Расчет НУР на основе отчетных данных базового периода

Установленная электрическая мощность каждой подгруппы

к

оборудования на конец прогнозируемого периода (N )

уп

в мегаваттах определяется с учетом запланированных вводов

в эксплуатацию новых турбоагрегатов, демонтажа изношенных

и морально устаревших турбоагрегатов, а также

перемаркировки действующих турбоагрегатов и рассчитывается

по формуле

к н i=n i=m i=p

N = N + SUM N - SUM N + SUM дельтаN , (40)

уп уп i=1 в i i=1 d i i=1 пер i

н

где N - установленная электрическая мощность на начало

уп

прогнозируемого периода, МВт. Учитывает фактическое и

прогнозируемое изменение мощности от конца базового до начала

прогнозируемого периода;

N , N - мощность каждого из турбоагрегатов,

в i д i

запланированных соответственно к вводу и демонтажу в

прогнозируемом периоде, МВт;

дельтаN - изменение установленной мощности каждого из

пер i

турбоагрегатов (плюс - увеличение, минус - снижение) в результате

запланированных перемаркировок в прогнозируемом периоде, МВт;

n, m, р - количество турбоагрегатов, запланированных

соответственно к вводу в эксплуатацию, демонтажу и перемаркировке

в прогнозируемом периоде.

Средняя за прогнозируемый период установленная электрическая

ср

мощность каждой подгруппы оборудования (N ) в мегаваттах

уп

определяется по формуле

ср н i=n i=m

N = N + SUM N x aльфа - SUM N x aльфа +

уп уп i=1 b i b i i=1 d i d i

i=p

SUM дельтаN x альфа , (41)

i=1 пер i пер i

где альфа , альфа , альфа , - доля прогнозируемого

b i d i пер i

периода от даты ввода, демонтажа или перемаркировки каждого из

турбоагрегатов до конца периода.

р р э

в = (в + SUM дельтав ) / К (42)

э п э б э i отр(к) п

р э

в = в x К , (43)

э б э б отр(к) б

р

где в , в - удельный расход топлива на электроэнергию

э э

фактический и

р

при раздельном производстве, г/(кВт.ч);

дельтав - поправки к удельному расходу топлива на изменение

э i

значений внешних факторов в прогнозируемом периоде по сравнению с

базовым, г/(кВт.ч);

э

К - коэффициент увеличения расхода топлива на

отр(к)

электроэнергию при условном отсутствии отпуска тепла внешним

потребителям из отборов и от конденсаторов турбоагрегатов:

ПВК

(Q + Q - Q )

э э э э от от б

К = К x К = К --------------------- x

отр(к)n отр(к)б корр отр(к)б р ПВК

(Q + Q - Q )

э от от б

р ПВК

(Q + Q - Q )

э" от от n

x ------------------------------------ (44)

p ПВК

(Q - дельтаQ + Q - Q )

э э(отр) от от n

ПВК

Q , Q - отпуск тепла внешним потребителям всего и от

от от

пиковых водогрейных котлов, Гкал;

p

Q , Q - расход тепла на производство электроэнергии

э э

фактический и при раздельном производстве, Гкал:

р

Q = Q + дельтаQ (45)

э э э(отр)

дельтаQ - увеличение расхода тепла на производство

э(отр)

электроэнергии при условном отсутствии отпуска тепла внешним

потребителям из отборов и от конденсаторов турбоагрегатов, Гкал;

по то конд

дельтаQ = дельтаQ + дельтаQ + дельтаQ (46)

э(отр) э(отр) э(отр) э(отр)

по то конд

дельтаQ , дельтаQ , дельтаQ - увеличение

э(отр) э(отр) э(отр)

расхода тепла на производство электроэнергии при условном

отсутствии отпуска тепла внешним потребителям соответственно из

производственных и теплофикационных отборов (а также из

приравненных к ним нерегулируемых отборов) и от конденсаторов

турбоагрегатов, Гкал;

р

Значения дельтаQ и Q для прогнозируемого периода

э(отр) э

определяются по формулам:

по по

дельтаQ = дельтаQ x Q / Q (47)

э(отр)n э(отр)б по n по б

то то

дельтаQ = дельтаQ x Q /Q (48)

э(отр)n э(отр)б то n то б

конд конд

дельтаQ = дельтаQ x Q / Q (49)

