Категории:

Удк 621. 311. 019. 3

Поиск по сайту:


Скачать 460.6 Kb.
Дата02.04.2012
Размер460.6 Kb.
ТипДокументы
Подобный материал:

УДК 621.311.019.3




Инновации в обеспечение НАДЁЖНОСТИ функционирования электрических сетей


Скопинцев1 В.А.


Начало XXI века отметилось рядом крупных аварий в электроэнергетических системах Северной Америки и Западной Европы (США, Финляндии, Великобритании, Швеции, Дании и др.), получивших значительный общественный резонанс. В результате этих аварий на длительное время было нарушено электроснабжение потребителей на обширных территориях с большой численностью населения.

В России также имели место аварии, получившие широкую общественную огласку вследствие негативных последствий от нарушений электроснабжения. Только во время одной аварии из-за повышенных гололёдно-ветровых воздействий на воздушные линии (ВЛ) в Сочинских электрических сетях ОАО «Кубаньэнерго» в период с 18 по 22 декабря 2001 года общая протяжённость повреждённых ВЛ с напряжением 0,38-220 кВ составила 2,5 тыс. км, была полностью прекращена подача электроэнергии в коммунально-бытовой сектор с населением 320 тыс. человек, длительное время ограничивалось электроснабжение потребителей Краснодарского края.

25 мая 2005 года в центральной части ЕЭС России произошла системная авария, в результате которой было отключено 321 электроподстанции и прекратилось электроснабжение потребителей на суммарную мощность 3640 МВт.

Случаи нарушения электроснабжения потребителей из-за технологических нарушений на энергообъектах с меньшим размером последствий постоянно имеют место в электроэнергетических системах (ЭЭС). При этом наметилась неблагоприятная тенденция к росту их числа за единицу времени - год и суммарного ущерба от них.

Рост интенсивности технологических нарушений и тяжести последствий от них нередко объясняется старением основных фондов и исчерпанием ресурса оборудования, неблагоприятными изменениями климатических условий во внешней среде, причинами организационного характера и рекомендуется проведение соответствующего комплекса мероприятий. Наряду с этим проявляются и более глубинные причины отмеченной тенденции.

В развитии электроэнергетики промышленно развитых стран можно укрупненно выделить три этапа с очень размытыми по времени границами.

Первый этап развития относится к первой половине прошлого века, когда электрическая энергия вследствие целого ряда её преимуществ перед другими видами энергии стала ускоренными темпами завоёвывать ведущие позиции в технологических процессах многих отраслей экономики страны. В связи с возрастающими потребностями в электрической энергии стояла задача строительства мощных для того времени электростанций с возможностью передачи электроэнергии на большие расстояния. При решении технологических вопросов преобразования энергии основой явились достижения естественных наук, в первую очередь физики, математики и химии с опорой на открытые законы природы при изучении вещественно-энергетических свойств простых систем.

Второй этап развития характеризуется тем, что наряду с совершенствованием технологий выработки, преобразования и передачи электрической энергии стали формироваться современные ЭЭС. По времени это условно относится ко второй половине прошлого века, когда были созданы мощные электроэнергетические объединения. На данном этапе выявилась потребность в рассмотрении сложных научно-технических проблем системного характера, без решения которых невозможно было обеспечить нормальное функционирование ЭЭС. В результате получили развитие исследования по режимам работы систем и переходным процессам в них, по теории статической и динамической устойчивости, по теории релейной защиты и автоматики и ряд других теорий. Все отмеченные научные достижения относятся к исследованию вещественно-энергетичеких свойств на уровне сложных систем.

В настоящее время можно отметить третий этап развития ЭЭС, который характеризуется следующими особенностями:

сохраняется тенденция увеличения спроса на электроэнергию;

переход к рыночным отношениям сопровождается хозяйственным разделением участников единого технологического процесса генерации, передачи, распределения и потребления электроэнергии;

возросла плотность суточного и годового графиков нагрузок элементов системы, вследствие чего имеет место напряженный режим работы оборудования;

в структуре энергообъединений узлы становятся все более электрически жестко связанными, что приводит к росту токов коротких замыканий;

в структуре ЭЭС содержится значительная доля оборудования и аппаратуры с большим сроком эксплуатации;

работа операторов системы стала более напряжённой вследствие короткого времени, отводимого на разрешение непредвиденных ситуаций;

многократно возросли информационные потоки технологической и управленческой направленности;

возросла значимость компьютеризации процессов управления в функционировании ЭЭС;

наблюдается тенденция к увеличению числа инцидентов с возможностью их перерастания в аварии;

возрастает тяжесть негативных последствий от хронических нарушений электроснабжения потребителей.

