Районная электрическая сеть. 3

Министерство образования  Российской федерации                      

 

Тольяттинский государственный  университет

 

Кафедра “Электроснабжение и электротехника”

 

 

 

 Расчетно-пояснительная  записка к курсовому проекту  по дисциплине

”Электроэнергетика, часть 1.”

 

Тема проекта

“ Районная электрическая  сеть”

 

 

 

 

 

 

Студент: Зверинцев И. С.

 

                                             Группа: ЭC-301

                                                         

Руководитель: Елгин А.А.

                                                                

 

 

 

 

 

 

Тольятти 2009

 

 

 

 

Содержание

 

1.Введение

2. Баланс мощности  в проектируемой сети, расчет  мощности компенсирующих устройств

3.Совместный выбор  схемы, номинального напряжения  и номинальных параметров линии  и трансформаторов проектируемой сети

4.Расчет основных режимов  работы проектируемой электрической  сети

5.Регулирование напряжения

6.Технико-экономические  показатели сети

Заключение

Литература

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Аннотация

В данном курсовом проекте  разработана электрическая схема электроснабжения пяти пунктов потребления электроэнергии от электростанции, которая входит в состав энергетической системы. Активная мощность электростанции достаточна для электроснабжения заданного района.

Проведено технико-экономическое  обоснование выбранной схемы электроснабжения и проведен расчет ее при характерных режимах.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1. Введение

Энергетика обеспечивает электроэнергией и теплом промышленные предприятия, сельское хозяйство, транспорт, коммунально-бытовые нужды городов, рабочих и сельских поселков.

Электрификация страны предусматривает сооружение электростанций, электрических сетей и установок  для потребления электроэнергии.

Производство электроэнергии на тепловых, гидравлических и атомных  электростанциях страны ежегодно возрастает.

Цель проекта - разработать  вариант районной электрической  сети. Оптимальный вариант проекта  должен соответствовать наименьшим затратам при строительстве, монтаже  электротехнических устройств, наибольшему  удобству и надежности при эксплуатации обеспечивая надлежащее качество электроэнергии и минимум расходов.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2. Баланс мощности  в проектируемой сети, расчет  мощности компенсирующих устройств.

Потребление активной мощности  в проектируемой сети рассматривается  для периода наибольших нагрузок.

Расчет баланса реактивной мощности проектируемой районной сети преследует цель определения мощности и мест установки компенсирующих устройств.

При выборе компенсирующих устройств, устанавливаемых в распределительных  сетях приемных пунктов, исходными являются следующие данные:

- расчетные активные и реактивные  нагрузки потребителей 6-10 кВ в  часы наибольшей (P_макс, Q_макс ) и наименьшей (P_макс, Q_мин ) адекватной нагрузки энергосистемы;

-  P_макс соответствует величине указанной в задании (P_макс =P_н );

- Q_эмакс, Q_эмин – заданные энергосистемой входные величины реактивной мощности.

 

Пункт а.

P_{a макс}=32 МВт                   P_aмин=32·0.5=16 МВт

tg φ_a=0,538                         

tg φ_э=0.3- оптимальный тангенс угла, соответствующий установленным приемному пункту условиям получения от энергосистемы мощности P_макс и Q_макс

Q_{a макс}=P_aмакс ·tg φ_a=32·0,538=17,219 МВар

Q_{a мин}=Q_{a макс} ·0.5= 17,219 ·0.5=8,6096 МВар

Q_эмакс и Q_эмин определяются по максимальным и минимальным активным нагрузкам:

Q_{эмакс а}=P_{a макс} ·tg φ_э=32·0.3=9,6 МВар

Q_{эмин а}=P_{a мин} ·tg φ_э=16·0.3=4,8 МВар

Необходимая мощность компенсирующих устройств приемного пункта с  учетом резерва:

Q_{кумакс a}=1.1·Q_{а макс}-Q_{эмакс а}=1.1·17,219-9,6=9,341 МВар

Q_{кумин a}=Q_{а мин}-Q_{эмин а}=8,6096 -4,8 =3,8096 МВар

По результатам расчетов выбираем для данного пункта КУ типа КСА 0.66-40 с установленной мощностью 10.6 МВар в количестве 1 штука.