э(отр)n э(отр)б конд n конд б

р р

дельтаQ = дельтаQ + тау SUM [Q (z - z )] +

э n э б раб xxi in iб

р

+ дельтаq (Э - Э ) (50)

кн n б

где Q , Q , Q - отпуск тепла внешним потребителям и на

по то конд

собственные нужды соответственно из производственных и

теплофикационных отборов (и приравненных к ним нерегулируемых

отборов) и от конденсаторов турбоагрегатов, Гкал;

тау - среднее за период время работы единичного

раб

турбоагрегата, ч;

Qxx i - условный расход тепла холостого хода турбоагрегата

i-го значения номинальной (25, 50, 100, 135 и т.д.) мощности,

Гкал/ч.

Определяется по энергетическим характеристикам по графику

зависимости q = f(N , Q , Q ) при Q = 0 и Q = 0;

т т по то по то

Z - количество находящихся в работе турбоагрегатов i-го

i

значения номинальной мощности;

р

дельтаq - средний по турбоагрегатам данных параметров

кн

относительный прирост расхода тепла на производство электроэнергии

по конденсационному циклу (при включенных регуляторах давления в

регулируемых отборах), Гкал/(МВт.ч);

Э - выработка электроэнергии, тыс. кВт.ч.

кэ кэ ПВК

в = (в х Q + в х Q + Э х в ) /

тэ п тэ п от п ПВК п от п тепл п эп

/ Q (51)

от п

кэ р.кэ тэ

в = в / К х К (52)

тэ п тэ п отр(к)б корр

-3 тэ 3

(В - В - Э х в х 10 ) х К х 10

р.кэ тэ ПВК тепл э б отр(к)б

в = -------------------------------------------------- +

тэ п кэ

Q

отб

р.кэ

+ SUM дельтав (53)

мэi

3 ПВК

в = В х 10 / Q + SUM дельтав (54)

ПВКп ПВКб отб ПВКi

гв гв

Э = Э х Q / Q , (55)

тепл п тепл б от п от б

кэ р.кэ

где в , в - удельный расход топлива по энергетическим

тэ тэ

котлам:

фактический и при раздельном производстве (не учитывает затрат

электроэнергии на теплофикационную установку), кг/Гкал;

В , В , - абсолютный (т) и удельный (кг/Гкал) расход

ПВК ПВК

условного топлива по пиковым водогрейным котлам;

тэ

К - коэффициент увеличения расхода топлива

отр(к)

энергетическими котлами на отпуск тепла при условном отсутствии

отпуска тепла внешним потребителям из отборов и от конденсаторов

турбоагрегатов;

Э - расход электроэнергии на теплофикационную установку,

тепл

тыс. кВт.ч;

В - общий расход условного топлива на отпуск тепла, т;

тэ

кэ ПВК гв

Q = Q - Q - Q - отпуск тепла внешним потребителям,

от от от нас

обеспеченный энергетическими котлами (от РОУ, регулируемых и

нерегулируемых отборов и от конденсаторов турбоагрегатов), Гкал;

гв

Q - количество тепла, полученное водой в сетевых и

нас

перекачивающих насосах, Гкал;

р.кэ

дельтав , дельтав - поправки к удельным расходам

тэi ПВК

топлива энергетическими и пиковыми водогрейными котлами на

изменение значений внешних факторов в прогнозируемом периоде по

сравнению с базовым, кг/Гкал;

гв

Q - отпуск тепла с горячей водой, Гкал.

от

33. По приведенным ниже формулам рассчитываются поправки к

р

удельным расходам топлива на отпуск электроэнергии (дельтав ) и

р.кэ э

тепла (дельтав , дельтав ) при изменении:

тэ ПВК

1. Структуры сжигаемого топлива - дельтав :

с

р р i=m -2

дельтав = в SUM [К (бета - бета )] х 10 (56)

эс эоб i=1 сi in iб

р.кэ р.кэ i=m -2

дельтав = [в SUM К (бета - бета )] х 10 (57)

тэ с тэ об i=1 сi in iб

-4

дельтав = в х К (бета - бета )] х 10 , (58)

ПВКс ПВКгб ПВКм ПВКгб ПВКгп

р

где в - удельный расход топлива на отпуск электроэнергии

эоб

при раздельном производстве на основном виде топлива, г/(кВт.ч);

