Известия Российской академии наук. Энергетика, 2024, № 4
научный журнал
Покупка
Новинка
Тематика:
Энергетика
Издательство:
Наименование: Известия Российской академии наук Энергетика
Год издания: 2024
Кол-во страниц: 144
Дополнительно
Доступ онлайн
4 188 ₽
В корзину
Тематика:
ББК:
УДК:
ОКСО:
ГРНТИ:
Скопировать запись
Фрагмент текстового слоя документа размещен для индексирующих роботов
Известия Российской академии наук
ЭНЕРГЕТИКА
№ 2024 ƷǭǚǫωƯǑǒǢǠǡ
Основан в 1963 г.
Выходит 6 раз в год
Жуpнал издается под pуководcтвом
Отделения энергетики, машиностроения, механики и процессов управления
РАН
Главный редактор
академик В.А. Стенников
Редакционная коллегия
Зам. гл. редактора член-корр. П.А. Бутырин,
академик С.В. Алексеенко, академик АН РУз, Ташкентский
государственный технический университет им. Ислама Каримова,
К.Р. Аллаев,
академик АНМ, Улан-Батор, Монголия, Батмунх Сэрээтэрийн,
член-корр. А.Ю. Вараксин, академик Э.П. Волков,
докт. техн. наук, Азербайджанский технический университет, Г.Б. Гулиев,
член-корр. А.В. Дедов, академик Ю.Г. Драгунов,
докт. физ.-мат. наук А.М. Карташов, докт. техн. наук А.В. Кейко,
академик А.В. Клименко, академик А.А. Макаров,
академик Д.М. Маркович, академик НАН Беларуси А.А. Михалевич,
профессор, КНР, Панг Чангвей, член-корр. Ю.К. Петреня,
докт. техн. наук С.В. Подковальников, докт. техн. наук С.М. Сендеров,
докт. техн. наук, Институт энергетики, Вьетнам, Тран Ки Фук,
академик С.П. Филиппов, член-корр. Л.И. Чубарева
Отв. секретарь канд. техн. наук А.В. Михеев
e-mail: izvestiyaranenergetika@mail.ru
Москва
ФГБУ «Издательство «Наука»
© Российская академия наук, 2024
© Редколлегия журнала «Известия РАН.
Энергетика», (составитель), 2024
ИЗВЕСТИЯ РАН. ЭНЕРГЕТИКА № 4, 2024 С О Д Е Р Ж А Н И Е Обеспечение балансовой надежности при планировании развития электроэнергетических систем: методическое, информационное и нормативно-правовое наполнение Ю. Я. Чукреев, М. Ю. Чукреев 3 Определение мест повреждений на воздушных линиях электропередачи с применением многогипотезного последовательного анализа и алгоритма Армитажа А. Л. Куликов, П. В. Илюшин, А. А. Лоскутов 19 Особенности управления электропотреблением в сложных производственных системах Б. В. Папков, П. В. Илюшин, А. Л. Куликов 36 Влияние прогнозируемых условий развития электроэнергетики на региональные различия в стоимости электроэнергии Д. Ю. Кононов 51 Усовершенствованная методика расчета выгорания топлива в пылеугольных топках Е. А. Бойко, С. В. Пачковский, К. В. Лебедев 64 Расчетное исследование конвективного переноса тепла между активной зоной и парогенератором ВВЭР при тяжелой аварии с потерей теплоотвода ко второму контуру К. С. Долганов, А. A. Крутиков, А. В. Николаева 88
C O N T E N T S Ensuring balance reliability in planning the development of electric power systems: methodological, informational and regulatory content Yu. Iy. Chukreev, M. Yu. Chukreev 3 Fault location on overhead power lines using multi-hypothesis sequential analysis and the Armitage algorithm A. L. Kulikov, P. V. Ilyushin, A. A. Loskutov 19 Features of power consumption management in complex production systems B. V. Papkov, P. V. Ilyushin, A. L. Kulikov 36 The effect of projected conditions of expansion planning in the electric power industry on regional disparities in the cost of electricity D. Yu. Kononov 51 Improved method for calculating fuel burnout in pulverized coal furnaces E. A. Boyko, S. V. Pachkovsky, K. V. Lebedev 64 Numerical study of convective heat transfer between core and steam generator in severe accident with loss of heat removal to secondary side of VVER reactors K. S. Dolganov, A. A. Krutikov, A. V. Nikolaeva 88