 Q’_{кумакс а}=10.6 МВар

Расчетная полная мощность для приемного пункта:

S’_а=P_{а макс}+j(Q_{а макс}-Q’_{кумакс а})=32+j(17,219-10,6)=32+j6,619 МВА

 

Пункт в:

P_{в макс}=25 МВт                   P_{в мин}=25·0.5=12,5 МВт

tg φ_в=0.559                        

tg φ_э = 0,3 - оптимальный тангенс угла, соответствующий установленным приемному пункту условиям получения от энергосистемы мощности P_макс и Q_макс

Q_{в макс}=P_{в макс} ·tg φ_в=25·0.559=13,975 МВар

Q_{в мин}=Q_{в макс} ·0.5=13,975·0.5=6,9875 МВар

Q_эмакс и Q_эмин определяются по максимальным и минимальным активным нагрузкам:

Q_{эмакс в}=P_{в макс} ·tg φ_э=25·0,3=7,5 МВар

Q_{эмин в}=P_{в мин} ·tg φ_э=12,5·0,3=3,75 МВар

Необходимая мощность компенсирующих устройств приемного пункта с  учетом резерва:

Q_{кумакс в}=1.1·Q_{в макс}-Q_{эмакс в}=1,1·13,975-7,5=7,8725 МВар

Q_{кумин в}=Q_{в мин}-Q_{эмин в}=6,9875-3,75=3,2375 МBар

По результатам расчетов выбираем для данного пункта КУ типа КСА 0.66-20 с установленной мощностью 5,3 МВар в количестве 1 штука.

 Q’_{кумакс в}=5,3 МВар

Расчетная полная мощность для приемного пункта:

S’_в=P_вмакс+j(Q_вмакс-Q_{кумакс в})=25+j(13,975-5,3)=25+j8,375 МВА

 

Пункт г:

P_{г макс}=10 МВт                   P_{г мин}=10·0.5=5 МВт

tg φ_г=0,6446                         

tg φ_э = 0,3 - оптимальный тангенс угла, соответствующий установленным приемному пункту условиям получения от энергосистемы мощности P_макс и Q_макс

Q_{г макс}=P_{г макс} ·tg φ_г=10·0,6446=6,446 МВар

Q_{г мин}=Q_{г макс} ·05=6,446·0.5=3,223 МВар

Q_эмакс и Q_эмин определяются по максимальным и минимальным активным нагрузкам:

Q_{эмакс г}=P_{г макс} ·tg φ_э=10·0.3=3 МВар

Q_{эмин г}=P_{г мин} ·tg φ_э=5·0,3=1,5 МВар

Необходимая мощность компенсирующих устройств приемного пункта с  учетом резерва:

Q_{кумакс г}=1,1·Q_{г макс}-Q_{эмакс г}=1.1·6,446-3=4,0906 МВар

Q_{кумин г}=Q_{г мин}-Q_{эмин г}=3,223-1,5=1,723 МBар

По результатам расчетов выбираем для данного пункта КУ типа КСА 0,66-20 с установленной мощностью 5,3 МВар в количестве 1 штука.

 Q’_{кумакс г}=5,3 МВар

Расчетная полная мощность для приемного пункта:

S’_г=P_{г макс}+j(Q_{г макс}-Q’_{кумакс г})=10+j(6,446-5,3)=10+j1,146МВА

 

Пункт д:

P_{д макс}=32 МВт                   P_{д мин}=32·0.5=16 МВт

tg φ_д=0,7349                         

tg φ_э = 0,3 - оптимальный тангенс угла, соответствующий установленным приемному пункту условиям получения от энергосистемы мощности P_макс и Q_макс

Q_{д макс}=P_{д макс} ·tg φ_д=32·0,7349=23,5168 МВар

Q_{д мин}=Q_{д макс} ·0.5=23,5168·0.5=11,7584 МВар

Q_эмакс и Q_эмин определяются по максимальным и минимальным активным нагрузкам:

Q_{эмакс д}=P_{д макс} ·tg φ_э=32·0.3=9,6 МВар

Q_{эмин д}=P_{д мин} ·tg φ_э=16·0.3=4,8 МВар

Необходимая мощность компенсирующих устройств приемного пункта с  учетом резерва:

Q_{кумакс д}=1.1·Q_{д макс}-Q_{эмакс д}=1.1·23,5168-4,8=16,2685 МВар

Q_{кумин д}=Q_{д мин}-Q_эмин=11,7584-4,8=6,9584 МBар

По результатам расчетов выбираем для данного пункта КУ типа КСА 0.66-20 с установленной мощностью 5,3 МВар в количестве 3 штуки.

