Р. Г. Шамонов Приведены основные требования к моделям электроэнергетическим систем, содержащих источники искажения напряжения. Предложены методика оценки влияния потребителя на качество электроэнергии и способы ра




Скачать 141.88 Kb.
НазваниеР. Г. Шамонов Приведены основные требования к моделям электроэнергетическим систем, содержащих источники искажения напряжения. Предложены методика оценки влияния потребителя на качество электроэнергии и способы ра
Дата конвертации11.03.2013
Размер141.88 Kb.
ТипДокументы
Вестник МЭИ 2001 №5 (стр.6 – 11.)


Автоматизация управления качеством электроэнергии, методическое и инструментальное обеспечение.

И. И. Карташев,

В. Н. Тульский,

Р. Г. Шамонов


(Приведены основные требования к моделям электроэнергетическим систем, содержащих источники искажения напряжения. Предложены методика оценки влияния потребителя на качество электроэнергии и способы расчета за электроэнергии с учетом ее качества).


Увеличение потерь электроэнергии, нарушение технологических процессов, приводящие к снижению производительности оборудования, преждевременное старение и выхода из строя дорогостоящей техники - это далеко не полный перечень последствий, обусловленных ухудшением качества электроэнергии (КЭ).

Изменение отношения к проблемам КЭ как со стороны энергоснабжающих организаций, так и стороны электропотребителей приводит в настоящее время к ужесточению требований к КЭ, а следовательно, к его контролю на соответствие нормам ГОСТ 13109-97 [1]. Контроль КЭ обеспечивается современными средствами измерений [2] и является основой составляющей автоматизации управления КЭ.

Автоматизированное управление КЭ как совокупность методических и технических требований должно предусматривать решение с помощью средств измерения таких задач, как выбор точек контроля КЭ [3], выполнение расчетов показателей КЭ (ПКЭ), расчет допустимых вкладов потребителей, измерение фактических вкладов потребителей и потоков искажения и регистрация их виновников, метрологическое обеспечение контроля КЭ, установленного договорами электроснабжения и техническими условиями на присоединение, и сертификация электроэнергии.

Управление КЭ должно рассматриваться как общесистемная задача, решаемая в рамках единой методологии, поддерживаемой нормативно- правовой базой и техническими средствами. С этих позиций наиболее актуальной следует считать разработку моделей для оценки КЭ в системе, инструментальных методов управления виновника ухудшения КЭ с целью определения его влияния на КЭ, инструментального метода расчета за электроэнергию с учетом ее качества.


Основные требования к моделям электрических систем, содержащим

распределенные смешанные источники искажения напряжения.


Качество электроэнергии оценивается по интегральным характеристикам функции распределения контролируемого ПКЭ. Методика оценки КЭ, установленная ГОСТ 13109-97 [1], построенная на непрерывном измерении ПКЭ в течение 24 часов.

Результаты измерений представляются в виде зависимости от времени частоты попаданий измеренного значения в заданный диапазон измерений контролируемого ПКЭ.

Полученные результаты относятся только к одной контролируемой точке электрической сети. Кроме того, метод с достоверностью в пределах допускаемых погрешностей измерений требует длительных наблюдений, результат которых распространяется, строго говоря, только на тот интервал времени, в течение которого эти наблюдения проводились.

Вместе с тем оценка КЭ по системе в целом необходима при решении следующих

задач:

- управления КЭ или целенаправленного проведения технических или организационных

мероприятий, направленных на обеспечение КЭ;

-выбора средств обеспечения КЭ и места их применения;

-определения частотных характеристик электроэнергетической системы (ЭЭС);

-оценки КЭ в зависимости от схемы ЭЭС, состава ее потребителей и видов

электроприемников.

-оценки КЭ в зависимости от графика нагрузки ЭЭС;

-определение технических условий на присоединение новых потребителей.

Очевидно, что некоторые из этих задач не могут быть решены с помощью средств измерений (СИ) ПКЭ или их решение потребует большого парка СИ. Вместе с тем перечисленные задачи можно рассматривать как проектные, прогнозные, оперативные, когда контроля КЭ в том смысле, как это указанно в ГОСТ 13109-97, не требуется, но необходима оценка возможного состояния ЭЭС по КЭ. Такие задачи могут быть решены только расчетным путем [4].