Отмеченные особенности свидетельствуют о том, что на современном этапе развития ЭЭС наряду с необходимостью глубокого познания вещественно-энергетических свойств ЭЭС для совершенствования технологий преобразования и передачи энергии актуальное значение приобретают вопросы оптимизации структурно-поведенческих свойств: экономичности, надёжности, безопасности и в задачах оценки работы в экстремальных условиях также живучести. В настоящее время рациональное решение задач перспективного развития, организации эксплуатации и технического обслуживания, оперативно-технологического управления возможно при всестороннем учете свойств, определяющих качество функционирования систем.

В оценках структурно-поведенческих свойств существенную роль играет повреждаемость в системе, характеризуемая числом неполадок, выявленных неисправностей и технологических нарушений (инцидентов и аварий) в работе элементов системы, а также последствиями от них на заданном интервале времени.

Все отмеченные повреждения являются событиями, которые происходят в случайные моменты времени и в случайном месте системы. Случайными являются также характер и размер последствий от них. Наличие разного рода неопределённостей влечёт за собой потребность в применении математических моделей и методов исследований, адекватных природе поведения системы. Поэтому при анализе надёжности, безопасности, живучести и связанной с ними экономичности широкое применение получают методы математической статистики, теории случайных процессов, теории временных рядов, теории неопределённости и полезности и другие.

В сложившейся практике эксплуатации после каждой крупной аварии в ЭЭС принято создавать компетентную комиссию для установления прямых причин аварии и способствующих факторов с целью последующей разработки мероприятий по предотвращению или минимизации масштаба последствий от подобных событий в будущем. В этой связи заслуживают внимания два документа по результатам расследования двух крупных аварий. Первый из них содержит результаты работы комиссий США по расследованию системной аварии 14 августа 2003 года (в дальнейшем изложении - Материалы США). Второй документ является приказом ОАО РАО «ЕЭС России» с приложениями от 29.09.2005 года № 652 [1] по результатам расследования аварии в энергосистемах Москвы, Московской, Тульской и Калужской областей 25 мая 2005 года.

В обоих документах признаётся необходимость обеспечения надёжной работы магистральных электрических сетей в экономической и социальной структуре страны, поэтому считается целесообразным усиление приоритета инвестиций в сетевое хозяйство по отношению к генерации.

В качестве одной из главных задач в решении институциональной проблемы обеспечения надёжности работы электрических сетей в Материалах США считается необходимым сделать стандарты надёжности обязательными и подлежащими принудительному исполнению. В «Программе действий по повышению надёжности ЕЭС России» [1] выделено направление по разработке и утверждению стандартов организации корпоративного уровня, ориентированных на обеспечение надёжности.

Главной функцией электрической сети является обеспечение надёжного снабжения потребителей региона электрической энергией требуемого качества.

Постановлением правительства РФ от 31 августа 2006 года № 530 [2] утверждены «Правила функционирования розничных рынков электрической энергии в переходный период реформирования электроэнергетики» (далее Правила), в которых, в частности, устанавливаются три категории надёжности электроснабжения потребителей (категории надёжности), которые должны присутствовать в договорах с потребителями с указанием следующих двух показателей: суммарного допустимого числа часов отключений в году (исключая внерегламентные отключения) и срока восстановления электроснабжения.

Под внерегламентными отключениями понимаются «случаи возникновения отключений подачи электрической энергии вследствие повреждения оборудования, в том числе в результате стихийных бедствий, а также вследствие необходимости отключения подачи электрической энергии с целью устранения угрозы жизни и здоровью людей» [2].

Для третьей категории надёжности в качестве нормативов принимаются следующие значения: суммарное время отключений в году не должно превышать 72-х часов, а максимальный срок восстановления электроснабжения после каждого отключения не должен превышать 24-х часов. Для первой и второй категории надёжности численные значения показателей не определены. Полагается, что они должны согласовываться сторонами при заключении договора в зависимости от конкретной схемы электроснабжения, наличия резервных источников питания и особенностей технологического процесса потребителя, но не могут быть более соответствующих величин, предусмотренных для третьей категории надёжности.

В случае нарушения условий договора по надёжности электроснабжения «лица, не исполнившие обязательства, несут предусмотренную законодательством Российской Федерации и договорами ответственность» [2].