 Q’_{кумакс  д}=5,3·3=15,9 МВар

Расчетная полная мощность для приемного пункта:

S’_д=P_{д макс}+j(Q_{д макс}-Q_{кумакс д})=32+j(23,5168-16,2685)=32+7,6168 МВА

 

 

 

Пункт е.

P_{е макс}=24 МВт                   P_{е мин}=24·0.5=12 МВт

tg φ_е=0,5381                         

tg φ_э=0.3- оптимальный тангенс угла, соответствующий установленным приемному пункту условиям получения от энергосистемы мощности P_макс и Q_макс

Q _{е макс}=P_{е макс} ·tg φ_е=24·0,5381=12,9144 МВар

Q_{е мин}=Q_{е макс} ·0.5= 12,9144 ·0.5=6,4572 МВар

Q_эмакс и Q_эмин определяются по максимальным и минимальным активным нагрузкам:

Q_{эмакс е}=P_{е макс} ·tg φ_э=24·0.3=7,2 МВар

Q_{эмин е}=P_{е мин} ·tg φ_э=12·0.3=3,6 МВар

Необходимая мощность компенсирующих устройств приемного пункта с  учетом резерва:

Q_{кумакс е}=1.1·Q_{е макс}-Q_{эмакс е}=1.1·12,9144-7.2=7,0058 МВар

Q_{кумин е}=Q_{е мин}-Q_{эмин е}=6,4572 -3,6 =2,8572 МВар

По результатам расчетов выбираем для данного пункта КУ типа КСА 0.66-20 с установленной мощностью 5,3 МВар в количестве 1 штук.

 Q’_{кумакс е}=5,3 МВар

Расчетная полная мощность для приемного пункта:

S’_е =P_{е макс}+j(Q_{е макс}-Q_{кумакс е})=24+j(12,9144-7,2)=24+j7,6144 МВА

 

 

3. Совместный  выбор схемы, номинального напряжения, номинальных параметров линии и трансформаторов проектируемой сети.

3.1 Составление  вариантов цепи

Составляем 5 вариантов цепи

Требования:

1) Передача электроэнергии  от источника питания сети  до приемных подстанций должна  осуществляться по возможно кратчайшему пути;

2) На приемных подстанциях  применяются упрощенные схемы  ОРУ;

3) Электроснабжение пунктов,  в которых есть потребители I категории должно осуществляться не менее чем по 2-м линиям;

4) Выключатели устанавливаются  только в начале линии у  источника питания;

5) Длина трассы линии  увеличивается на 5-10 % за счет  неровностей рельефа, и обхода  естественных и искусственных  препятствий, по  ходу линии.  Она определяется: l_т=l_см·m·1.05,           где         l_см – длина трассы линии на плане в см,

 m- масштаб линии

суммарная длина трассы, линии:

l_T∑=∑l_Ti

l_T∑=∑l_Ti⁽¹⁾ +2·∑l_Ti⁽²⁾

 

 

Вариант 1

 

    

    

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Вариант 2

    

    

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Вариант 3

    

    

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Вариант 4

                 

    

    

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Вариант 5

    

    

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Таблица 1

Вариант	I	II	III	IV	V
	8	6	5	4	4
	331,8	288,96	262,08	240,24	241,84
	545,16	459,48	432,6	410,76	424,04

 

По минимуму расхода  оборудования для дальнейшего рассмотрения остаются варианты IV и V.

 

3.2 Выбор сечения линий

Для каждого из оставшихся вариантов определяется потокораспределение  мощностей по линиям.

Для выяснения какому из номинальных напряжений (35, 110, 220 кВ) соответствуют варианты схемы  сети проводим пробный расчет сечений проводов линии, причем наиболее загруженную линию при напряжении 35 кВ, а наименее загруженную при - 220 кВ.