Расчетный метод хорошо известен, он ничем не отличается от методов, применяемых при расчетах режимов ЭЭС, цель которых в рамках поставленных здесь задач состоит в том, чтобы определить напряжения в заданных точках (узлах) ЭЭС при известных параметрах элементов сети, ее нагрузок, мощностях электростанций, средствах регулирования напряжения и реактивной мощности. Однако при решении задач КЭ есть и свои особенности, которые относятся прежде всего к параметрам элементов ЭЭС.

Параметры элементов сети должны быть адекватны характеру исследуемого искажения напряжения, т.е. для высших гармоник тока параметры сети должны быть представлены комплексными сопротивлениями на исследуемых частотах (гармониках), для токов обратной и нулевой последовательности – комплексными сопротивлениями соответствующих последовательностей с учетом особенностей конфигурации схемы замещения сети.

Нагрузка должна быть представлена комплексными входными сопротивлениями и источниками токов высших гармоник обратной и нулевой последовательностей. При необходимости входное сопротивление нагрузки представляется несколькими параллельными ветвями, каждая из которых имеет свои специфические особенности, обусловленные исследуемыми искажениями (источники искажений – асинхронные двигатели, конденсаторные батареи, фильтрокомпенсирующие и симметрирующие устройства).

Источники тока должны быть представлены комплексами генерируемых токов, состав и характер которых соответствует режиму работы источника искажения (преобразователя, дуговой сталеплавильной печи, несимметричной нагрузки). Задание токов в комплексной форме особенно необходимо для тех случаев, когда в ЭЭС несколько источников искажения, влияние которых на искажение напряжения определяются их суммарным воздействием.

Нагрузка должны быть представлена суточными графиками или их аппроксимацией по закону распределения в течение суток. В первом случаи необходимо, чтобы графики всех нагрузок, учитываемых в расчете, были синхронными, т.е. были известны значения активной и реактивной мощности каждой нагрузки в одно и тоже время. Во втором случаи, когда нагрузка задается законом распределения или гистограммой, необходимо также установить корреляционные связи между учитываемыми нагрузками, что позволит правильно определить их значения в конкретном расчете.

Генераторы электростанций при расчете отклонений напряжений учитываются теми параметрами, которые учитываются и при расчетах нормальных режимов, а при оценке искажений, вызванных токами высших гармоник и обратной последовательности, - соответствующими входными сопротивлениями. При отсутствии таких данных электростанции представляются сопротивлениями их трансформаторов связи с ЭЭС.

Средства регулирования напряжения и компенсации реактивной мощности (КРМ) вводятся в расчеты в зависимости от вида рассчитываемого ПКЭ.

Расчеты, выполненные по специально разработанной программе [4], для ЭЭС, содержащей сети от 10 до 220кВ, позволили оценить КЭ по ЭЭС в целом с учетом отклонений частоты, степени компенсации реактивной мощности, состава искажающей нагрузки и суточного графика ее изменения. На рис.1 приведена характеристика ЭЭС, на которой показан характер изменения коэффициента синусоидальности Ku в зависимости от узла системы и графика нагрузки в течение суток. Так например, в узле 31 Ku в течение суток изменялся от 0.2 до 1.6%.



Рис.1. Зависимость коэффициента от времени и номера узла системы.

Методика определения фактического влияния потребителя на КЭ.

Задача определения виновника искажений (ВИ) имеет два аспекта – технический и экономический. Технический определяется необходимостью выявления ВИ с целью разработки технических мероприятий, направленных на обеспечение КЭ. Экономический определяется необходимостью воздействия на участников электроснабжения (энергоснабжающая организация и потребитель) через систему финансовых санкций.

Механизм контроля и штрафных санкций достаточно прост и построен на договорных началах, когда энергоснабжающая организация и потребитель, заключая договор энергоснабжения, предусматривают в нем выполнение определенных условий, обеспечивающих в контрольных точках уровень показателей КЭ, требуемый

ГОСТ 131109-97.