ИЗВЕСТИЯ РАН. ЭНЕРГЕТИКА 2024, № 4, с. 3–18 УДК 621.311.019.3 ОБЕСПЕЧЕНИЕ БАЛАНСОВОЙ НАДЕЖНОСТИ ПРИ ПЛАНИРОВАНИИ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ: МЕТОДИЧЕСКОЕ, ИНФОРМАЦИОННОЕ И НОРМАТИВНО-ПРАВОВОЕ НАПОЛНЕНИЕ © 2024 г. Ю. Я. Чукреев*, М. Ю. Чукреев Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Федерального исследовательского центра «Коми научного центра Уральского отделения Российской академии наук», Сыктывкар, Россия *e-mail: chukreev@iespn.komisc.ru Поступила в редакцию 22.02.2024 г. После доработки 16.09.2024 г. Принята к публикации 20.09.2024 г. Рассмотрены этапы совершенствования методического и модельного обеспечения задачи балансовой надежности электроэнергетических систем за последние годы с позиций обоснования уровней резервирования. Приводятся анализ разработанных и утвержденных Минэнерго РФ новых методических указаний по проектированию развития энергосистем и возможное влияние их применения на принимаемые решения в современных условиях. Ключевые слова: прогнозирование развития энергосистем, балансовая надежность, методические указания, резерв мощности DOI: 10.31857/S0002331024040015 ВВЕДЕНИЕ Планированию развития электроэнергетических систем (ЭЭС) во все времена уделялось должное внимание. К 90-м годам прошлого столетия была реализована иерархическая система, в рамках которой разрабатывалась стратегия развития генерирующих источников и линий электропередачи на перспективу от 5 до 20 лет. Методы, реализованные в программных разработках, позволяли решать задачи, связанные с управлением развития ЕЭС бывшего СССР. Решение задач прогнозирования потребности в электрической энергии и мощности; оптимизации перспективного развития генерирующих мощностей и основной электрической сети и сегодня используют накопленный ранее опыт. К сожалению, этого нельзя сказать о решении задачи балансовой надежности ЭЭС, являющейся неотъемлемой частью эффективного развития отрасли. Под балансовой надежностью в задаче управления развитием ЭЭС понимается ее способность обеспечивать спрос на электроэнергию и мощность потребителей
Ю. Я. ЧУКРЕЕВ, М. Ю. ЧУКРЕЕВ в пределах заданных ограничений на поставки энергоресурсов с учетом запланированных и незапланированных перерывов в работе ее элементов. Важно отметить, что к задачам балансовой надежности относятся лишь те, решение которых связано с необходимостью учета отказов системы из-за аварийных повреждений оборудования и случайных отклонений нагрузок, вызванных в основном температурным фактором. Отличие балансовой надежности от других (режимной, структурной) состоит в том, что случайные состояния, вызванные незапланированными перерывами, могут продолжаться несколько десятков суток (внеплановый ремонт оборудования). При этом глубина возможного дефицита мощности может достигать значительных величин (десятки ГВт), когда несколько крупных генераторов выходят в аварийный ремонт. Примером может служить авария на Саяно-Шушенской ГЭС. В разделе «Методические основы исследования балансовой надежности электроэнергетических систем» монографии [1], подготовленной по итогам работы семинара по методическим вопросам надежности больших систем энергетики отмечалось, что в силу известных причин задача балансовой надежности в нашей стране с 1990 по 2010 годы практически не развивалась. В монографии был приведен анализ имеющихся в нашей стране и за рубежом подходов к решению задачи оценки показателей балансовой надежности и ее синтеза, а также сущность критериев принятия управленческих решений по обоснованию планируемых величин резервов мощности. На основании этого анализа были выявлены проблемные вопросы применительно к условиям перехода от централизованной системы управления к новой парадигме многостороннего процесса в условиях цифровизации, многокритериальности и множественности интересов. В основном они сводились к следующему: – формирование вероятностных показателей периодичности и про дол жительности отдельных видов ремонтов (капитальных, средних, текущих и аварийных) для серийно выпускаемого оборудования; – формирование вероятностных характеристик изменения нагрузки, вызванных в основном температурным фактором; – обоснование под новые условия управления отраслью критериев принятия управленческих решений с позиций обеспечения балансовой надежности; – формирование моделей расчетной схемы ЕЭС России для исследования различных задач балансовой надежности. В представленном ниже материале авторы позволили себе провести краткий анализ новых методических наработок за последнее время (примерно с 2010 г.) с позиций их применения для обеспечения