[мм2] ,где S_j – полная мощность, протекающая по одной линии в данном направлении или по одной цепи двухцепной линии.

U_н – номинальное напряжение сети;

j_эк – экономическая плотность тока.

j_эк=1 [А/мм2] (справочная литература)

Вариант 4

- Самая загруженная  линия Б-а

 

 мм²

 

Сечение линии значительно  больше рекомендованного (АС-35 – АС-300), поэтому:

 мм²   

 

- Наименее загруженная линия  а-г

 мм²

Сечение линии значительно меньше рекомендованного (АС-240 – АС-400), поэтому:

 мм²

 

- Все сечения линии выбираются  на напряжение 110 кВ

 мм²

 

 мм²

 

 мм²

 

 мм²

 

мм²

 

мм²

 

 мм²

 

 мм²   

 

По данным расчетов составляем таблицу, где записываем выбранные стандартные сечения, сопротивления, активное и реактивное.

 

Таблица 2

	АС,мм2	r0, Ом/км	x0, Ом/км	в0, Ом/км	l, км	r, Ом	х, Ом
Б-аI	300	0.108	0.389	2.87	47.88	5.171	18.6253
Б-аII	120	0,270	0,423	2,69	45,36	12,2472	19,1873
а-2	185	0.170	0.409	2,82	31.08	5.2836	12.7117
2-г	70	0.460	0.440	2,58	17,64	8,1144	7,7616
2-в	150	0.210	0.416	2.74	47,04	9,8784	19,5686
Б-д	95	0.330	0.429	2.65	78,96	26,0568	33,8738
Б-1	240	0.130	0.390	2.85	44,52	5,7876	17,3628
1-е	150	0.210	0.416	2.74	22,68	4,7628	9,4349
1-д	95	0.330	0.429	2.65	34,44	11,3652	14,7748
а-г	70	0.460	0.440	2,58	49,56	22,7976	21,8064

Вариант 5

- Самая загруженная линия Б-3I

 

 мм²

Сечение линии значительно  больше рекомендованного (АС-35 – АС-150), поэтому:

 мм²   

 

- Наименее загруженная линия 2-г

 

 мм²

Сечение линии значительно меньше рекомендованного (АС-240 – АС-400), поэтому:

 мм²

 

- Все сечения линии  выбираются на напряжение 110 кВ

                      мм²

 

 мм²

 

 мм²

 

 мм²

 

 мм²

 

 мм²

 

 мм²

 

 

По данным расчетов составляем таблицу, где записываем выбранные стандартные сечения, сопротивления, активное и реактивное.

Таблица 3

	АС,мм2	r0, Ом/км	x0, Ом/км	в0, Ом/км	l, км	r, Ом	х, Ом
Б-3I	300	0.108	0.389	2.87	48.72	5.2618	18.9521
Б-3II	120	0.270	0.423	2.69	46.2	12.474	19.5426
3-2	185	0.170	0.409	2.82	15.96	2.7132	6.5276
2-г	70	0.460	0.440	2.58	30.24	13.9104	13.3056
2-в	150	0.210	0.409	2.74	37.8	7.938	15.7248
3-аI	95	0.330	0.429	2.65	23.52	7.7616	10.0901
а-3II	95	0.330	0.429	2.65	14.28	4.7124	6.1261
3-г	70	0.460	0.440	2.58	43.68	20.0928	19.2192
Б-д	95	0.330	0.429	2.65	78.96	26.0568	33.8738
Б-1	240	0.130	0.390	2.85	44.52	5.7876	17.3628
1-е	150	0.210	0.409	2.74	22.68	4.7628	9.4349
1-д	95	0.330	0.429	2.65	34.44	11.3652	14.7748

 

 

3.3 Сравнение вариантов по потерям напряжения

Потери напряжения в j-ой линии

     

,где l_j-длина линии

P_j, Q_j – активная и реактивная мощности, протекающие по линии;

r_0j, x_0j – погонное активное и реактивное сопротивление линии

Лучшими считаются варианты, у которых меньше потери напряжения от источника питания до наиболее удаленного приемного пункта.

 

 

Нормальный  режим

15 % от 110 кВ = 16.5 кВ.