Основным условием является непревышение установленного в договоре допустимого вклада потребителя (ДВД) в ухудшение КЭ. Допустимый вклад, рассчитываемый по «Правилам присоединения потребителей к сети общего назначения и заключения договоров электроснабжения по условиям качества электроэнергии», составляет долю от нормируемого ГОСТ уровня показателей КЭ. Такой вклад может устанавливаться по любым нормируемым ПКЭ, кроме отклонения напряжения и частоты, обязанность поддержания которых в нормируемых пределах возлагается на энергоснабжающую организацию. Договором же предусматривается и форма контроля КЭ (непрерывный, периодический). При контроле измеряются и оцениваются ПКЭ на соответствие требованиям ГОСТ -13109-97 и фактический вклад потребителя (ФВП) в уровень ПКЭ в контрольной точке. При этом, если требования ГОСТ в точке контроля не выполняются, ответственность за это возлагается на потребителя, ФВП > ДВП, он должен платить за потребляемую энергию с надбавкой к тарифу, если ФВП < ДВП, потребитель получает скидку к тарифу на электроэнергию.

В соответствии с договором та из двух сторон, которая не выполняет принятых условий, признается виновной в нарушении требований ГОСТ по КЭ.

Так, их рассмотренных выше двух случаев в первом виновником является потребитель, а во втором – энергоснабжающая организация.

При невыполнении норм ГОСТ по отклонениям напряжения и частоты потребитель всегда получает скидку к тарифу на электроэнергию.

На первый взгляд, проконтролировать соотношение между ФВП и ДВП достаточно просто: для этого надо знать их значения, принятые в суточном интервале. При этом ДВП задан (указан в договоре), а ФВП может в течение суток изменятся в достаточно широком диапазоне, так как его значение зависит от графика нагрузки потребителя, ее состава и доли в ней искажающих электроприемников(ЭП). В общем случае графики изменения Контролируемого ПКЭ на фоне фиксированных значений нормально допустимого значения Пнорм и предельно допустимого значения Ппред, установленных

ГОСТ 13109-97(нормированные значении) и договором (ДВП) в суточном интервале могут иметь вид, показанный на рис.2.



Рис.2. Графики ПКЭ в точке контроля (кривая 1) и ФВП (кривая 2).

Здесь, очевидно, выражены несколько характерных временных интервалов: t0 – t4; t5 – t8 – ПКЭ в точке контроля не превышают Пнорм и Ппред;

t4 – t5; t8 – t9; t10 – t11 – ПКЭ превышают Пнорм; t9 – t10 – ПКЭ превышают Ппред. При это ФВП (кривая 2) периодически принимает значения как меньше ДВП (условия договора выполняются) так и больше.

Следуя условиям договора, потребитель получает скидку (надбавку) только в том случаи, когда время превышения нормально допустимых значений Пнорм за сутки Т1 > 5% и (или) время превышения предельно допустимых значений Ппред Т2 > 0%. Однако, как было показано, превышение норм ГОСТ может происходить как по вине потребителя (ФПВ >ДВП), так и без его вины (ФВП < ДВП).

Допустим, что расчеты за электроэнергию с учетом скидок и надбавок проводятся за каждые сутки. Тогда по истечении суток по результатам измерений необходимо оценить как выполнение требований ГОСТ, так и ФВП. При непрерывных ежесуточных измерениях расчеты за электроэнергию производятся ежемесячно с учетом суточных оценок . При периодических измерениях (например, раз в квартал) результаты суточных оценок (или за 7 сут.) распространяются на все последующие месяцы вплоть до срока очередных измерений, что должно быть оговорено в договоре.

Вопрос об интегрировании результатов измерения ФВП за сутки играет при этом немаловажную роль, поскольку в конечном итоге определит сумму выплат со скидкой или надбавкой. Возможные алгоритмы решения этой задачи должны быть определены в

«Правилах применения скидок и надбавок к тарифам за качествам электроэнергии».

Однако, что касается метода определения фактического вклада потребителя, он должен быть единым для средств измерения, предназначенных для рассматриваемых целей. При этом ФВП, определяемый на заданном интервале времени, может быть выражен как в единицах контролируемого ПКЭ, так и в других единицах, принятых по соображениям целесообразности. Так, например, «Правила присоединения потребителей к сети общего назначения и заключения договоров электроснабжения по условиям качества электроэнергии» допускают оценку ФВП не только в единицах ПКЭ, но и в именованных единицах. Как правило, рекомендуется оценивать ФВП по ПКЭ, т.е. измерять его как коэффициент искажения синусоидальности напряжения KU, или коэффициент несимметрии напряжения по обратной последовательности K2U в соответствии с алгоритмами, установленными ГОСТ 131109-97. Однако при небольших значениях ФВП по току или по мощности соответствующих искажений. Например, по коэффициенту искажения синусоидальности тока или по активной (реактивной) мощности n-гармоники обратной последовательности и т.п. [5].

