Методы и модели эффективного управления режимами Единой электроэнергетической системы России

. (13)

С использованием коэффициентов отключения послеаварийные потоки определяются следующим образом:

. (14)

При вычислении коэффициентов отключения в онлайновую часть данные передаются через буфер в оперативной памяти, описываемой как

 (15)

Коэффициенты чувствительности для послеаварийной схемы сети, необходимые для блока выбора управляющих воздействий, могут быть получены в ходе процедуры, аналогичной получению коэффициентов наброса для доаварийной схемы. Для этого необходимо откорректировать матрицу в левой части (12) и обратить ее.

Если принять за основу информацию о коэффициентах наброса для послеаварийной схемы при отключении с номером , то в соответствии с принципом наложения, справедливого для линейной схемы, поток мощности в послеаварийной режиме в некоторой линии можно вычислить как

, (16)

где - поток в доаварийном режиме (может быть зафиксирован по данным телеметрии); - потоки мощности в отключаемой линии в доаварийном режиме (могут быть известны также по телеметрии) соответственно со стороны узла и .

Учитывая, что приближенно , получаем:

. (17)

В. Наброс от узловой инъекции в послеаварийной схеме может быть интерпретирован как совмещение отключения ветви и небаланса мощности в узле. При этом последовательность возмущении для линейной цепи значения не имеет. В таком случае при отключении ветви после наброса мощности в узле согласно принципу суперпозиции приращение потока в ветви равно:

, (18)

где - приращение потока в ветви после наброса в узле .

В свою очередь последнее приращение равно:

. (19)

Соответственно, после подстановки (44) в (45) получаем

(20)

где - искомый коэффициент; .

Последняя формула позволяет эффективно вычислять коэффициенты для послеаварийной схемы, пользуясь коэффициентами наброса и отключения, полученными в доаварийной схеме. Основной объем вычислений связан с решением системы (12), выполняемом многократно при получении и для исходной схемы.

При обновлении телеметрической информации осуществляется только подстановка измеренных значений мощностей. На основании рассчитанных значений мощностей выполняется анализ статической устойчивости.

Таким образом, для большинства аварий расчет коэффициентов наброса для послеаварийного режима не проводится, что дает ощутимую экономию машинного времени.

Управление электропотреблением.

Опыт работы в традиционно сложных условиях прохождения осенне-зимних максимумов нагрузки и сохраняющаяся недостаточность развития энергосистемы по отношению к сложности режимов ее работы показывают, что управление спросом на электроэнергию становится важным и необходимым элементом в управлении режимом работы энергосистемы.

Все методы, управляющие спросом на электроэнергию можно подразделить на экономические и внеэкономические.

К экономическим методам относятся увеличение цен на энергию и мощность в периоды и в узлах высокого спроса; повышение платы за присоединение к сети в узлах высокого спроса; скидки для потребителей, снижающих мощность нагрузки.

Внеэкономические методы включают в себя административные ограничения и отключения потребителей сетевыми компаниями, повсеместно используемые в мировой практике для ликвидации и предотвращения аварийных режимов. Для точного понимания сути применяемых административных методов управления важно отметить, что основное различие между ограничениями и отключениями - темп принятия решений об их применении.

С помощью ограничений планируемый режим приводится к допустимым параметрам, т. е. исключается «запланированная» перегрузка энергооборудования. При этом Системный оператор обязан обеспечить допустимость любого из режимов, которые могут сложиться при возникновении нормативных возмущений - выходе из строя генераторов, линий или другого оборудования.

Для того чтобы обеспечить достаточную эффективность вводимых ограничений и минимизировать предпосылки возникновения необходимости применения отключений, требуется высокая координация, тщательное планирование и совместная проработка организационно-технических вопросов.

Чтобы снизить ущерб, наносимый потребителям отключениями, необходимы высокая четкость и согласованность действий всех участников, которые нарабатываются тренировками.

В современной рыночной системе отношений, очевидно, наибольший эффект дают методы управления, учитывающие экономические интересы потребителей. В соответствии с этим разработан механизм, который уже в ближайшее время позволит управлять спросом на электроэнергию на возмездной основе. Предлагаемая технология получила название - добровольное ограничение нагрузки.

