40
АНАЛИТИКА
СЕТИ РОССИИ
40
40
П
роблемы
планирования
развития
сетей
были
актуальны
для
электро
-
сетевых
компаний
во
все
времена
.
Интенсивность
раз
-
вития
электросетевого
комплекса
во
многом
определяется
спросом
на
электрическую
мощность
на
тех
или
иных
территориях
и
в
соот
-
ветствующих
узлах
сети
.
Сегодня
задача
повышения
доступности
энергетической
инфраструктуры
России
,
а
также
обеспечения
её
опережающего
развития
обозна
-
чена
как
приоритетное
страте
-
гическое
направление
развития
страны
и
одна
из
наиболее
про
-
блемных
областей
современной
российской
электроэнергетики
.
Традиционный
подход
боль
-
шинства
электросетевых
компа
-
ний
к
вопросам
разработки
пер
-
спективных
схем
развития
сетей
содержит
два
следующих
направ
-
ления
.
1.
Участие
в
процессе
разработ
-
ки
и
утверждения
схем
и
про
-
грамм
развития
электроэнер
-
гетики
различных
уровней
в
соответствии
с
Постановлени
-
ем
Правительства
РФ
№
823
от
17.10.2009 «
О
схемах
и
программах
перспективного
развития
электроэнергетики
».
2.
Разработка
собственными
си
-
лами
локальных
комплексных
технических
решений
по
раз
-
витию
того
или
иного
участка
сети
с
учётом
имеющихся
данных
и
приблизительных
расчётов
.
Первый
подход
предусматри
-
вает
длительный
процесс
сбора
и
обработки
большого
количества
исходных
данных
от
различных
субъектов
электроэнергетики
,
формирования
и
расчёта
схем
различной
конфигурации
.
Дан
-
ная
работа
обычно
поручается
специализированной
проектной
организации
и
выполняется
за
продолжительный
период
вре
-
мени
.
Результаты
работы
носят
обычно
стратегический
характер
,
позволяют
увидеть
некое
идеаль
-
ное
целевое
состояние
системы
на
горизонт
планирования
(5—
15
лет
),
но
не
дают
информации
о
деталях
развития
тех
или
иных
участков
сети
и
её
промежуточ
-
ных
состояниях
.
Во
втором
случае
у
электро
-
сетевых
компаний
имеется
воз
-
можность
создания
множества
схем
,
отражающих
различные
состояния
сети
,
но
полноценных
инструментов
,
позволяющих
выполнить
их
расчёты
с
доста
-
точной
степенью
точности
,
нет
.
В
результате
проведения
неточ
-
ных
расчётов
повышается
риск
выявления
на
стадии
рабочего
проектирования
дополнительных
необходимых
объёмов
работ
,
которые
ранее
не
учитывались
при
принятии
технических
ре
-
шений
.
Следствием
этого
часто
бывает
невозможность
достиже
-
ния
запланированного
технико
-
экономического
эффекта
,
что
отрицательным
образом
сказы
-
вается
на
показателях
деятельно
-
сти
компании
.
Совершенно
очевидно
,
что
традиционные
подходы
к
плани
-
рованию
развития
электросете
-
вого
комплекса
не
достаточно
отвечают
современным
требо
-
ваниям
и
динамике
изменения
внешних
факторов
.
Попытки
решить
данную
проблему
«
де
-
довскими
»
методами
в
«
ручном
»
режиме
управления
заведомо
обречены
на
неудачу
,
поскольку
процесс
технологического
при
-
соединения
новых
потребите
-
лей
к
электрической
сети
сам
по
себе
достаточно
сложен
.
С
одной
стороны
,
он
очень
глубо
-
ко
интегрирован
«
внутрь
»
бизнес
-
процессов
сетевой
компании
,
а
с
другой
—
нуждается
в
серьёзной
Автоматизация
процессов планирования
развития электрических
сетей
В настоящее время электросетевые компании сталкиваются с ежедневной
задачей перспективного моделирования и планирования развития элек-
тросетевого комплекса с учётом различных вариантов технологического
присоединения новых потребителей к электрическим сетям.