Расчеты за электроэнергию в зависимости от ее качества.

Экономический контроль КЭ проводится с целью применения финансовых санкций к участникам электроснабжения (энергоснабжающая организация, потребитель) при ухудшении КЭ.

Условия взаиморасчетов за КЭ, внесенные в договор между энергоснабжающей организацией и потребителем, устанавливают перечень ПКЭ, по которым ведется взаиморасчет, значения ДВП по этим ПКЖ\Э и порядок контроля КЭ. Для потребителя энергии госнабжающая организация не только юридическое лицо, но и система электроснабжения (СЭС), в состав которой входят и другие потребители, в том числе и те, которые присоединены к СЭС через общие шины с данным потребителем, например в точке общего присоединения (ТОП).

При таких условиях искажения напряжения в ТОП могут вносить и быть виновниками и другие участники электроснабжения. Рассматриваемый здесь метод коммерческого контроля в силу специфических особенностей самих ПКЭ может быть распространен только на нормируемые ПКЭ.

В этом случаи контроль КЭ должен быть инструментальным и при расчетах за электроэнергию не содержать расчетных процедур. Известные же из нормативных документов методы контроля можно отнести к расчетно-измерительным, тогда как только при инструментальном контроле, проведенном сертифицированными приборами, снимается вопрос о достоверности его результатов. Один из алгоритмов, отвечающий этому принципу, применен в приборе типа ЭРИС_СКЭ, осуществляющим функции учета электроэнергии и контроля ее качества. Прибор предназначен для непрерывных измерений как счетчик электроэнергии, но может использоваться и для периодического контроля КЭ с целью оценки условий выполнения договора энергоснабжения. Именно такой подход и предлагается здесь.

ГОСТ 13109-97 устанавливает суточный непрерывный контроль и как рекомендацию – недельный. Такой контроль приемлем для проверки выполнения требований ГОСТ по КЭ и его следует принять как минимальное необходимое требование при экономическом контроле. В этом смысле процедура контроля должна быть установлена договором на электроснабжение, и ограничением здесь может быть объем парка СИ. При ограниченном парке приборов и, следовательно, периодическом контроле потребуются специально подготовленные мобильные кадры. Таким образом, решение вопроса о характере контроля (периодический или постоянный) становится технико-экономической задачей.

Так как в результате измерения определяется электроэнергия, потребляемая при нормальном и ухудшенном КЭ, то для расчета размера финансовых санкций могут применятся тарифные коэффициенты, устанавливаемые на электроэнергию (ЭЭ) ухудшенного качества. В рассматриваемых ниже примерах применяются тарифные коэффициенты, размер которых устанавливается в зависимости от относительного времени превышения нормально T1 и предельно T2 допустимых значений ПКЭ.

Возможны три варианта расчетов за ухудшение КЭ:

  1. Скидки (надбавки) устанавливаются по единому тарифному коэффициенту СТ за

  2. электроэнергию, потребленную в периоды ее ухудшенного качества.

  3. Надбавки устанавливаются по индивидуальному СТ, определенному по тем

  4. значениям T1 и T2, в течении которых данный потребитель превышал свой ДВП.

  5. Скидки же устанавливаются по единому для всех СТ, определенному по

  6. суточным значениям T1 и T2. При этом со скидками (надбавками) оплачивается

  7. ЭЭ, потребленная в период ее ухудшенного качества.

  8. Скидки (надбавки) устанавливаются на весь объем ЭЭ, потребленной за сутки, по

  9. единому СТ.

Таким образом в первом варианте скидки (надбавки) устанавливаются по фактическим значениям T1 и T2 независимо от того, какая доля этого времени приходится на конкретного потребителя. Другими словами, все участники электроэнергетической системы имеют одну и ту же скидку (надбавку), значение которой распространяется на прошедшие сутки, когда КЭ не соответствовало требованиям ГОСТ. Суммарное количество электроэнергии , потребленной за время когда КЭ было ухудшено с учетом единого тарифного коэффициента, определенного по значениям T1 и T2, рассчитывается для каждого участника. Здесь - количество ЭЭ, оплачиваемой со скидкой; - количество ЭЭ, оплачиваемое с надбавкой.