Добровольное ограничение нагрузки предусматривает экономическое стимулирование снижения энергопотребления за счет выплаты потребителям за каждый непотребленный кВтч суммы, существенно превышающей стоимость электроэнергии на оптовом рынке. Источником средств для оплаты является оптовый рынок электроэнергии.

В добровольном ограничении нагрузки может участвовать любой конечный потребитель на договорной основе. При этом не имеет значения, включен ли данный потребитель в графики ограничений, формируемые административно. Если потребитель не желает участвовать в ограничениях за вознаграждение, то он остается участником графиков административных ограничений.

Режим ограничения нагрузки активируется по команде Системного оператора только в отношении конкретных часов и проблемных территорий. При возникновении необходимости в первую очередь ограничения вводятся для участников программы добровольного отключения нагрузки. Если из-за тяжести режима объема добровольного ограничения нагрузки недостаточно, ограничения вводятся уже для потребителей, участвующих в графиках ограничений, формируемых в административном порядке.

Таким образом, у потребителей есть выбор или в первоочередном порядке добровольно снизить потребление электроэнергии и получить за это весомое вознаграждение, или ограничить потребление в соответствии с административно установленным графиком во вторую очередь, после участников программы добровольного ограничения нагрузки, но при этом бесплатно.

Внедрение добровольного ограничения нагрузки повысит эффективность управления спросом, благодаря чему уменьшится объем административных ограничений и снизится вероятность применения отключений потребителей.

Выполненные диссертационные исследования позволяют сделать следующие теоретические и практические выводы и заключения:

1. В России создан рынок электроэнергии, состоящий из рынка долгосрочных контрактов, спотового рынка, балансирующего рынка, рынка системных услуг и рынка мощности. В работе предлагается модель балансирующего рынка, обеспечивающего минимизацию затрат на поддержание постоянного баланса между потреблением и генерацией, оператором которого является Системный оператор. Разработана и предложена концепция рынка системных услуг, как неотъемлемой части новой, конкурентной модели рынка электроэнергии и мощности. При проведении аукционов электроэнергии обеспечен учет системных ограничений.

2. В работе определены стратегическая цель и миссия Системного оператора, появившиеся в результате реформирования электроэнергетической отрасли, а также приоритетные направления деятельности на ближайшую перспективу. Выделены деловые процессы управления электроэнергетической системой и определены задачи их реинжиниринга, улучшающего показатели надежности ЕЭС.

3. Сформулированы задачи и цели электрического соединения ЕЭС/ОЭС и UCTE, которое позволит создать единую рыночную платформу на Евразийском континенте. Предложена структура проекта «Разработка ТЭО синхронного объединения энергосистем ЕЭС/ОЭС и UCTE».

4. Разработаны технические требования к создаваемой в ЕЭС/ОЭС Системе мониторинга переходных режимов, значительно повышающей уровень исследований динамических свойств ЕЭС/ОЭС. На базе СМПР проведены исследования низкочастотных колебаний в ЕЭС/ОЭС при технологических нарушениях и в нормальных режимах работы энергообъединения. Регулярный частотный анализ параметров режимов с помощью СМПР показывает, что низкочастотные колебания в диапазоне (0,1 - 2) Гц хорошо демпфируются и их амплитуды находятся в интервалах погрешности измерений.

5. Сформулированы требования к модели расчета и анализа установившихся режимов энергообъединения ЕЭС/ОЭС, ориентированные на задачи планирования и управления режимами в условиях конкурентного рынка электроэнергии, приведены технические характеристики расчетной модели ЕЭС/ОЭС.

6. Предложен подход к динамическому моделированию энергообъединения ЕЭС/ОЭС, заключающийся в создании базовой динамической модели, в которой представлены подробные модели систем регулирования основных элементов, определяющих динамическое поведение системы.

7. Разработана процедура верификации базовой динамической модели ЕЭС/ОЭС, основанная на результатах мониторинга динамического поведения энергообъединения с помощью СМПР и его моделирования.

8. Предложен иерархический подход к оцениванию состояния электроэнергетической системы.

9. Разработан бизнес-процесс создания единого диспетчерского графика, обеспечивающий участникам рынка точность исполнения ими договорных обязательств. Определены требования к диспетчерскому графику и сформулированы критерии его качества.

10. Разработаны методы и алгоритмы синтеза и актуализации единой расчетной модели энергообъединения, имеющей ключевое значение при проведении ценовых аукционов и являющейся важнейшим этапом при формировании диспетчерского графика.