Вариант 4

кВ      ∆U_Б-аI =2,3 %

 кВ         ∆U_а-2=2,25 %

кB      ∆U_2-г=0,37 %

        ∆U_а-г=1.05%

кВ     ∆U_2-в=3.4%

кВ          ∆U_Б-д=4,5 %

кB      ∆U_Б-1=3,55 %

    ∆U_1-е=1,54 %

     ∆U_1-д=1,97 %

   ∆U_Б-аII=2.74 %

∆U_Бде = 12,7277кВ =  11,57 %

∆U_Багв= 13,3307кВ = 12,12 %

     Вариант 5

кВ     ∆U_Б-3I=3.9 %

  кВ      ∆U_Б-3II=2.75 %

  кВ              ∆U_3-аI=1.3%

  кВ              ∆U_в-г=0.79 %

  кВ         ∆U_3-2=1,15 %             

  кВ            ∆U_3-г=0,92 %

  кВ            ∆U_2-г=0,64 %

  кВ            ∆U_2-в=2,73 %

  кВ            ∆U_Б-д=4,51 %

  кВ            ∆U_Б-1=3,55 %

  кВ            ∆U_1-е=1,54 %

  кВ            ∆U_1-д=1,96 %

 

 

∆U_Бде = 12,7277 кВ = 11,57 %

∆U_Багв = 15,635 кВ = 14,21 %

 

Варианты IV и V пригодны для дальнейшего рассмотрения.

 

Послеаварийный  режим

20 % от 110 кВ=22 кВ

Вариант 4

Обрыв линии а-1

∆U_а-1=2.47 кВ                                   ∆U_а-1=2.25 %

Обрыв линии в-4

∆U_в-4=4.99 кВ                                  ∆U_в-4=4.54 %

Обрыв линии 4-б

∆U_4-б=2.48 кВ                                  ∆U_В-б=2.25 %

Обрыв линии 1-4

∆U_1-4=1.48 кВ                                 ∆U_1-4=1.35 %

Обрыв линии Д-1

∆U_Д-1=7.04 кВ                                 ∆U_Д-1=6.4 %

Обрыв линии Д-г

∆U_Д-5=4.33 кВ                                   ∆U_Д-5=3.94 %

∆U_5-г=2.71 кВ                                   ∆U_5-г=2.46 %

∆U_Д-г=∆U_Д-5+∆U_5-г =7.04 кВ          ∆U_Д-г=6.4 %

 

 

Вариант 6

Обрыв линии Д-1

∆U_Д-1=5.88 кВ                                    ∆U_Д-1=5.35 %

Обрыв линии Д-в

∆U_Д-в=8.6 кВ                                   ∆U_Д-в=7.8 %

               Варианты 4 и 6 пригодны для дальнейшего рассмотрения.

 

3.4 Проверка вариантов схем по допустимому нагреву I_доп

Вариант 4

Наиболее загруженный  участок 

Д-5,         АС – 185     I_доп=510А

< I_доп

Наименее загруженный  участок

4-б,         АС-70         I_доп=265 А  

< I_доп

Вариант 6

Наиболее загруженный  участок 

Д-в,        АС –150    I_доп=445 А

< I_доп

Наименее загруженный  участок

1-б,         АС-70          I_доп=265 А  

< I_доп

По допустимому нагреву Iдоп варианты соответствуют нормам.

 

 

 

 

 

3.5 Технико-экономическое сравнение вариантов схемы сети по приведенным затратам

 

Определение мощности и  типа трансформатора с учетом 40% перегрузки

S_Тi=

где  S_j – полная мощность подстанции.

 

S_Та=   МВА                   ТДН-16000/110

S_Тб=   МВА                  ТДН-10000/110

S_Тв=   МВА                  ТРДН-25000/110

S_Тг=   МВА                    ТДН-16000/110

S_Те=   МВА                  ТРДН-25000/110

 

Расчет приведенных затрат.

Количество выключателей на стороне низкого напряжения подстанции:

n_в=n_вф+n_вс+n_вр+n_вв,

где  n_вф – число фидерных выключателей;

n_вс – число секционных выключателей;

n_вр – число резервных выключателей;

n_вв – число вводных выключателей.