Если , то каждый участник получает скидку за эту разницу, если - надбавку. При электроэнергия оплачивается по нуливому тарифу, т.е. без скидок и надбавок.

Общая стоимость электроэнергии за сутки по первому варианту:



где:

с0 – тариф на ЭЭ, руб/(кВт*час);

- количество электроэнергии, оплачиваемой по нулевому тарифу;

По второму варианту скидки устанавливаются также по единому тарифному коэффициенту за ту ЭЭ, которая потреблялась участком во время ее ухудшенного качества.

Надбавки же устанавливаются не по единому коэффициенту, а по его доле, пропорциональной времени, в течение которого потребитель был виновником искажения, т.е. его ФАП> ДВП. Это время, %, и включает в себя часы превышения нормально допустимых значений ПКЭ, часы превышения предельно допустимых значений, а также время T1. Поэтому отношение составляет ту долю СТ, которую данный участник должен оплатить с надбавкой.

Количество оплачиваемой таким образом ЭЭ составит:



Общая стоимость ЭЭ за сутки по второму варианту:



Очевидно, что стоимость ЭЭ, оплаченной каждым виновником с надбавкой, по второму варианту меньше, чем по первому, но вместе с тем такой подход в полной мере отвечает принципу «каждый платит свою долю».

В третьем варианте скидки (надбавки) устанавливаются для всего объема ЭЭ, потребленной за сутки, по тарифному коэффициенту СТ. При этом критерием определения СТ, как и прежде является и .

Этот вариант также имеет право на существование в силу следующих преимуществ:

  • способ начисления скидок (надбавок) существенно проще;

  • метод наиболее подходящий для распространения результатов суточных (недельных) измерений на более длительные периоды (квартал, год). Когда измерения не проводятся (периодический контроль КЭ).

Но он имеет и свои недостатки:

  • Дает завышенную сумму скидок (надбавок) независимо от фактического времени, в течение которого потреблялась ЭЭ ухудшенного качества;

  • Требует интегральной оценки виновности участника за сутки.

Выводы.

  1. Применение расчетных моделей требует подробного описания моделируемой системы, содержащего характеристики сети, состав электроприемников, графиков нагрузки. Такие модели, позволяющие рассчитать экстремальные значения ПКЭ в узлах электрической сети, удобны в проектных задачах и при решении вопросов выбора точек контроля КЭ.

  2. Необходимость определения фактического вклада потребителя в КЭ продиктована двумя обстоятельствами:

  • возможностью корректировать этот фактический вклад путем проведения

  • организационных и технических мероприятий;

  • возможностью определить виновника ухудшения КЭ путем сравнения фактического

  • и допустимого вкладов потребителя в точке их присоединения к электрической сети.

    1. Задача определения фактического вклада потребителя в КЭ может быть решена только приближенно в силу изменяющегося характера нагрузки, состава электроприемников, режима сети. С наибольшей достоверностью можно говорить только о наиболее вероятном фактическом вкладе в определенном интервале времени.

    2. Эффективным средством управления КЭ является система скидок (надбавок) к тарифам на электрическую энергию. Такая система приобретает практическую значимость только при инструментальном контроле и анализе КЭ с помощью специализированных средств, позволяющих осуществить учет расхода электроэнергии при одновременном контроле ее качества.

    3. Обязательным условием эффективного управления КЭ является правовая база, основой которой является договор электроснабжения, определяющий права и обязанности энергоснабжающей организации и потребителя в поддержании значений ПКЭ в пределах, установленных ГОСТ 13109-97.


Литература.

  1. Гост 13109-97. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения. М. Изд-во стандартов. 1998.

  2. Карташев И.И., Пономоренко И.С., Ярославский В.Н., Требования к средствам измерения показателей качества электроэнергии // Электричество.2000.№4.С.11-17.

  3. Анализ результатов проведенных измерений при контроле КЭ в электрических сетях 0.4-10 кВ / И.И. Карташев, И.С. Понаморенко, В.Н. Тульский, Р.Г. Шамонов //Сборник докладов Первой научно-практической конференции «Метрология электрических измерений в электроэнергетике».

М.: АО «ВНИИЭ», 2001.С,227-234.

4. Сатати С.С. Разработка методики расчетной оценки качества электроэнергии в

ЭЭС (на примере Кении). Дисс…канд. техн. наук. МЭИ. М., 2000.