Таким образом, исходя из требований рыночных отношений в договорах с потребителями на оказание услуг по передаче электрической энергии Правилами устанавливается минимально допустимый уровень надёжности электроснабжения присоединённых к сети узлов нагрузок потребителей и этот уровень определён двумя показателями. Необходимо отметить, что отмеченный норматив надёжности вводится впервые и его применение ограничено переходным периодом реформирования электроэнергетики. В дальнейшем возможна его корректировка по мере накопления опыта использования, однако уже сейчас просматриваются некоторые недостатки.

Если выполнить сравнение с применяемыми показателями надёжности в промышленно развитых странах, то установленный Правилами норматив оказывается значительно преувеличенным. Для примера в электрической сети Англии и Уэльса максимальное время аварийных ограничений электроснабжения после каждого отключения составляет 3 часа. Кроме того в отличие от устанавливаемых в Правилах трех категорий надёжности электроснабжения потребителей приняты шесть классов присоединений потребителей к электрической сети в зависимости от величины суммарной нагрузки.

Введённый в Правилах второй показатель - суммарное допустимое число часов отключений в году можно выразить через число нарушений электроснабжения потребителя за год (n) и время восстановления электроснабжения после каждого нарушения (TBi):

. (1)

Из (1) видно, что предельные 72 часа в году можно, для примера, получить за три нарушения с временем восстановления по 24 часа. Если среднее время восстановления электроснабжения составит 0,5 часа, то число нарушений в году допустимо иметь 144 раза. Очевидно, что установленные Правилами нормативы надёжности электроснабжения без ограничений на число отключений создают проблемы для всех потребителей, не говоря о потребителях с технологиями производства, чувствительными к любым перерывам электроснабжения.

Вторым недостатком норматива надёжности электроснабжения в Правилах является то, что он распространяется на все регионы России независимо от степени развития электросетевых сетей, значительных различий в природно-климатических условиях на территориях, удалённости энергоисточников от узлов нагрузок и других факторов. Возможно потребуется научная проработка вопроса о целесообразности дифференциации нормативов надёжности по укрупнённым регионам страны.

На более низких иерархических уровнях рассмотрения электрической сети - работы электросетевых объектов и оборудования, также имеются вопросы, требующие своего решения.

В существующей практике проектирования системообразующих линий электропередачи и узловых электроподстанций в составе проектной документации обязательным является выполнение разделов по экологической и пожарной безопасности, по гражданской обороне и чрезвычайным ситуациям. Оценка надёжности вариантов принимаемых проектных решений, как правило, не предусматривается. Не всегда выполняются такие оценки при разработке схем выдачи мощности от электростанций или схемы внешнего электроснабжения крупного промышленного узла нагрузок. На выбор варианта проектных решений существенное влияние оказывают условия минимума капитальных затрат.

Для сравнения в Материалах США рекомендуется ответственным за развитие электроэнергетики организациям, прежде всего, обеспечить соблюдение высоких стандартов надёжности электроснабжения при проектировании и эксплуатации магистральных систем Северной Америки. В обстоятельствах, когда конфликты между надёжностью и коммерческими целями не могут быть урегулированы, они должны быть разрешены в пользу высокой надёжности.

В условиях России выполнение отмеченных рекомендаций затрудняется отсутствием научно обоснованных нормативов показателей надёжности электроснабжения. Кроме того, для выполнения расчётов по надёжности на стадии проектной проработки необходимо располагать данными по показателям надёжности элементов электрических сетей и электросетевых объектов: линий электропередачи, трансформаторного и коммутационного оборудования, сборных шин, систем автоматики и других. Такие данные для оценочных расчётов были составлены фирмой ОРГРЭС в Указаниях 1985 года выпуска [3], которые повторялись с некоторыми уточнениями в справочниках и публикациях разных авторов. Всем справочным данным был присущ общий недостаток - они характеризовали среднюю надёжность элементов для всей территории СССР. Особенно это неприемлемо для электросетевых объектов, так как повреждаемость воздушных линий и оборудования наружной установки зависит от природно-климатических условий эксплуатации, которые на территории России сильно различаются.

В качестве примера региональных различий в показателях надёжности можно привести данные ОДУ Юга и РРДУ о повреждаемости на 100 км воздушных линий в Ростовской энергосистеме, которые требовались для выполнения расчетов показателей надёжности электрических связей Ростовской АЭС с энергосистемой. По сравнению со справочными данными [3] параметр потока отказов для ВЛ 500 кВ оказался больше в 2,7 раза, а для ВЛ-220 кВ - в 10,3 раза. При рыночных отношениях, когда надёжность становится товаром, региональные уточнения оценок надёжности проектных решений являются необходимой реальностью.