р.кэ

в - то же на отпуск тепла энергетическими котлами,

тэоб

кг/Гкал;

В - удельный расход топлива пиковыми водогрейными

ПВКгб

котлами в базовом периоде при работе на газе, кг/Гкал;

m - количество других, кроме принятого за основное, видов

сжигаемого энергетическими котлами топлива;

бета - доля в расходе энергетическими котлами каждого из

i

других видов (марок) сжигаемого топлива, %;

бета - доля газа в расходе топлива пиковыми водогрейными

ПВКг

котлами, %;

К - относительное увеличение удельного расхода топлива

ПВКм

пиковыми водогрейными котлами при переходе их с газа на мазут, %;

К - относительное изменение удельного расхода топлива

с

энергетическими котлами при замене 1% основного вида (марки)

топлива на один из других, %; ниже приводятся укрупненные значения

К .

с

─────────────────────────────┬────────────────────────────────────

Основное топливо │ Значение К

│ с

├────────────────────────────────────

│ Замещающее топливо

├────────────────────┬───────────────

│ Газ │ Мазут

─────────────────────────────┼────────────────────┼───────────────

Газ │ - │+(0,02 - 0,025)

Мазут │ -(0,02 - 0,025) │ -

Антрацит │ -(0,07 - 0,08) │-(0,05 - 0,055)

Каменный и бурый уголь │ -(0,05 - 0,06) │-(0,025 - 0,03)

│ -(0,125 - 0,14) │-(0,1 - 0,11)

Торф │ │

─────────────────────────────┴────────────────────┴───────────────

р 2

в х 10

р эб

в = -------------------------------- (59)

эоб i=m

бета SUM [(1 + К ) х бета ]

об i=1 сi iб

Аналогично рассчитывается удельный расход топлива на тепло

р.кэ

энергетическими котлами в .

тэ об

2. Качества твердого топлива - дельтав

кач

р j=l р р р -6

дельтав = SUM [в К (Q - Q ) х бета ] х 10

э кач j=1 эjб качj нjб нjп jп

(60)

р.кэ j=l р.кэ р р

дельтав = SUM [в К (Q - Q ) х бета ] х

тэ кач j=1 тэjб качj нjб нjп jп

-6

х 10 , (61)

где 1 - количество марок сжигаемого твердого топлива;

р р.кэ

в , в - удельные расходы топлива при раздельном

эj тэj

производстве при сжигании j-ой марки твердого топлива;

K - относительное изменение расхода топлива (%) при

качj

изменении теплоты сгорания j-ой марки твердого топлива на 100

ккал/кг: ниже приводятся усредненные значения K .

качj

───────────────┬──────────────────┬──────────────┬──────────┬─────

Уголь по месту│ Донецкий │ Кузнецкий │Экибастуз-│ -

добычи │ │ │ский │

───────────────┼──────┬──────┬────┼─────┬────────┼──────────┼─────

Марка угля │ АШ │ Т │Г, Д│ Т │Г, Д, СС│ СС │ Б

───────────────┼──────┼──────┼────┼─────┼────────┼──────────┼─────

К │ 1,08 │ 0,51 │0,31│0,52 │ 0,20 │ 0,91 │0,50

качj │ │ │ │ │ │ │

───────────────┴──────┴──────┴────┴─────┴────────┴──────────┴─────

р

Q - теплота сгорания j-ой марки твердого топлива, ккал/кг;

нj

бета - доля по теплу j-ой марки твердого топлива в расходе

j

топлива энергетическими котлами, %.

р j=l р р р р р

дельтав = SUM {в [К (А - А ) + К (W - W ] х

э кач j=1 эjб Аj jп jб wj jп jб

-4

х бета } х 10 (62)

jп

р j=l р.кэ р р р

дельтав = SUM {в [К (А - А ) + К (W -

тэ кач j=1 тэjб Аj jп jб wj jп

р -4

- W ] x бета } х 10 , (63)

jб jп

р р.кэ

где K , K - относительное изменение в , в (%) при

Аj wj э тэ

р р

изменении на 1% абсолютной зольности А и влажности W j-ой марки

твердого топлива;

р р

А , W - зольность и влажность твердого топлива j-ой марки, %.

j j

3. Продолжительности работы дубль-блоков с одним корпусом

котла по диспетчерскому графику нагрузки - дельтав :

э корп

дельтав = дельтав х (альфа - альфа ) х

э корп э д-бл корп п корп б

-2

х дельта х 10 , (64)

д-бл п

где дельтав - изменение удельного расхода топлива на 1%

э д-бл

изменения продолжительности работы дубль-блока с одним корпусом

котла, г/(кВт.ч);

для укрупненных расчетов значение дельтав может быть

э д-бл

принято равным 0,05 [г/(кВт.ч)]/%;

дельта - доля дубль-блоков в общем количестве

д-бл

энергоблоков подгруппы оборудования, %;

альфа - относительная продолжительность работы

корп

дубль-блоков с одним корпусом котла, %.