11. Предложен метод решения задачи оптимального планирования режимов, позволяющий определить оптимальный режим работы объектов, при котором достигалась бы максимальная эффективность при заданных критериях экономичности. Решена задача выбора состава работающего оборудования.

12. Сформулированы требования к регулированию частоты и перетоков активной мощности, которое является одной из основных системных услуг, представляемых Системным оператором участникам параллельной работы энергообъединения ЕЭС/ОЭС. Рассмотрена концепция регулирования частоты и перетоков в энергообъединении стран СНГ и Балтии, в которой впервые сформулированы требования к энергосистемам, входящим в ЕЭС/ОЭС в части первичного, вторичного и третичного регулирования частоты и мощности.

13. Разработана методика определения объемов и размещения резервов мощности в энергосистемах, входящих в состав синхронного объединения ЕЭС/ОЭС, установлен порядок расчета и размещения первичных и вторичных резервов активной мощности.

14. Предложен принцип и алгоритм централизованного противоаварийного управления, внедренный и успешно функционирующий в ЕЭС России.

15. Разработана технология добровольного ограничения нагрузки, которая предусматривает экономическое стимулирование снижения электропотребления.

Содержание диссертационной работы отражено в следующих основных публикациях:

1. Аюев Б.И. Применение метода главных компонент при расчете псевдоизмерений для задачи оценивания состояния / Б.И. Аюев, Э.О. Зифферман, А.В. Липес // Алгоритмы обработки данных в электроэнергетике. - Иркутск: Изд-во СЭИ СО АН СССР, 1982. - С. 95-104.

2. Аюев Б.И. Комплекс программ для оперативного анализа стационарных режимов ОЭС Урала / Б. И. Аюев, Э. О. Зифферман, В. Л. Прихно, П. А. Черненко // Тез. докл. науч.-техн. конф. по вопросам совершенствования диспетчерского управления объединенной энергосистемой Урала. - Свердловск, 1982. - С. 27-30.

3. Аюев Б.И. Синтез системы моделей для задачи управления электрическими режимами ЭЭС / Б. И. Аюев, Э. О. Зифферман, А.В. Липес // Информационное обеспечение диспетчерского управления в электроэнергетике. - Новосибирск: Наука, 1985.

4. Аюев Б.И. Опыт применения задачи оценивания состояния в оперативном управлении ОЭС Урала / Б.И. Аюев, Э.О. Зифферман, А.П. Копсяев // Электрические станции. - 1986. - № 9. - С. 40-43.

5. Липес А.В. Расчеты послеаварийных режимов в централизованной противоаварийной автоматике ОЭС Урала / А.В. Липес, Б.И. Аюев // Информационное обеспечение: Задачи реального времени в диспетчерском управлении. - Каунас: Изд-во Ин-та физ.-техн. проблем энергетики АН Литовской ССР, 1989. - С. 30-35.

6. Аюев Б.И. Алгоритмы управления аварийными режимами энергетических систем / Б.И. Аюев, В.В. Зубарев // Управление и автоматизация электроэнергетических систем: Межвуз. сб. науч. тр. - Новосибирск: Изд-во НЭТИ, 1991. - С. 83-90.

7. Аюев Б.И. Система противоаварийного управления Уральской энергосистемой на ЭВМ ЕС1011 / Б.И. Аюев, Е.А. Мошкин, Б.И. Слодарж // Управляющие системы и машины / Ин-т кибернетики им. В.М. Глушкова. - Киев. - 1991. - № 4. - С. 120-129.

8. Аюев Б.И. О проблеме стоимостной оценки реверсивных обменов мощностью и энергией между оптовым рынком и АО-энерго / Б.И. Аюев, В.Д. Ермоленко, П.М. Ерохин, Н.Г. Шубин // Вестник ФЭК России. - 1998. - № 6. - С. 67-71.

9. Аюев Б.И. Определение параметров радиальных узловых эквивалентов в ЦПА ОЭС Урала / Б.И. Аюев // Вестник УГТУ-УПИ: Сб. тр. каф. «Автоматизированные электрические системы». - Екатеринбург: Изд-во Урал. гос. техн. ун-та, 2000. - С. 207-211.