Андрей БЕРЕЗИН — зам. генерального директора,
директор Департамента промышленности и энергетики, к.т.н., ООО «ПСИ»,
Юрий ЮЩАК — технический директор ООО «ПСИ Энерго»
с
и
с
т
е
м
ы
у
п
р
а
в
л
е
н
и
я
системы управления
41
№ 2 (17), март–апрель, 2013
41
41
№ 2 (17), март–апрель, 2013
дополнительной
информационной
,
технологической
,
методической
,
нормативной
и
организационной
поддержке
со
стороны
отрасли
.
Безусловно
,
упомянутая
двух
-
уровневая
система
планирования
должна
быть
идеологически
сохра
-
нена
,
однако
в
силу
технологиче
-
ского
единства
электроэнергетики
необходим
также
и
промежуточный
уровень
,
который
должен
обеспе
-
чить
информационный
обмен
«
по
вертикали
»
и
«
по
горизонтали
»,
а
также
со
смежными
системами
управления
(
например
,
АСДУ
).
Об
-
щая
иерархия
такой
модели
пред
-
ставлена
на
рис
. 1.
В
силу
специфики
выполняемых
задач
технические
решения
на
раз
-
ных
уровнях
существенно
отличают
-
ся
друг
от
друга
.
Так
,
функциональ
-
ность
верхнего
уровня
должна
быть
направлена
прежде
всего
на
под
-
держку
сложных
многовариантных
итерационных
электротехнических
расчётов
устойчивости
и
надёж
-
ности
работы
энергосистемы
,
рас
-
чётов
режимов
её
работы
,
выбора
состава
и
моделирования
работы
устройств
РЗА
,
а
также
комплекса
технико
-
экономических
расчётов
по
выбору
оптимальных
вариантов
развития
ЕЭС
России
.
Системы
на
нижнем
уровне
су
-
щественно
проще
по
функциям
и
должны
быть
ориентированы
на
обслуживание
новых
абонентов
,
абсолютное
большинство
из
кото
-
рых
—
мелкие
потребители
.
Так
,
на
-
пример
,
согласно
статистике
ОАО
«
Ленэнерго
», 97%
от
общего
потока
заявок
на
выдачу
ТУ
приходится
на
заявки
на
подключение
мощности
менее
100
кВт
.
Таким
образом
,
решение
зада
-
чи
с
ТП
на
нижнем
региональном
уровне
позволило
бы
существенно
снизить
напряжённость
проблемы
доступности
энергетической
инфра
-
структуры
страны
для
мелкого
бизне
-
са
и
частных
потребителей
.
Причём
сделать
это
возможно
за
вполне
при
-
емлемые
сроки
— 2—3
года
.
Лучшие
мировые
практики
по
-
казывают
,
что
наиболее
эффектив
-
ным
способом
создания
систем
управления
ТП
является
комплекс
-
ная
автоматизация
соответствую
-
щих
бизнес
-
процессов
на
базе
современных
и
хорошо
прорабо
-
танных
методических
подходов
.
Но
для
результативной
автоматизации
процесса
ТП
недостаточно
просто
выбрать
состав
средств
автома
-
тизации
и
провести
закупку
соот
-
ветствующего
программного
обе
-
спечения
.
Для
этого
как
минимум
необходимо
:
•
организовать
и
провести
инвен
-
таризацию
имеющихся
сетевых
активов
сначала
укрупнённо
,
а
затем
,
по
мере
наработки
опы
-
та
,
всё
более
и
более
детальную
;
•
разработать
типовые
проектные
решения
(
ТПР
)
для
нескольких
наиболее
часто
встречающихся
типов
ТП
;
•
разработать
укрупнённые
норма
-
тивы
стоимости
и
сроков
выпол
-
нения
ТП
с
учётом
нескольких
уточняющих
коэффициентов
(
местоположение
потребителя
,
тип
ТПР
,
плотность
застройки
,
наличие
свободных
кабельных
трасс
и
пр
.);
•
провести
анализ
реальной
загрузки
питающих
центров
;
•
выстроить
упрощённую
модель
документооборота
и
модель
при
-
нятия
решений
;
•
выстроить
систему
информиро
-
вания
заявителей
и
обучения
собственного
персонала
процес
-
су
обработки
заявок
,
разработке
ТУ
,
договорной
работе
и
пр
.