4. Количества пусков оборудования по диспетчерскому графику

нагрузки - альфав :

пуск

i=n

SUM В (п - п )

р i=1 пускi iп iб 3

дельтав = ----------------------- х К' х 10 (65)

э пуск Э эп

от п

i=n

SUM В (п - п )

р.кэ i=1 пускi iп iб 3

дельтав = ---------------------- х (1 - К' ) х 10 (66)

тэ пуск кэ эп

Q

отп

i=n j=m

{SUM В (n - n ) + [SUM В

р i=1 т пускi iп iб j=1 к пускj

дельтав = -------------------------------------------

э пуск Э

отп

3

(m - m )] х К' } х 10

jп jб эп

--------------------------- (67)

Э

отп

j=m 3

[SUM В (m - m )] х (1 - К' ) х 10

р.кэ j=1 к пускj jп jб эп

дельтав = -------------------------------------------- (68)

тэ пуск кэ

Q

отп

В формулах (67) - (68):

В , B , B - нормативные значения

пускi т пускi к пускj

технологических потерь в пересчете на условное топливо при пусках

энергоблоков, турбоагрегатов и котлов, т;

n - количество пусков энергоблоков, турбоагрегатов по

i

диспетчерскому графику нагрузки;

m - количество пусков котлов по диспетчерскому графику

j

нагрузки;

К' - приблизительное значение коэффициента отнесения расхода

э

топлива энергетическими котлами на производство электроэнергии

р р ПВК

К' = Q / (Q + Q - Q ) (69)

э э э от от

5. Экономичности оборудования, находящегося в стадии освоения,

- дельтав

осв

р р i=р m m

дельтав = в {[SUM (К - К ] х альфа +

э осв эб i=1 освi п освi б iп

j=s к к -4

+ [SUM (К - К )] х альфа } х 10 (70)

j=1 освj п освj б jп

р.кэ р.кэ j=s к к

дельтав = в [SUM (К - К ] х альфа х

тэ осв тэ б j=1 освj п освj б jп

-4

х 10 , (71)

где р - количество турбоагрегатов, находившихся в стадии

освоения в базовом периоде и которые будут находиться в стадии

освоения в прогнозируемом периоде;

s - то же, котлов;

т

К - относительное увеличение удельного расхода топлива

освi

в прогнозируемом и базовом периодах вследствие пониженной

экономичности i-го турбоагрегата, находящегося в стадии освоения,

%;

к

К - то же, j-го котла, %;

освj

альфа , альфа - доля выработки электроэнергии и тепла каждым

i j

осваиваемым турбоагрегатом и котлом, %.

6. Отработанного оборудованием ресурса времени - дельтав

рес

р р т -7

дельтав = в (l х дельтатау х гамма х 10 +

э рес эб ср п раб iп

к 5 бр

+ с х дельтатау х гамма / 10 эта ) (72)

ср п раб iп кб

р.кэ р.кэ к

дельтав = в х с х дельтатау х гамма /

тэ рес тэ б ср п раб iп

5 бр

/ 10 эта ), (73)

кб

где l - средний коэффициент износа, рассчитанный исходя из

ср

значения l, равного 0,0025 для турбоагрегатов, работающих с

противодавлением и ухудшенным вакуумом, и 0,0085 - для остальных,

%/ 1000 ч;

с - средний коэффициент износа, рассчитанный исходя из

ср

значения с, равного 0,0055 - для пылеугольных котлов; 0,0035 - для

котлов, работающих на высокосернистом мазуте; 0,0015 - для котлов,

работающих на сернистом, малосернистом мазуте или газе, % / 1000

ч;

т к

дельтатау , дельтатау - средняя продолжительность работы

раб раб

турбоагрегатов и котлов за время от конца базового до конца

прогнозируемого периода, ч;

гамма , гамма - доля выработки электроэнергии

i j

турбоагрегатами и тепла энергетическими котлами, отработавшими с

начала эксплуатации более 35 тыс. ч, в общей выработке энергии

подгруппой оборудования, %;

бр

эта - коэффициент полезного действия брутто котлов, %.