10. Аюев Б.И. О маржинальном ценообразовании в электроэнергетике России / Б.И. Аюев, П.М. Ерохин, Н.Г. Шубин // Вестник УГТУ-УПИ: Сб. тр. каф. «Автоматизированные электрические системы». - Екатеринбург: Изд-во Урал. гос. техн. ун-та, 2000. - С. 248-256.

11. Аюев Б.И. Рынки генерации и их диспетчеризация как факторы инвестиционного климата в электроэнергетике / Б.И. Аюев, П.М. Ерохин, Н.Г. Шубин // Вестник ФЭК России. - 2000. - № 7-12. - С. 80-87.

12. Аюев Б.И. Реформа диспетчерского управления как фактор улучшения инвестиционного климата в электроэнергетике / Б.И. Аюев // Энергетик. - 2002. - № 12. - С. 4-5.

13. Аюев Б.И. Иерархическая система расчета текущего режима Единой энергетической системы по данным телеизмерений / Б.И. Аюев, А.Т. Демчук, В.Л. Прихно // - 2002. - № 5. - С. 9-12.

14. Аюев Б.И. Оптовый рынок электроэнергии и реинжиниринг деловых процессов оперативно-диспетчерского управления / Б.И. Аюев // Вестник УГТУ-УПИ. - 2004, № 12 (42): Энергосистема: управление, качество, конкуренция: Сб. докл. II Всерос. науч.-техн. конф. / ГОУ ВПО «УГТУ-УПИ». - Екатеринбург, 2004. - С. 16-19.

15. Аюев Б.И. Системная надежность / Б.И. Аюев // Вестник УГТУ-УПИ. - 2004, № 12 (42): Энергосистема: управление, качество, конкуренция: Сб. докл. II Всерос. науч.-техн. конф. / ГОУ ВПО «УГТУ-УПИ». - Екатеринбург, 2004. - С. 237-249.

16. Аюев Б.И. Реализация миссии системного оператора ЕЭС России / Б. И. Аюев, П.М. Ерохин, Н.Г. Шубин // Материалы докл. V Всероссийского совещания «Энергосбережение и энергетическая безопасность регионов России», 10-12 ноября 2004 г. - Томск: Изд-во ЦНТИ, 2004. - С. 49-54.

17. Аюев Б.И. Реинжиниринг деловых процессов оперативно-диспетчерского управления в связи с запуском конкурентного сектора «5-15%» оптового рынка электроэнергии / Б.И. Аюев, П.М. Ерохин, Н.Г. Шубин // Материалы междунар. науч.-техн. конф. «Электроэнергия и будущее цивилизации». - Томск: Изд-во Томского гос. ун-та, 2004. - С. 27-30.

18. Аюев Б.И. Планирование режимов энергосистем в целях обеспечения надежности / Б.И. Аюев // Труды второй междунар. науч.-техн. конф. «Энергетика, экология, энергосбережение, транспорт» / Под ред. В.П. Горелова, Н.Н. Лизалека. - Новосибирск: Изд-во Новосиб. гос. акад. водн. трансп., 2004. - С. 7-9.

19. Аюев Б.И. Принципы диспетчеризации электроэнергетики / Б.И. Аюев, П.М. Ерохин, Н.Г. Шубин // Вестник УГТУ-УПИ. - 2004, № 12 (42): Энергосистема: управление, качество, конкуренция: Сб. докл. II Всерос. науч.-техн. конф. / ГОУ ВПО «УГТУ-УПИ». - Екатеринбург, 2004. - С. 13-15.

20. Аюев Б.И. Формирование договорных обязательств и планирование диспетчерских графиков / Б.И. Аюев, П.М. Ерохин, Н.Г. Шубин // Электронное обозрение / Ин-т проблем моделирования в энергетике НАН Украины. - Киев. - 2004. - № 6. - С. 73-83.

21. Аюев Б.И. Основные технологические задачи Системного оператора / Б.И. Аюев, Е.В. Машалов, В.Г. Неуймин, Н.Г. Шубин // Вестник УГТУ-УПИ. - 2004, № 12 (42): Энергосистема: управление, качество, конкуренция: Сб. докл. II Всерос. науч.-техн. конф. / ГОУ ВПО «УГТУ-УПИ». - Екатеринбург, 2004. - С. 27-30.