  1. Способ инструментального выявления источников искажения напряжения и

  2. определения их влияния на качество электроэнергии. / И.И. Карташев, И.С. Понаморенкр, С.Ю. Сыромятников, Л.Л.Гук // Электричество.2001.№3.С.2-7.

Добавить в свой блог или на сайт

Похожие:

Р. Г. Шамонов Приведены основные требования к моделям электроэнергетическим систем, содержащих источники искажения напряжения. Предложены методика оценки влияния потребителя на качество электроэнергии и способы ра icon3 1 чёткость телевизионного изображения
Линейные и нелинейные искажения в телевизионном канале и способы их оценки

Р. Г. Шамонов Приведены основные требования к моделям электроэнергетическим систем, содержащих источники искажения напряжения. Предложены методика оценки влияния потребителя на качество электроэнергии и способы ра iconМетодика численной оценки экономического эффекта
И экономической эффективности использования метеорологических прогнозов для организации работ систем передачи электроэнергии

Р. Г. Шамонов Приведены основные требования к моделям электроэнергетическим систем, содержащих источники искажения напряжения. Предложены методика оценки влияния потребителя на качество электроэнергии и способы ра iconИнструкция по проверке трансформаторов напряжения и их вторичных цепей
В инструкции приведены программа и методы проверки трансформаторов напряжения (ТН) и их вторичных цепей. Даны основные сведения о...

Р. Г. Шамонов Приведены основные требования к моделям электроэнергетическим систем, содержащих источники искажения напряжения. Предложены методика оценки влияния потребителя на качество электроэнергии и способы ра iconИнструкция по проверке трансформаторов напряжения и их вторичных цепей
В инструкции приведены программа и методы проверки трансформаторов напряжения (ТВ) и их вторичных цепей. Даны основные сведения о...

Р. Г. Шамонов Приведены основные требования к моделям электроэнергетическим систем, содержащих источники искажения напряжения. Предложены методика оценки влияния потребителя на качество электроэнергии и способы ра iconИсточники вторичного электропитания. Классификация. Основные параметры. Линейные и импульсные источники
...

Р. Г. Шамонов Приведены основные требования к моделям электроэнергетическим систем, содержащих источники искажения напряжения. Предложены методика оценки влияния потребителя на качество электроэнергии и способы ра iconОсновные факторы удовлетворения потребителя: качество, уровень обслуживания и ценность
Цель нашей компании (Wal-Mart) — построение не просто лучшей системы удовлетворения потребителя, а легендарной

Р. Г. Шамонов Приведены основные требования к моделям электроэнергетическим систем, содержащих источники искажения напряжения. Предложены методика оценки влияния потребителя на качество электроэнергии и способы ра iconО нормативном документе «источники централизованного питьевого водоснабжения. Гигиенические требования. Правила выбора и контроль качества» Мазаев В. Т. Шлепнина
Рых призвана обеспечить эффективный контроль санитарной безопасности системы. Это – свойства источника водоснабжения и качество воды...

Р. Г. Шамонов Приведены основные требования к моделям электроэнергетическим систем, содержащих источники искажения напряжения. Предложены методика оценки влияния потребителя на качество электроэнергии и способы ра iconПрограмма курса «Электроснабжение автономных потребителей»
Классификация систем электроснабжения. Источники и приемники электроэнергии. Классификация приемников электроэнергии

Р. Г. Шамонов Приведены основные требования к моделям электроэнергетическим систем, содержащих источники искажения напряжения. Предложены методика оценки влияния потребителя на качество электроэнергии и способы ра icon1. общее описание
Круэ для распределительных сетей среднего класса напряжения. SafeRing может поставляться в виде стандартных моноблоков, содержащих...

Р. Г. Шамонов Приведены основные требования к моделям электроэнергетическим систем, содержащих источники искажения напряжения. Предложены методика оценки влияния потребителя на качество электроэнергии и способы ра iconПрограмма вступительных экзаменов в магистратуру по специальности
Основные требования к деталям и узлам машин. Понятия работоспособности, технологичности, экономичности. Понятие надежности, основные...


Разместите кнопку на своём сайте:
lib.convdocs.org


База данных защищена авторским правом ©lib.convdocs.org 2012
обратиться к администрации
lib.convdocs.org
Главная страница