к

7. Состава оборудования - дельтав

в, д

р р р р

Э (в - в ) - дельтаЭ (в - в )

р в эв эб в эд эб

дельтав = ----------------------------------- (74)

э в, д Э

п

кэ р.кэ р.кэ кэ р.кэ р.кэ

Q (в - в ) - дельтаQ (в - в )

р.кэ в тэ в тэ б д тэ д тэ б

дельтав = ----------------------------------------------, (75)

т эв, д кэ

Q

от п

кэ

где Э, Q - выработка электроэнергии, отпуск тепла

от

энергетическими котлами по подгруппе оборудования в целом, тыс.

кВт.ч, Гкал;

кэ

Э , Q - то же оборудованием, введенным в эксплуатацию от

в в

конца базового до конца прогнозируемого периода;

кэ

дельтаЭ , дельта Q - изменение выработки электроэнергии и

д д

отпуска тепла энергетическими котлами в прогнозируемом периоде по

сравнению с базовым за счет демонтажа оборудования, тыс. кВт.ч,

Гкал;

р р.кэ

в , в - удельные расходы топлива по введенному

э в тэ в

оборудованию, определенные на основе проектных данных и

приведенные к фактическим условиям работы в прогнозируемом

периоде, г/(кВт.ч), кг/Гкал;

р р.кэ

в , в - удельные расходы топлива по демонтируемому

эд тэд

оборудованию, г/(кВт.ч), кг/Гкал.

8. Графиков нагрузки оборудования (потерь тепла при

стабилизации тепловых процессов) - дельтав

стбл

р р -2

дельтав = в х (К - К ) х 10 (76)

э стбл э б ст п ст б

р.кэ р.кэ -2

дельтав = в х (К - К ) х 10 , (77)

тэ стбл тэ б ст п ст б

где К - коэффициент изменения удельного расхода топлива при

ст

стабилизации режимов, %.

34. Прогнозируемые значения нормативов удельных расходов

нр нр

топлива на электроэнергию в [г/(кВт.ч)] и тепло в

эп тэп

(кг/Гкал) рассчитываются по формулам:

нр н р э р

в = в - в х в х К (мю - мю ) / в (78)

э п э п э б э п р э п э б э б

нр н р т р

в = в - в х в х К (мю - мю ) / в (79)

т э п тэ п тэ б тэ п р т п т б тэ б

р р.кэ -2

в = [в (100 - альфа ) + в альфа ] х 10 +

т э т э ПВК ПВК ПВК

р

Э в / Q , (80)

+ тепл э от

н н

где в , в - номинальное значение удельного расхода топлива

э тэ

на электроэнергию [г/(кВт.ч)] и тепло (кг/Гкал);

э т

К , К - коэффициент резерва тепловой экономичности

р р

оборудования по отпуску электроэнергии и тепла;

мю , мю - степень использования резерва тепловой

э т

экономичности оборудования по отпуску электроэнергии и тепла.

сн(н)

1. Суммарный Э

п

сн(н) сн(н) сн(н)

Э = Э + Э (81)

п э п тэ п

сн(н) сн(н) сн

Э = (Э х Э / Э + дельтаЭ ) х

э т б п б т пуск

i=p т т -4

х [1 + SUM (К - К ) х (альфа - альфа ) х 10 ] +

i=1 осв i п осв i б i п i б

сн(н)

+ К' х дельтаЭ (82)

э к п

сн(н) сн(н) 3 кэ -сн

Э = {[Э х 10 / (Q + Q ) + SUM дельтаЭ ] x

к п к б э от б к i

-3 р кэ сн

х 10 х (Q - дельтаQ + Q ) + дельтаЭ } х

э э(отр) от п к пуск

j=s к к

х [1 + SUM (К - К ) х (альфа - альфа ) х

j=1 осв j п осв j б j п j б

-4

x 10 ], (83)

сн сн

где Э , Э - расходы электроэнергии на собственные нужды

т к

турбоагрегатов и энергетических котлов, тыс. кВт.ч;

сн сн

дельтаЭ , дельтаЭ - изменение расхода электроэнергии

т пуск к пуск

на пуски по диспетчерскому графику турбоагрегатов и котлов, тыс.