На практике получение реальных показателей надёжности элементов электрической сети осуществляется путём обработки выборки данных повреждаемости рассматриваемого вида элемента за несколько лет эксплуатации приблизительно в одинаковых условиях методами математической статистики.

Статистическая информация о повреждениях на электросетевых объектах должна быть полной, чтобы её можно было использовать при решении разных практических задач проектирования, эксплуатации и технического обслуживания.

С выходом федерального закона «О техническом регулировании» [4] повысилась значимость вопросов безопасности для организации процессов производства и эксплуатации электросетевых объектов. Возникла потребность в разработке и обосновании минимально необходимых требований, обеспечивающих пожаро- и взрывобезопасность, электрическую безопасность, промышленную безопасность в целях защиты жизни и здоровья граждан, имущества физических и юридических лиц, государственного и муниципального имущества, охраны окружающей среды (статья 7).

Для получения оценок опасности негативных последствий от повреждений в электрической сети с вычислением риска причинения вреда статистическая информация должна быть расширена в части более полного отражения экономических, социальных и экологических последствий.

Современный этап развития ЕНЭС характеризуется появлением больших информационных массивов, которые необходимо структурировать и анализировать при сокращенном времени для принятия грамотных управленческих решений. Одной из наиболее эффективных систем поддержки решений может быть создание под эгидой ФСК «ЕЭС России» ситуационно-аналитического центра, представляющего собой интегрированный программно-аппаратный комплекс, который позволит более качественно решать задачи управления [5].

Для достижения необходимого качества функционирования управляемой электрической сети актуальное значение имеют результаты анализа информационных потоков и массивов, характеризующих повреждаемость электросетевых объектов, и связанных с этим случаев нарушений электроснабжения подсоединенных к сети узлов нагрузок. В качестве примера следует отметить важность доступа проектных организаций к информационному массиву о повреждениях в электрической сети при выполнении проектных работ по реконструкции электроподстанций и линий электропередачи, имеющих длительный срок эксплуатации, по изменениям схем выдачи мощности от действующих электростанций, по схемам внешнего электроснабжения новых или расширяемых узлов нагрузок и целому ряду других работ. Грамотный анализ причин и последствий технологических нарушений в прошлом позволяет учитывать обнаруженные недостатки во вновь принимаемых проектных решениях.

В вопросе о технологической прозрачности производственных структур важно выделить необходимость обеспечения достоверности статистических данных о повреждениях на электросетевых объектах. Речь идет о недопустимости искажения причин и размера последствий повреждений в статистической информации, а также не включения части сведений в отчётность.

Необходимо чёткое понимание того, что неполная и недостоверная информация о случаях повреждений в электрической сети приводит к некачественным решениям при разработке мер и мероприятий по снижению частоты повреждений и тяжести последствий от них. Соответственно не могут быть обоснованными решения по обеспечению нужных уровней надёжности, безопасности, экономичности, живучести, а в общем качества электрической сети и электросетевых объектов при их проектировании, эксплуатации и техническом обслуживании.

При решении практических задач разной направленности кроме наличия полной и достоверной информации о повреждаемости и других характеристиках анализируемого объекта важно располагать набором соответствующих методик, позволяющих обрабатывать большие массивы информаций с получением числовых значений показателей структурно-поведенческих свойств объектов.

Следует отметить, что несмотря на существующую обширную библиографию по надёжности ЭЭС, содержащиеся в ней методические подходы не всегда приспособлены для решения практических задач проектирования и эксплуатации. Например, среди многочисленных статей и монографий пригодной для инженерных расчётов методики по надёжности электроподстанций пока не просматривается. Такие же вопросы возникают при оценке надёжности вариантов схем внешнего электроснабжения крупного центра нагрузок.

Для разработки недостающей нормативно-методической базы по структурно-поведенческим свойствам объектов необходимы усилия специалистов как академической, так и прикладной отраслевой науки. Обращаясь снова к Материалам США следует отметить, что в списке основных рекомендаций отмечается необходимость расширения исследовательских программ, направленных на изучение инструментов и технологий обеспечения надёжности электроснабжения, с привлечением наиболее компетентных специалистов в этой области и улучшения своевременного внедрения в практику результатов исследований.