•
Из
состава
вышеперечислен
-
ных
мероприятий
«
вытекает
»
и
минимально
необходимый
состав
средств
автоматизации
,
а
именно
:
•
геоинформационная
система
(
ГИС
)
для
проведения
инвен
-
таризации
пространственно
-
распределённых
активов
,
про
-
ведения
анализа
существующих
и
перспективных
трасс
и
фор
-
мирования
схем
ТП
к
центрам
питания
и
пр
.;
•
расчётная
система
контроля
уровней
нагрузки
в
центрах
питания
и
в
точках
присоеди
-
нения
к
сетям
более
высоких
классов
напряжения
,
контроля
уровней
ТКЗ
и
пр
.
При
этом
система
должна
иметь
воз
-
можность
хранить
«
временные
срезы
»
перспективной
модели
сети
для
корректной
обработки
новых
заявок
на
ТП
и
контроля
нормативов
загрузки
центров
питания
;
•
система
управления
жизненным
циклом
заявок
на
ТП
от
подачи
заявки
до
подписания
акта
ТП
,
которая
позволяет
вести
соот
-
ветствующий
технологический
и
корпоративный
документообо
-
рот
,
информировать
заявителей
о
ходе
прохождения
заявки
по
этапам
,
формировать
необхо
-
димые
отчётные
документы
,
запросы
на
планирование
Рис
. 1.
Структура
целевой
системы
управления
перспективным
развитием
сети
42
СЕТИ РОССИИ
ресурсов
под
исполнение
дого
-
воров
на
ТП
;
•
система
ведения
нормативно
-
справочной
информации
,
в
част
-
ности
моделей
электрической
сети
,
справочников
по
оборудо
-
ванию
,
технико
-
экономических
нормативов
выполнения
работ
и
пр
.
В
большинстве
сетевых
ком
-
паний
перечисленные
средства
автоматизации
уже
существуют
в
той
или
иной
степени
развития
,
однако
они
часто
не
объединены
общим
замыслом
,
не
синхронизи
-
рованы
по
объектам
сети
и
общей
нормативно
-
справочной
инфор
-
мации
(
НСИ
),
реализуются
по
соб
-
ственным
планам
-
графикам
.
При
таком
подходе
,
вероятно
,
можно
в
итоге
получить
работающую
систе
-
му
,
но
какими
затратами
ресурсов
и
в
какие
сроки
!
Более
разумным
подходом
пред
-
ставляется
реализация
необходи
-
мого
функционала
в
рамках
единой
интегрированной
системы
,
которая
могла
бы
покрыть
все
потребности
РСК
в
функциях
по
управлению
ТП
.
И
здесь
хочется
рассмотреть
во
-
прос
о
роли
органов
управления
отраслью
в
работе
по
созданию
такой
системы
.
Ведь
очевидно
,
что
функционал
такой
системы
при
-
мерно
одинаков
для
всех
РСК
,
со
-
став
НСИ
пересекается
на
80—90%,
формат
технологической
документа
-
ции
стандартизирован
,
алгоритмы
расчётов
полностью
идентичны
.
минимум
60—70%
САРЕХ
по
сравнению
с
вариантом
,
когда
каждая
компания
идёт
своим
путём
.
Разве
это
не
актуаль
-
но
в
текущих
условиях
«
замо
-
раживания
»
роста
тарифов
?
А
какой
общесистемный
эф
-
фект
можно
было
бы
получить
!
Ведь
такой
централизованный
подход
позволяет
без
проблем
выстроить
систему
информа
-
ционного
обмена
между
со
-
седними
РСК
и
с
системой
верхнего
уровня
,
унифициро
-
вать
методики
внедрения
си
-
стем
,
разработать
шаблоны
внедрения
,
обучающие
курсы
для
персонала
,
создать
базу
знаний
по
работе
с
системой
и
т
.
д
.
Получаемые
преимуще
-
ства
на
уровне
отрасли
трудно
переоценить
!
Именно
так
и
поступают
в
развитых
станах
мира
.
Например
,
в
Германии
задачей
создания
такой
системы
для
отрасли
на
протяже
-
нии
уже
30
лет
занимается
специ
-
ально
созданная
некоммерческая
организация
FGH,
в
которую
на
правах
ассоциированных
членов
входят
все
национальные
сетевые
компании
,
большинство
произво
-
дителей
оборудования
,
научные
Рис
. 3.