22. Аюев Б.И. Выбор оптимального состава генерирующего оборудования в условиях конкурентного рынка электроэнергии / Б.И. Аюев, В.Г. Неуймин, А.С. Александров // Материалы междунар. науч.-техн. конф. «Электроэнергия и будущее цивилизации». - Томск: Изд-во Томского гос. ун-та, 2004. - С. 31-33.

23. Аюев Б.И. Оптимизация состава генерирующего оборудования в условиях конкурентного рынка электроэнергии / Б.И. Аюев, В.Г. Неуймин, А.С. Александров // Труды второй междунар. науч.-техн. конф. «Энергетика, экология, энергосбережение, транспорт» / Под ред. В.П. Горелова, Н.Н. Лизалека. - Новосибирск: Изд-во Новосиб. гос. акад. водн. трансп., 2004. - С. 10-12.

24. Аюев Б.И. Оптимизация структуры диспетчерского управления / Б.И. Аюев, П.М. Ерохин // Вестник УГТУ-УПИ. - 2005, № 12 (64): Проблемы управления электроэнергетикой в условиях конкурентного рынка / Отв. ред. П.И. Бартоломей ; ГОУ ВПО «УГТУ-УПИ». - Екатеринбург, 2005. - С. 9-14.

25. Аюев Б.И. Комплексная оптимизация режимов ЕЭС России в условиях функционирования конкурентного рынка / Б.И. Аюев, П.М. Ерохин, В.Г. Неуймин, Н.Г. Шубин // Вестник УГТУ-УПИ. - 2005, № 12 (64): Проблемы управления электроэнергетикой в условиях конкурентного рынка / Отв. ред. П.И. Бартоломей; ГОУ ВПО «УГТУ-УПИ». - Екатеринбург, 2005. - С. 15-22.

26. Аюев Б.И. Вариант реализации балансирующего рынка электроэнергии в России / Б.И. Аюев, П.М. Ерохин, И.В. Чунарев, Н.Г. Шубин // Электротехнические комплексы и системы: Межвуз. науч. сб. - Уфа: УГАТУ, 2005. - С. 288-292.

27. Аюев Б.И. Ценообразование на конкурентных рынках электроэнергии / Б.И. Аюев, П.М. Ерохин, И.В. Чунарев, Н.Г. Шубин // Электротехнические комплексы и системы: Межвуз. науч. сб. - Уфа: УГАТУ, 2005. - С. 208-211.

28. Аюев Б.И. Организация рынка системных услуг в ЕЭС России / Б.И. Аюев, П.М. Ерохин, Н.Г. Шубин // Функционирование и развитие рынков электроэнергии и газа: Материалы второй науч.-практич. конф. / Сб. науч. тр. Ин-та проблем моделирования в энергетике им. Г.Е. Пухова. - Киев, 2005. - С. 16-20.

29. Приоритетные направления деятельности ОАО «СО - ЦДУ ЕЭС» до 2008 года / Под общей ред. Б.И. Аюева. - М.: ОМЕГА-Л, 2005. - 128 с.

30. Ayuyev B.I. The Software Complex of Optimal Power Flow Solution for United Power System of Russia in a Competitive Electricity Market / B.I. Ayuyev, P.M. Yerohin, V.G. Neuymin, E.V. Mashalov, N.G. Shubin // IEEE Power Tech Conference Proceedings (St. Petersburg, 27-30 June 2005). Paper № 696.

31. Ayuyev B.I. Unit Commitment with Network Constraints / B.I. Ayuyev, P.M. Yerohin, V.G. Neuymin, N.G. Shubin, A.A. Alexandrov // IEEE Power Tech Conference Proceedings (St. Petersburg, 27-30 June 2005). Paper № 697.

32. Аюев Б.И. Информационная система оперативно-диспетчерского управления ЕЭС России / Б.И. Аюев, П.М. Ерохин, И.В. Чунарев, Н.Г. Шубин // Вестник УГТУ-УПИ. - 2005, № 12 (64): Проблемы управления электроэнергетикой в условиях конкурентного рынка / Отв. ред. П.И. Бартоломей ; ГОУ ВПО «УГТУ-УПИ». - Екатеринбург, 2005. - С. 29-31.

33. Аюев Б.И. Принципы организации международной системы мониторинга переходных режимов / Б.И. Аюев // Функционирование и развитие рынков электроэнергии и газа / Сб. науч. тр. Ин-та проблем моделирования в энергетике им. Г.Е. Пухова. Спец. выпуск. - Киев, 2006. - С. 7-11.