В отечественной практике наблюдается обратная тенденция - ослабление влияния отраслевой науки на решение обозначенных вопросов. Это выражается в снижении восстребованности выполнения научных исследований и сокращении без того скудных средств на эти цели. В результате в исторически ведущих энергетических организациях имеет место снижение их научного потенциала и, как следствие, отсутствие научной поддержки при выполнении основных работ по профилю с принятием обоснованных решений.

В этой связи уместно также отметить потребность в корректировке программ подготовки специалистов для отрасли в направлении более полного освещения вопросов качества функционирования объектов электроэнергетики, а также рассмотрения этих вопросов в системе повышения квалификации работников отрасли. Важно понимать влияние структурно-поведенческих свойств объектов на общие показатели и характеристики работы ЭЭС, и в соответствии с этим применять на практике необходимые способы обеспечения повышенного качества функционирования систем.

Рассмотрим некоторые способы обеспечения повышенного уровня надёжности электрической сети. Один из таких способов обусловлен применением более надёжных элементов сети. Это особенно проявляется при замене коммутационных аппаратов с традиционной (воздушной и масляной) изоляцией на аппараты с элегазовой изоляцией, так как при этом существенно изменяются характеристики надёжности элементов в электрической сети. Согласно результатам исследований в [6] параметр потока отказов выключателей с элегазовой изоляцией в 1.4 - 37.0 раз ниже по сравнению с выключателями с традиционной изоляцией. Следствием этого факта явилось то, что в электрических схемах распределительных устройств проектируемых объектов исключается обходная (ремонтная) система шин и ставится вопрос о нецелесообразности использования схем с двойной системой шин. При техническом обслуживании электросетевых объектов с учётом внедрения диагностических систем состояния оборудования наметился переход от планово-предупредительных (текущих и капитальных) ремонтов к ремонтам по состоянию.

Другой важный показатель надёжности - среднее время восстановления после отказа для элегазовых выключателей составляет 312 ч, что заметно больше чем у традиционных выключателей, оцениваемое в пределах 25-90 ч [6]. Учитывая также существенно большую стоимость элегазовых аппаратов и более сложный их ремонт по сравнению с традиционными аппаратами, но, в то же время значительное сокращение площади для размещения КРУЭ (очень важно для плотно заселённых территорий), принятие проектных решений по исполнению электрической схемы электроподстанции в заданном месте электрической сети не представляется однозначным и поддающимся стандартизации.

Действительно, при допущениях о стационарности потока нарушений работы выключателей и применимости марковских случайных процессов комплексный показатель надёжности - коэффициент готовности вычисляется по формуле:

kг = 1 -  ∙ Тв, (2)

где  - интенсивность потока отказов выключателя, равная параметру потока отказов ω; Тв - время восстановления после отказа.

Из (2) следует, что значение kг для элегазовых выключателей не всегда выше по сравнению с традиционными выключателями. Соответственно недоотпуск электроэнергии по причине отказа выключателя в схемах питания нагрузки по одной линии составит:

Wнед = 8760 ∙  ∙ Тв ∙ Р, (3)

где Р - средняя в течение года мощность нагрузки.

Другой эффективный способ повышения уровня надёжности функционирования электрической сети и электросетевых объектов состоит в использовании систем релейной защиты и противоаварийной автоматики. Отмеченные системы с позиций надёжности позволяют быстро локализовать возникшие повреждения в электрической сети и, тем самым, уменьшить тяжесть последствий от них и соответственно сократить время восстановления. В других случаях эти системы своими действиями предотвращают наступление случая отказа, например, действия успешного АПВ на ВЛ.

Таким образом, системы релейной защиты и противоаварийной автоматики снижают среднее время ликвидации технологических нарушений (Тв). Однако эти системы, в свою очередь, также подвержены отказам в виде ложных срабатываний и неправильных действий. Например, причина известной тяжёлой аварии в энергосистеме северо-восточных штатов США 9 ноября 1965 года связана с ложным срабатыванием реле на ГЭС Сэр Адам Бэк №2 на реке Ниагара. Случаев неправильных действий автоматических систем в отечественной практике эксплуатации вполне достаточно. Поэтому согласно формулам вероятностного эквивалентирования было бы правильным к интенсивности потока отказов оборудования (об) приплюсовать интенсивность потока отказов автоматических систем (ас), т.е.