Географический
план
сети
Расчёты
и
верификацию
технико
-
экономических
нормативов
вооб
-
ще
принципиально
важно
сделать
централизованными
и
прозрач
-
ными
для
заявителей
,
чтобы
избе
-
жать
злоупотреблений
на
уровне
отдельных
сетевых
компаний
.
При
централизованном
подходе
к
раз
-
работке
такой
системы
каждая
РСК
в
отдельности
могла
бы
сэкономить
Рис
. 2.
Модель
данных
INTEGRAL
43
№ 2 (17), март–апрель, 2013
институты
и
предста
-
вители
регулирующих
органов
. FGH
зани
-
мается
разработкой
специализированной
системы
для
управле
-
ния
развитием
электри
-
ческой
сети
INTEGRAL
(INTEractive GRAp
fi
cal
grid pLanning),
а
также
сбором
статистики
по
работе
оборудования
и
стоимости
его
обслужи
-
вания
,
формированием
НСИ
,
разработкой
алго
-
ритмов
оптимизации
,
интегрирует
свою
си
-
стему
с
другими
нацио
-
нальными
системами
,
например
,
системой
ка
-
дастрового
учёта
земли
.
При
этом
замечательно
,
что
каждая
компания
-
участник
FGH
через
своих
уполномоченных
представителей
прини
-
мает
участие
в
формировании
со
-
става
функциональных
требований
к
новой
версии
системы
и
может
получить
итоговый
программный
продукт
за
очень
незначительные
деньги
.
По
данным
FGH, 80%
пере
-
дающих
и
60%
распределительных
сетевых
компаний
Германии
яв
-
ляются
пользователями
INTEGRAL.
В
результате
Германия
в
рейтинге
Мирового
Банка
«Doing business»
по
показателю
«
Подключение
к
сети
электроснабжения
»
стоит
на
втором
месте
в
мире
(
Россия
находится
на
184
месте
из
… 185).
Решение
INTEGRAL
представля
-
ет
собой
мощный
инструмент
для
планирования
схем
электроснабже
-
ния
.
С
помощью
INTEGRAL
можно
ответить
практически
на
все
вопро
-
сы
в
области
построения
сетей
:
от
проектирования
трасс
линий
элек
-
тропередачи
и
оценки
уязвимых
участков
сети
до
их
оптимизации
по
напряжению
и
реактивной
мощно
-
сти
,
расчёта
и
сравнения
техниче
-
ских
и
экономических
характери
-
стик
различных
вариантов
развития
сети
. INTEGRAL
позволяет
разрабо
-
тать
большое
количество
вариантов
будущей
сети
через
удобный
пользо
-
вательский
интерфейс
,
сохраняя
их
в
базе
данных
и
выполняя
расчёты
и
сравнения
по
каждому
варианту
.
Решение
предоставляет
пользо
-
вателю
следующие
возможности
:
•
быстрое
формирование
и
хране
-
ние
большого
количества
иерар
-
хических
вариантов
развития
сети
;
•
расчёт
всех
электрических
пара
-
метров
различных
вариантов
сети
:
надёжность
,
энергоэффек
-
тивность
,
уровень
ТКЗ
и
др
.;
•
расчёт
экономических
харак
-
теристик
различных
вариантов
сети
,
капитальных
и
эксплуата
-
ционных
затрат
,
потерь
электро
-
энергии
;
•
формирование
обобщённых
критериев
для
быстрого
сравне
-
ния
разных
вариантов
;
•
автоматизированное
формиро
-
вание
вариантов
сети
на
основе
заданных
условий
и
ограниче
-
ний
.
Все
объекты
энергосистемы
представлены
в
программе
в
удоб
-
ном
графическом
виде
,
а
любые
действия
,
связанные
с
прокладкой
и
изменением
сетей
,
добавлением
объектов
,
осуществляются
простым
движением
мышки
.
При
этом
нали
-
чие
встроенного
языка
программи
-
рования
позволяет
создавать
соб
-
ственные
расчёты
,
организовывать
пакетную
обработку
данных
(
рис
. 2).
Дополнительное
географическое
представление
автоматически
фор
-
мируется
по
координатам
местопо
-
ложения
сетевых
объектов
и
позво
-
ляет
оперативно
осуществлять
ввод
новых
трасс
,
опор
и
соединений
.