балансовой надежности ЕЭС России. В этом направлении приведен критический анализ утвержденных Минэнерго России в конце 2022 г. Методических указаний по проектированию развития энергосистем (далее МУ) [2] и возможных последствиях их применения. СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ МЕТОДИЧЕСКОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ ЗАДАЧИ БАЛАНСОВОЙ НАДЕЖНОСТИ Снижение интереса к задаче обеспечения балансовой надежности в период 90-х го дов прошлого столетия и до 2010 г. в нашей стране в первую очередь можно объяснить резким снижением электропотребления (в разных регионах от 10 до
ОБЕСПЕЧЕНИЕ БАЛАНСОВОЙ НАДЕЖНОСТИ 5 40%) и, конечно, реформированием отрасли со всеми вытекающими из этого последствиями. Толчком для дальнейшего развития исследований в области обеспечения балансовой надежности послужило Постановление Правительства РФ № 11721 в части проведения процедуры долгосрочных конкурентных отборов мощности. Эта процедура ориентирована на определение оплачиваемой генерирующей мощности на оптовом рынке, т.е. на выявление неэффективных генераторов. Этот процесс в значительной степени зависел от параметра спроса на мощность в планируемых на перспективный период балансах мощности. Участвующие в процедуре долгосрочных конкурентных отборов мощности и не прошедшие отбор генерирующие источники не подлежали оплате и, при согласовании с Минэнерго России, могли быть демонтированы. Первая попытка, направленная на формирование новых подходов к обоснованию уровня нормативного резерва мощности, являющегося одной из составных частей величины спроса на мощность, была предпринята СО ЕЭС в 2011 г., т.е. сразу после отмеченного выше Постановления. И это не случайно, т.к. СО ЕЭС в соответствии с законом «Об электроэнергетике» был ответственным за обеспечение надежности электроснабжения потребителей. Институту «Энергосетьпроект» была заказана НИР2 по совершенствованию разработанных ими же, но устаревших методических рекомендаций (МР) по проектированию развития энергосистем 2003 г. [3]. По прошествии времени (более 10 лет) можно констатировать, что выполнение такой работы было преждевременным. И связано это в первую очередь с информационной несостоятельностью после более чем десятилетнего периода застоя в области исследований балансовой надежности. За этот период существенно изменились условия функционирования генерирующего оборудования, изменились возможности представления перспективных режимов электропотребления, подходы к формированию моделей расчетной схемы ЕЭС России. Поэтому неудивительно, что полученные при содействии нашего Института процентные величины нормативного резерва генерирующей мощности (столбец 2, табл. 1) в незначительной степени отличались от показателей, полученных в МР 2003 г. (столбец 6, табл. 1). Это же можно сказать и о результатах, скорректированных Институтом Энергосетьпроект (столбец 3). Следующий столбец отражает веяния нового времени в отношении ремонтного резерва, привнесенные Заказчиком работы. И, наконец, 5-й столбец некое компромиссное решение, представленное Заказчиком работы для утверждения в Минэнерго России. По причинам, обозначенным выше (информационное наполнение и необоснованное завышение ремонтной составляющей резерва), разработанные МУ не были утверждены. С 2012 по 2014 гг. по заданию СО ЕЭС были проведены исследования задачи балансовой надежности и в большей степени только одной ее составляющей – задачи оценки ее показателей. По большому счету в них была предпринята попытка решения проблем, поставленных в упомянутой монографии [1] и приведенных во 1 Постановление Правительства РФ № 1172 от 27.12.2010 (ред. от 19.01.2018) «Об утверждении Правил оптового рынка электрической энергии и мощности и о внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации по вопросам организации функционирования оптового рынка электрической энергии и мощности». 2 Методические указания по проектированию развития энергосистем / ОАО «Институт «Энергосетьпроект», 2011 г., одобрены НП «НТС ЕЭС» Секция. «Техническое регулирование в электроэнергетике», 20 июля 2012 г., не утверждены Минэнерго России.
