличение коэффициента загрузки ТП с 0,5 до 0,9 приводит к снижению оптимальной установленной мощности ТП на 80%, т.е. оптимальная установленная мощность ТП обратно пропорциональна коэффициенту ее загрузки и РЭС остается без изменений, (рис. 19).
16.Застройка жилого района города от периферии к ИП ведет к снижению сечений жил кабелей СН на 5 - 10%, вследствие увеличения доли затрат на КЛ СН из-за необходимости прокладки более длинных линий в первые годы расчетного периода (рис. 20).
Оптимальное сечение жил кабелей НН не зависит от ТЭ показателей ТП и КЛСН. 18.Оптимальное сечение жил кабелей СН незначительно изменяется в зависимости от исходной информации, что создает предпосылки к его унификации. 19.Наложение ограничений на максимально возможные сечения жил кабелей и установленные мощности ТП приводит к значениям оптимизируемых параметров, равных их верхним пределам, при этом незначительно (в пределах 10-20 %) снижаются расчетные установленные мощности ТП и сечения жил кабелей СН (табл. 1, приложение 2).