Изменение
объекта
,
топологии
сети
на
одном
графическом
представ
-
лении
влечёт
за
собой
автоматиче
-
ское
изменение
в
базе
данных
,
рас
-
чётной
модели
,
других
графических
представлениях
(
рис
. 3).
Ещё
одним
важным
свойством
INTEGRAL
является
полная
иден
-
тичность
моделей
данных
электри
-
ческой
сети
в
этом
сугубо
off-line
приложении
с
большинством
приме
-
няемых
в
Германии
on-line
систем
диспетчерско
-
технологического
управления
,
например
PSIcontrol
или
ABB Network Manager.
Это
по
-
зволяет
ещё
более
сократить
сроки
внедрения
системы
и
затраты
на
её
внедрение
и
последующую
экс
-
плуатацию
,
поскольку
компании
-
пользователи
избавляются
от
необходимости
вводить
все
свои
се
-
тевые
активы
дважды
в
две
систе
-
мы
и
потом
их
синхронизировать
.
Встроенные
в
систему
расчёт
-
ные
модули
позволяют
пользовате
-
лю
:
•
рассчитать
потоки
электроэнер
-
гии
в
ветвях
и
напряжение
в
узлах
сети
;
•
моделировать
различные
режи
-
мы
регулирования
потоков
активной
мощности
,
устанавли
-
вая
характеристики
компенси
-
руемой
мощности
или
задавая
параметры
импортируемой
и
Рис
. 4.
Отображение
результатов
расчёта
надёжности
сети
44
СЕТИ РОССИИ
экспортируемой
мощности
для
каж
-
дой
сетевой
группы
;
•
моделировать
потокораспределе
-
ние
в
сети
в
послеаварийных
режи
-
мах
;
•
выполнять
расчёты
токов
короткого
замыкания
;
•
моделировать
и
проводить
деталь
-
ный
анализ
основных
сложных
слу
-
чаев
повреждений
,
рассматривая
любые
комбинации
из
обрывов
линий
,
коротких
замыканий
и
меж
-
системных
ошибок
с
учётом
воз
-
можных
полных
сопротивлений
в
местах
повреждений
;
•
определять
наиболее
вероятное
состояние
моделируемой
сети
исходя
из
измеренных
значений
и
топологии
сети
;
•
проводить
вероятностный
расчёт
надёжности
сети
;
•
моделировать
устранение
повреж
-
дений
в
сетях
среднего
напряже
-
ния
;
•
оптимизировать
сеть
или
её
отдель
-
ные
участки
по
напряжению
и
реак
-
тивной
мощности
;
•
выполнять
анализ
срабатывания
устройств
РЗА
;
•
выполнять
анализ
комплексного
сопротивления
сети
,
анализ
гармо
-
нической
составляющей
и
центра
-
лизованного
телеуправления
;
•
рассчитать
экономическую
состав
-
ляющую
проекта
,
включая
оценку
фактической
стоимости
и
прогнози
-
руемый
годовой
доход
от
его
реали
-
зации
(
рис
. 4).
В
настоящее
время
INTEGRAL
успешно
применяется
для
планирова
-
ния
более
чем
50%
всех
сетей
электро
-
передачи
в
Германии
,
Австрии
,
Голлан
-
дии
,
Тайване
и
др
.
странах
,
известных
своими
проектами
в
области
реали
-
зации
концепции
интеллектуальной
энергосистемы
.
Среди
пользователей
решения
—
такие
крупные
компании
,
как
RWE, E.ON Netz, EnBW, Vattenfall
Europe Transmission (
Германия
),
Verbund Austrian Power Grid (
Австрия
),
NOK, Stadtwerke Arbon (
Швейцария
)
и
другие
.
Все
представленные
рас
-
чётные
модели
постоянно
совершен
-
ствуются
,
позволяя
оптимизировать
процесс
расчётов
в
рамках
развития
сетей
.
Именно
с
помощью
таких
систем
должны
приниматься
решения
о
разви
-
тии
энергосистемы
России
,
и
особенно
остро
вопрос
о
внедрении
таких
реше
-
ний
стоит
сейчас
—
в
период
перехода
к
качественно
новой
интеллектуальной
энергосистеме
.
Георгий
БУРАКОВ
,
начальник
департамента
технического
развития
ОАО
«
МРСК
Урала
»
В
настоящее
время
на
территории
деятель
-
ности
ОАО
«
МРСК
Урала
»
продолжается
интен
-
сивное
развитие
электросетевого
комплекса
.