Ю. Я. ЧУКРЕЕВ, М. Ю. ЧУКРЕЕВ введении настоящей статьи. Напомним, что процесс определения показателей балансовой надежности требует решения как минимум двух этапов. Первый состоит в формировании теми или иными методами случайных состояний генерирующей мощности, вызванных ненадежностью оборудования и нагрузки из-за ее случайных колебаний для определенного ее дискретного изменения (обычно часа). На втором этапе решается задача потокораспределения для сформированного вектора случайных параметров генерации и нагрузки территориальных зон ЕЭС России с учетом ограничений на перетоки мощности по связям их соединяющих. Решение первого этапа требует определенного информационного наполнения для формирования моделей формирования случайных изменений генерирующей мощности и режима электропотребления (нагрузки). Существование значительных избытков мощности стали основанием перехода генерирующими компания после реформирования электроэнергетики в начале 2000-х годов к планированию и проведению ремонтов по так называемому состоянию оборудования. Можно сказать, что после этого роль нормативных показателей продолжительности и периодичности плановых ремонтов [4] утратила свою силу. В современных условиях величина ремонтного снижения мощности определяется не столько нормами на проведение плановых ремонтов, сколько техническими и финансовыми возможностями энергокомпаний с учетом режимно-балансовой ситуации в энергосистеме и правилами оптового рынка электрической энергии (мощности). Как раз этим и объясняется позиция СО ЕЭС в отношении плановых ремонтов (10.51% в табл. 1). Эти изменения в планировании ремонтов естественным образом сказались и на изменении существующих в постсоветский период вероятностных показателях вывода во внеплановый ремонт генерирующего оборудования [4]. В этой части на основе анализа ретроспективных данных о работе каждого типа генерирующего оборудования была актуализирована эта информация. В части формирования модели режима электропотребления применительно к задаче оценки показателей балансовой надежности были обоснованы методические подходы, позволяющие на основе анализа ретроспективной информации, определить форму суточных графиков и характеристик случайных отклонений от Таблица 1. Составляющие полного резерва мощности для ЕЭС России (без ОЭС Востока) в процентах к максимуму нагрузки Предложения «СО ЕЭС» Параметр ИСЭиЭПС ФИЦ Коми НЦ УрО РАН Институт Энергосетьпроект Не утвержденные МУ 2012 г. МР 2003 г. 1 2 3 4 5 6 Нормативный резерв, 15.04 / 15.55 16.70 22.18 20.5 16.06 в т.ч. без учета стратегического 12.96 / 13.47 14.62 19.81 17.5 13.98 – ремонтный 4.04 5.56 10.51 6.8 4.04 – стратегический 2.08 2.08 2.37 3.0 2.08 – оперативный 8.92 / 9.43 9.3 9.3 10.7 9.94
ОБЕСПЕЧЕНИЕ БАЛАНСОВОЙ НАДЕЖНОСТИ 7 среднечасовых значений, вызванных колебаниями температуры применительно к территориальным зонам расчетной модели ЕЭС России. Это позволило осуществить формирование режимов электропотребления и его случайных изменений в хронологическом по часам года виде [5, 6, 8, 9]. Решение второго этапа оценки показателей балансовой надежности требует проведения для всего множества сформированных случайных состояний генерирующей мощности и нагрузки их оценки на предмет определения возможного дефицита мощности в них. Понятно, что получение адекватного достоверного результата требует формирования огромного множества случайных состояний, и поэтому их оценка должна проводиться с применением эффективных алгоритмов. Практическое отсутствие при планировании развития ЕЭС России даже на среднесрочную перспективу информации о реактивной мощности в совокупности с требованием быстрого решения задачи потокораспределения стало основанием широкого применения для этих целей методов линейного программирования. Развитие вычислительной техники и информатизация энергосистем позволили более детально подойти к процессу формирования модели расчетной схемы ЕЭС России. Наметилась тенденция к увеличению модели расчетной схемы ЕЭС России. Если при обосновании величины нормативного резерва мощности в МР 2003 г. использовалась модель ЕЭС в виде 7 территориальных зон, представляющих ОЭС, то при решении этой же задачи в неутвержденных МУ 2012 г. применялась уже модель с 50-ю территориальными зонами. Позже СО ЕЭС была