= об + ас. (4)

Таким образом, использование автоматических систем снижает тяжесть последствий и среднее время восстановления после отказов, но увеличивает интенсивность суммарного потока отказов на объекте за счёт отказов в системах релейной защиты и противоаварийной автоматики. На практике эту добавку к интенсивности отказов при расчётах надёжности определить в настоящее время сложно из-за отсутствия статистических и справочных данных по показателям надёжности автоматических систем и составляющих их элементов.

Распространенным способом повышения уровня надёжности работы электрической сети и электросетевых объектов является использование принципов избыточности и резервирования. В качестве примеров можно привести установку на электроподстанциях не менее двух трансформаторов, двухцепное исполнение линий электропередачи, питание узла нагрузок от двух и более независимых источников и другое. В случае повреждения и выхода из работы одного трансформатора, одной цепи линии, прекращения питания узла нагрузок от одного независимого источника оставшиеся в работе элементы сети способны обеспечить в допустимых пределах выполнение предназначенных функций. При этом каждый трансформатор и линия электропередачи выполняется с запасом по мощности на случай выхода из работы параллельно работающего элемента.

Очевидно, рассматриваемый способ сопряжён с увеличенными затратами на его осуществление, однако во многих случаях это себя оправдывает и нередко является единственно возможным способом достижения нужного уровня качества функционирования. Рассмотрим надёжность двух параллельно работающих элементов с одинаковыми показателями: интенсивностью потока отказов λ и средним временем восстановления Тв.

В соответствии с формулами вероятностного эквивалентирования при параллельном соединении элементов будем иметь:

интенсивность одновременного нахождения в состоянии отказа двух элементов составит

= 22 Тв, (5)

а время восстановления работоспособного состояния

Тв= Тв/2. (6)

Например, при λ = 1 отк/год и Тв = 87,6 час.

= 2 ∙ 10 -2 отк/год и Тв= 43,8 час.

Таким образом, способ позволил в два раза сократить среднее время восстановления и в 50 раз интенсивность одновременного нахождения в состоянии отказа двух параллельно работающих элементов.

В практике эксплуатации электрических сетей нашли применение также другие способы повышения их надёжности, например, путём использования перегрузочных способностей элементов или повышение качества организации эксплуатации, технического обслуживания и ремонта.

Выводы

1. На современном этапе развития ЭЭС наряду с вопросами совершенствования технологий преобразования и передачи энергии актуальное значение приобретают вопросы надёжности, безопасности, экономичности и живучести, определяющих качество функционирования системы при проектировании, эксплуатации и техническом обслуживании.

2. Для получения необходимого качества функционирования управляемой электрической сети необходимо постоянно выполнять мониторинг повреждаемости электросетевых объектов и случаев нарушений электроснабжения подсоединенных к сети узлов нагрузок.

3. В ведущих энергетических организациях имеет место снижение их научного потенциала и, как следствие, отсутствие научной поддержки при выполнении работ по профилю с принятием обоснованных решений. Необходимо обеспечить подготовку специалистов по вопросам надёжности, промышленной безопасности и живучести систем электроэнергетики.

Список используемой литературы

  1. Приказ ОАО РАО «ЕЭС России» от 29.09.2005г. № 652 «Об организации исполнения Программы действий по повышению надёжности ЕЭС России».

  2. Постановление Правительства РФ от 31 августа 2006г. № 530 «Об утверждении Правил функционирования розничных рынков электрической энергии в переходный период реформирования электроэнергетики».

  3. Указания по применению показателей надёжности элементов энергосистем и работы энергоблоков с паротурбинными установками. М.: СПО Союзтехэнерго, 1985.

  4. Федеральный закон от 27 декабря 2002 года № 184-ФЗ «О техническом регулировании».

  5. Канищев В.Т., Новиков С.В., Мягков С.Н., Скопинцев В.А. О технологической прозрачности Единой национальной электрической сети // Электро-info, октябрь 2008г. - с. 40-44.

  6. Мисриханов М.Ш., Мозгалёв К.В., Шунтов А.В. О надёжности КРУЭ и коммутационных аппаратов с традиционной изоляцией // Электрические станции, 2003г., № 11 -с. 32-39.

1 ОАО «Институт «ЭНЕРГОСЕТЬПРОЕКТ», Москва, Россия,

skopintsev_v@oaoesp.ru


Поиск по сайту:

Добавить текст на свой сайт


База данных защищена авторским правом ©ДуГендокс 2000-2014
При копировании материала укажите ссылку
наши контакты
DoGendocs.ru
Рейтинг@Mail.ru
Разработка сайта — Веб студия Адаманов