Ежегодно
электросетевыми
компаниями
и
по
-
требителями
вводится
в
строй
5—8
новых
под
-
станций
110
кВ
и
150—200
трансформаторных
подстанций
(
ТП
) 10—6
кВ
.
Обусловлена
такая
интенсивность
высоким
спросом
на
электри
-
ческую
мощность
со
стороны
новых
потребителей
—
объектов
жилой
застройки
,
социальной
инфраструктуры
,
промышленных
и
сельско
-
хозяйственных
площадок
.
Количество
заявок
на
технологическое
присоединение
ежегодно
увеличивается
на
10—15%,
а
максимум
электрической
мощности
по
регионам
присутствия
ОАО
«
МРСК
Ура
-
ла
» —
на
3,5—4%.
В
этих
условиях
для
формирования
оптимальных
и
обоснованных
технических
решений
по
развитию
сетей
первоочередной
задачей
становится
необходимость
оперативного
и
правильного
расчёта
па
-
раметров
существующей
и
моделируемой
сети
с
учётом
ранее
при
-
нятых
технических
решений
.
Конечно
,
компания
занимается
разработкой
схем
развития
элек
-
трических
сетей
110
кВ
и
выше
всех
регионов
,
но
срок
разработки
данных
документов
составляет
порядка
1
года
,
и
решения
,
содержа
-
щиеся
в
них
,
носят
скорее
стратегический
характер
,
чем
практиче
-
ский
.
Чаще
возникает
потребность
выполнить
оперативный
расчёт
не
-
скольких
вариантов
развития
сети
на
стадии
подготовки
технических
условий
и
договора
на
технологическое
присоединение
.
В
соответ
-
ствии
с
действующим
законодательством
принятие
технических
реше
-
ний
и
оформление
всех
документов
не
должно
быть
дольше
30
дней
.
Инструменты
,
используемые
для
перспективного
моделирования
сети
,
должны
удовлетворять
следующим
требованиям
.
1.
Оперировать
актуальными
на
заданный
момент
времени
схема
-
ми
сетей
6—10—35—110
кВ
и
выше
,
а
также
данными
по
их
за
-
грузке
.
2.
Иметь
возможность
отображения
и
учёта
в
моделировании
ранее
принятых
технических
решений
,
а
также
данных
по
перспектив
-
ной
загрузке
сети
.
3.
Иметь
возможность
быстрого
моделирования
различных
техниче
-
ских
решений
и
расчёта
сети
с
учётом
п
. 1
и
2.
4.
Поддерживать
возможность
одновременной
работы
большого
ко
-
личества
пользователей
(
на
уровнях
ПО
,
филиала
,
МРСК
).
5.
Обладать
простым
и
понятным
интерфейсом
для
возможности
ис
-
пользования
пользователями
с
различным
уровнем
подготовки
.
Совершенно
очевидно
,
что
подобная
система
должна
быть
тесно
связана
с
системой
диспетчерского
и
технологического
управления
МРСК
.
В
связи
с
этим
в
ОАО
«
МРСК
Урала
»
ещё
с
2009
года
выбрана
и
внедряется
система
на
базе
ПО
PSIcontrol.
Возможности
данной
системы
позволяют
дополнять
её
необходимыми
модулями
расчёта
и
перспективного
моделирования
сетей
,
такими
как
INTEGRAL.
Полномасштабное
внедрение
подобной
системы
в
компании
позволит
в
будущем
отказаться
от
услуг
подрядных
организаций
по
разработке
схем
развития
электросетевого
комплекса
.
Дополни
-
тельная
реализация
возможностей
по
стыковке
системы
с
геоинфор
-
мационной
системой
(
ГИС
),
системой
технического
обслуживания
и
ремонтов
(
ТОРО
)
и
модулем
основных
средств
позволит
персоналу
компании
разрабатывать
и
принимать
взвешенные
и
оптимальные
технические
решения
по
развитию
электросетевого
комплекса
.
КОММЕНТАРИЙ
Оригинал статьи: Автоматизация процессов планирования развития электрических сетей
В настоящее время электросетевые компании сталкиваются с ежедневной задачей перспективного моделирования и планирования развития электросетевого комплекса с учётом различных вариантов технологического присоединения новых потребителей к электрическим сетям.