разработана схема с 56-ю зонами, а в СиПР ЕЭС на 2024–2029 гг. модель ЕЭС без ОЭС Дальнего Востока составляла уже 100 территориальных зон. Понятно, что в таких моделях требовалось решать задачу с учетом ограничений не только первого, но и обоих законов Кирхгофа [5, 6, 7, 9]. В 2016 г. по заданию СО ЕЭС на разработанной в нашем Институте методической основе оценки показателей балансовой надежности были выполнены исследования по обоснованию величины оперативного резерва мощности ЕЭС страны. Была использована актуализированная, отмеченная выше, исходная информация по вероятностно-определенным показателям работы генерирующего оборудования и случайным изменениям нагрузки. Исследования проводились для представленной заказчиком работы модели расчетной схемы ЕЭС России из 6 территориальных зон, представляющих объединенные энергосистемы (ОЭС) с транзитной зоной Казахстана (без ОЭС Дальнего Востока). Принятие такой модели расчетной схемы, а не модели с дроблением ОЭС на отдельные территориальные зоны, как в упомянутой выше работе Института «Энергосетьпроект», можно объяснить результатами, приведенными в столбце 2 табл. 1. В числителе дроби приведены величины полного и оперативного резервов мощности при числе территориальных зон, равном числу ОЭС, в знаменателе – равном 50-ти. Как видно, отличия в уровнях оперативных резервов мощности по ЕЭС в целом незначительны, на уровне 0.5 процента от максимума нагрузки. Исследования показали, что представление режима электропотребления в модельно-программных разработках, применяемых в отечественной и зарубежной практике, оказывает значительное влияние на показатели балансовой надежности и, следовательно, на обоснование величин оперативного резерва мощности [10–13]. Для обоснования величины оперативного резерва мощности во всех редакциях Методических указаниях по проектированию развития энергосистем использовался нормативный показатель балансовой надежности в виде интегральной вероятности
Ю. Я. ЧУКРЕЕВ, М. Ю. ЧУКРЕЕВ отсутствия дефицита мощности (ρн.). Этот показатель был введен в 60-е годы прошлого столетия в монографии И.М. Марковичем [14], и его нормативное значение было обосновано величиной ρн = 0.999. Это значение соответствует интегральной вероятности появления дефицита мощности J Н Д = 1 – ρн. = 0.001. В той же монографии на стр. 143, пусть и достаточно упрощенно, но показана связь J Н Д с принятым в США нормативным значением показателя длительности потери нагрузки в сутках в течение года – Loss of Load Expectation – LOLEн. [11, 12], равным 0.1 сут./год. Более подробно эта взаимосвязь приведена в работах [15, 16]. В странах Западной Европы в качестве нормативного показателя балансовой надежности принимается среднее число часов дефицита мощности в год или длительность потери нагрузки в часах – Loss of Load Hours – LOLHн. Его значения в часах в год принято во Франции – 3, в Великобритании и Нидерландах – 4, в Ирландии – 8, в Скандинавских странах – 9. Если принятый тогда нормативный показатель J Н Д = 0.001 перевести в часы, то LOLHн. = 8.76 ч/год (8760×0.001). Как видно, это значение достаточно хорошо согласуется с приведенными выше значениями в странах Запада. Следует напомнить, что значение нормативного показателя балансовой надежности в виде J Н Д = 0.001 было получено при учете режима электропотребления в виде годового графика нагрузки с учетом 8760 ч ступеней его изменения. В 80-х годах прошлого века его значение было скорректировано до значения J Н Д = 0.004 или ρ = 0.996. По официальной версии это было вызвано увеличением показателя удельных замыкающих затрат в развитие генерирующей мощности более чем в 4 раза [17]. На наш взгляд, определенную роль в изменении значения нормативного показателя сыграл и тот факт, что в модельном обеспечении задачи балансовой надежности произошел переход от рассмотрения ЕЭС в виде концентрированной системы к многозонной ЭЭС с территориальными зонами в виде ОЭС. Такое представление модели расчетной схемы ЕЭС привело к значительному усложнению расчетов показателей балансовой надежности, связанных в первую очередь с необходимостью решения задачи потокораспределения с учетом ограничений по пропускной способности связей между территориальными зонами. Все это в совокупности послужило основанием к