34. Аюев Б.И. Стратегия развития Системного оператора ЕЭС России / Б.И. Аюев, П.М. Ерохин // Функционирование и развитие рынков электроэнергии и газа / Сб. науч. тр. Ин-та проблем моделирования в энергетике им.Г.Е.Пухова. Спец. выпуск. - Киев, 2006. - С. 12-20.

35. AyuevB. International Scientific Conference & Exhibition `Monitoring of Power System Dynamic Performance'/ B. Ayuev, Y. Kulikov, M. Korolev // ELECTRA. - 2006. - № 228. - P. 18-26.

36. AyuevB. Wide Area Monitoring System of IPS/UPS: Application for Digital Model Validation / B. Ayuev, Y. Kulikov //// Third International Conference on Critical Infrastructures (Alexandria, VA, USA, 25-28 September 2006).

37. Ayuev B. IPS/UPS Wide Area Measurement System / B. Ayuev, P. Erokhin, Y.Kulikov // CIGRE Session 41 (Paris, 27 August - 1 September 2006). Paper C2-211.

38. Аюев Б.И. Система мониторинга переходных режимов ЕЭС/ОЭС / Б.И. Аюев, П.М. Ерохин, Ю.А. Куликов // Технологии управления режимами энергосистем XXI века: Сб. докл. Всерос. науч.-практич. конф. (Новосибирск, 29-30 сентября 2006 г.) / Отв. ред. А.Г. Фишов. - Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2006. - С. 83-92.

39. Аюев Б.И. Взаимосвязь задач планирования электроэнергетических режимов и проведения аукционов на конкурентных рынках электроэнергии / Б.И. Аюев, А.А. Багрянцев, Е.В. Машалов, В.Г. Неуймин // Функционирование и развитие рынков электроэнергии и газа / Сб. науч. тр. Ин-та проблем моделирования в энергетике им. Г.Е. Пухова. Спец. выпуск. - Киев, 2007. - С. 8-17.

40. Аюев Б.И. Обеспечение операционных резервов на территории синхронной зоны Европы / Б.И. Аюев, К.А. Никишин, П.М. Ерохин / Функционирование и развитие рынков электроэнергии и газа / Сб. науч. тр. Ин-та проблем моделирования в энергетике им. Г.Е. Пухова. Спец. выпуск. - Киев, 2007. - С. 18-27.

41. Аюев Б.И. Рынки электроэнергии и их реализация в ЕЭС России / Б.И. Аюев. - Екатеринбург: УрО РАН, 2007. - 107 с.

42. Ayuev B. PMU Application for UPS/IPS Dynamic Performance Monitoring and Study / B. Ayuev, P. Erokhine, Y. Kulikov // CIGRE Session 42 (Paris, 24-29 August 2008). Paper C2-101.

43. Opadchiy F.Y. The Impact of the Capacity Market on Providing the Power System Reliability / F.Y. Opadchiy, A.M. Kataev, B.I. Ayuev // CIGRE Session 42 (Paris, 24-29 August 2008). Paper C5-304.

44. Аюев Б.И. Концептуальные основы рынка мощности в ЕЭС России / Б.И. Аюев // Электрические станции. - 2008. - № 8. - С. 4-8.

45. Аюев Б.И. Верификация цифровых моделей ЕЭС/ОЭС / Б.И. Аюев, А.С. Герасимов, А.Х. Есипович, Ю.А. Куликов // Электричество. - 2008. - № 5. - С. 2-7.

46. Аюев Б.И. Анализ эффективности вычислительных моделей расчета установившихся режимов электрических систем / Б.И. Аюев, В.В. Давыдо, В.Г. Неуймин // Электричество. - 2008. - № 8. - С. 2-14.

47. Аюев Б.И. Вычислительные модели потокораспределения в электрических системах / Б.И. Аюев, В.В. Давыдов, П.М. Ерохин, В.Г. Неуймин. - М.: Флинта: Наука, 2008. - 256 с.

48. Аюев Б.И. Основы функционирования объединенной электроэнергетической системы континентальной Европы / Б.И. Аюев. - Екатеринбург: УрО РАН, 2008. - 286 с.

Размещено на Allbest.ru