кВт.ч

сн i=п сн

дельтаЭ = SUM Э х (п - п ) (84)

т пуск i=1 т пуск i п i б i

сн j=т сн

дельтаЭ = SUM Э х (т - т ), (85)

к пуск j=1 к пуск j п i б i

сн сн

где дельтаЭ , дельтаЭ - нормативные значения

т пуск i к пуск j

технологических потерь электроэнергии при пусках турбоагрегатов и

котлов, тыс. кВт.ч;

-сн

дельтаЭ - поправки к удельному расходу электроэнергии на

к i

собственные нужды энергетических котлов на изменение значений

внешних факторов в прогнозируемом периоде по сравнению с базовым,

кВт.ч/Гкал.

сн(н)

3. На отпуск тепла Э

тэ п

сн(н) сн(н) гв

Э = Э (1 - К' ) + Э х (Q - Q ) / (Q -

тэ п к п э п пар б от от п от

гв сн(н) гв гв сн(н) 3

- Q ) + (Э - Э ) х Q / Q + (Э х 10 /

от б тепл ПВК б от п от б ПВК б

ПВК -сн ПВК -3

/ Q + SUM дельтаЭ ) х Q х 10 (86)

от б ПВК i от п

сн сн сн

Э = Э - Э - Э - Э , (87)

пар т к тепл

где Э - расход электроэнергии на насосы, используемые при

пар

подготовке обессоленной воды для восполнения невозврата конденсата

от потребителей пара, тыс. кВт.ч;

Э - расход электроэнергии на теплофикационную установку

тепл

(пиковые водогрейные котлы; сетевые, конденсатные и подпиточные

насосы; насосы, используемые для подготовки подпиточной воды),

тыс. кВт.ч;

сн

Э - расход электроэнергии на механизмы собственных нужд

ПВК

пиковых водогрейных котлов, тыс. кВт.ч;

-сн

дельтаЭ - поправки к удельному расходу электроэнергии на

ПВК

собственные нужды пиковых водогрейных котлов на изменение значений

внешних факторов в прогнозируемом периоде по сравнению с базовым,

кВт.ч/Гкал.

35. По приводимым ниже формулам рассчитываются поправки к

удельным расходам электроэнергии на собственные нужды

-сн -сн

энергетических (дельтаЭ ) и пиковых водогрейных (дельтаЭ )

к ПВК

котлов при изменении:

-сн

1. Структуры сжигаемого топлива дельтаЭ

с

-сн i=m -сн -сн -2

дельтаЭ = SUM [(Э - Э ) х (бета - бета )] х 10

к с i=1 к i к о i п i б

(88)

-сн -сн -сн

дельтаЭ = [(Э - Э ) х (бета -

ПВК с ПВК м ПВК г ПВК г б

-2

- бета )] х 10 , (89)

ПВК г п

-сн -сн

где Э , Э - удельный расход электроэнергии на

к о к i

собственные нужды энергетических котлов при работе на основном

и каждом из других видов сжигаемого топлива, кВт.ч/Гкал;

-сн -сн

Э , Э - удельный расход электроэнергии на

ПКВ м ПВК г

собственные нужды пиковых водогрейных котлов при работе на

мазуте и газе, кВт.ч/Гкал.

-сн j=1 -сн р р

дельтаЭ = SUM дельтаЭ х (Q - Q ) х

к кач j=1 к кач j н j б н j п

-4

х бета х 10 , (90)

j п

-сн

где дельтаЭ - изменение удельного расхода

к кач j

электроэнергии на собственные нужды энергетических котлов

(кВт.ч/Гкал) при изменении теплоты сгорания j-ой марки твердого

топлива на 100 ккал/кг.

-сн

Ниже приводятся укрупненные значения дельтаЭ

к кач j

───────────────┬───────────┬────────────┬────────────┬────────────

Уголь │ АШ │ Тощий │ Бурый │ Каменный

───────────────┼───────────┼────────────┼────────────┼────────────

-сн │ │ │ │

дельтаЭ │ 0,90 │ 0,25 │ 0,70 │ 1,0

к кач j│ │ │ │

───────────────┴───────────┴────────────┴────────────┴────────────