принятию различного рода упрощений, в том числе и представлению режима электропотребления не годовым часовым графиком нагрузки, а одним суточным графиком нагрузки декабря месяца, длящегося в течение 250 рабочих дней года. Это нельзя считать нововведением в моделях, используемых в Северной Америке, также учитывается описание режима электропотребления не всеми часами, а только одним максимальным часом суток. Тем самым при определении показателя LOLE рассматривается не 8760 дискретных величин изменения нагрузки, а толь ко 365. В последнее десятилетие идет процесс возврата к учету электропотребления в виде годового графика нагрузки с 8760 значениями их часовых изменений [2, 6]. В частности, как уже отмечалось, актуализирована информация по формам суточных графиков и по параметрам случайных отклонений нагрузки от их среднечасовых значений, вызванных влиянием температурного фактора. И что более важно, с позиций влияния на результат обоснования резерва мощности, впервые был учтен фактор коррелированности этих случайных изменений нагрузки между рассматриваемыми территориальными зонами расчетной модели ЕЭС России [8], чего в постсоветский период и при разработке МУ 2012 г. не было. Можно констатировать, что, хотим мы этого или нет, но все это естественным образом
ОБЕСПЕЧЕНИЕ БАЛАНСОВОЙ НАДЕЖНОСТИ 9 должно повлиять и на величины нормативных показателей балансовой надежности и возврату их на уровень трех девяток, а может даже и чуть выше. В противном случае показатели балансовой надежности территориальных зон ЕЭС России в оптимально спроектированной системе будут в значительной степени отличаться от принятых за рубежом. Это можно было бы и допустить, но что более важно, в этом случае требуемые величины оперативного резерва мощности, предназначенные для компенсации внеплановых выводов в ремонт генерирующего оборудования, будут значительно занижены. Нами были сделаны рекомендации к изменению нормативных значений к показателям балансовой надежности в зависимости от принимаемых условий учета режима электропотребления [10, 13, 18]. К сожалению, они не нашли должного отражения в утвержденных нормативных значениях показателей балансовой надежности для территориальных зон в виде вероятности бездефицитной работы ρн. = 0.9963 или вероятности появления дефицита мощности J Н Д = 1 – ρнорм. = 0.004. Результаты по уровням оперативных резервов мощности, полученные при использовании для моделирования режима электропотребления различных подходов – как в МУ 2003 г. и как в Национальном стандарте [6] новых МУ 2022 г. [2], приведены в табл. 2. Плановые ремонты генерирующего оборудования приняты величиной 8.87%. Результаты табл. 2 показывают, что учет корреляционной зависимости температурного фактора приводит к значительному повышению величины оперативного резерва мощности при различном представлении режима электропотребления на 3.13% (9.99 и 6.86 %) и 2.08% (6.74 и 4.66%). Хотелось бы обратить внимание на более чем 2-процентное уменьшение величин оперативного резерва мощности, приведенных в столбце 2 табл. 2 (6.86%) по отношению к столбцу 2, табл. 1 (8.92%). Это обусловлено в первую очередь актуализацией вероятностно- определенной исходной информации по работе генерирующего оборудования и характеристик электропотребления. Это привело к снижению математического ожидания внеплановых (аварийных) выводов в ремонт генерирующего оборудования с 3.68%, полученных на информации [4], до 2.77%, полученных после актуализации информации. Определенную роль на снижение сыграло и то обстоятельство, что в расчетах показателей, приведенных в табл. 1, величина резерва 8.92% получена Таблица 2. Влияние различного представления режима электропотребления на составляющие нормативного резерва мощности Параметр График нагрузки – декабрьские сутки График нагрузки – 8760 часов Без корреляции С корреляцией Без корреляции С корреляцией 1 2 3 4 5 Нормативный резерв 15.73 18.86 13.53 15.61 – оперативный 6.86 9.99 4.66 6.74 – ремонтный 8.87 8.87 8.87 8.87 3 Приказ Министерства энергетики РФ № 321 от 30.04.2021. Об установлении нормативного уровня балансовой надежности для Единой энергетической системы России, используемого при оценке возможности вывода генерирующего оборудования из эксплуатации.
Доступ онлайн
4 188 ₽
В корзину