 

П/ст а:

n_вф=      n_вс=1     n_вр=2     n_вв=2     n_вку=2     n_в=13

П/ст б:

n_вф=      n_вс=1     n_вр=2     n_вв=2     n_вку=1     n_в=9

 

П/ст в:

n_вф=      n_вс=2     n_вр=4     n_вв=4     n_вку=2     n_в=21

П/ст г:

n_вф=      n_вс=1     n_вр=2     n_вв=2     n_вку=2     n_в=13

П/ст е:

n_вф=      n_вс=2     n_вр=4     n_вв=4     n_вку=2     n_в=21

n_∑в=77

 

Вариант 4

Капиталовложения в  линии сети

К_л=∑К_олi∙l_i,

где – расчетная стоимость одного километра одноцепной или двухцепной линии;

l_i – длина трассы одноцепной или двухцепной линии, в км.

Выбираем железобетонные одноцепные и двуцепные с подвеской  обеих цепей, район по гололеду II.

К_{ол Б-а}=К_Б-а∙l_i=18,8·47,88=900,14 тыс.руб

К_{ол а-г}=К_а-г∙l_i=16.4·26,88=440,83 тыс.руб

К_{ол 2-г}=К _2-г ∙l_i=13,9·18,48=256,87 тыс.руб.

К_{ол Б-1}=К _Б-1∙l_i=17,7·44,52=788,01 тыс.руб.

К_{ол 1-д}=К _1-д ∙l_i=14.3·34,44=492,49 тыс.руб.

К_{ол 1-е}=К _1-е∙l_i=9·23,52=211,68 тыс.руб.

∑К_л=900,14+440,83+256,87+415,8+788,01+492,49+211,68 =3505,82тыс.руб

 

Суммарная расчетная  стоимость трансформаторов всех подстанций района:

К_т=∑К_тi∙n_i,=(100+88+64+100+88)=880 тыс. руб,

где К_тi – расчетная стоимость одного трансформатора данной мощности;

n_i – количество трансформаторов этой мощности.

Суммарная расчетная  стоимость открытых распределительных  устройств подстанций приемных пунктов:

К_ору=∑К_оруi∙n_i=19+24+24+19+29=115 тыс. руб.,

где К_оруi – расчетная стоимость ОРУ подстанций данной схемы;

n_i - количество ОРУ этой схемы.

Расчетная стоимость  закрытых распределительных устройств:

К_зру=К_вно∙(n_ф∑+n_с∑+n_вв∑+n_р∑+n_ку∑)=2.5·62=155 тыс.руб,

где К_вно – расчетная стоимость ячейки с выключателем;

n_ф∑, n_с∑, n_вв∑, n_р∑, n_ку∑ - количество фидерных, секционных, вводных, резервных, установок КУ выключателей в ЗРУ 6-10 кВ приемных подстанций.

Расчетная стоимость  конденсаторных установок:

К_ку=∑К_куоi∙n_i=79+57+57+153+57=403 тыс. руб.,

где К_куоi – расчетная стоимость конденсатроной установки данной мощности;

n_i - количесво конденсатроных установок этой мощности.

Расчетная стоимость  высоковольтных выключателей:

К_в=К_вво∙m_вв∑=32∙4=128 тыс. руб.

где    К_вво – расчетная стоимость высоковольтного выключателя 110 кВ;

m_вв∑ - количество высоковольтных выключателей в схеме.

Постоянные затраты:

К_пост=К_постi∙n_i=130∙5=650 тыс. руб.,

где К_постi - расчетные постоянные затраты на одну подстанцию, которые учитывают затраты на здания, дороги, ограждения и прочее.

n – число подстанций  в проектируемой сети.

Капиталовложения в  подстанции:

К_п=К_т+К_ору+К_зру+К_ку+К_в+К_пост=880+115+155+403+128+650=2331 тыс. руб.

Cуммарные годовые эксплуатационные издержки:

К_∑=К_л+К_п=3505,82+2331=5848,82 тыс. руб.

 

Потери электроэнергии в линии:

 МВт·ч

 МВт·ч

 МВт·ч

 МВт·ч

 МВт·ч

 МВт·ч

 МВт·ч

 МВт·ч

 кВт·ч

 кВт·ч

Годовые эксплуатационные издержки: