Охранная зона лэп 10 кв в населенных пунктах сколько метров: Охранная зона ВЛ-10кВ, ВЛЗ-10кВ

Содержание

Охранная зона ВЛ-10кВ, ВЛЗ-10кВ


По Постановлению Правительства РФ от 24 февраля 2009 г. № 160 устанавливаются следующие охранные зоны для ВЛ-6(10)кВ и ВЛЗ-6(10)кВ:
10м — Воздушная линия, выполненная неизолированным проводником ВЛ-6(10)кВ при любых условиях прохождения;
— Воздушная линия, выполненная изолированным проводником ВЛЗ-6(10)кВ (только в границах населенного пункта);

Охранные зоны устанавливаются вдоль воздушных линий электропередачи — в виде части поверхности участка земли и воздушного пространства (на высоту, соответствующую высоте опор воздушных линий электропередачи (Значение Н на Рисунке №1), ограниченной параллельными вертикальными плоскостями, отстоящими по обе стороны линии электропередачи от крайних проводов при неотклоненном их положении на следующем расстоянии (Значение В на Рисунке №1)

Рисунок №1

В охранных зонах запрещается осуществлять любые действия, которые могут нарушить безопасную работу объектов электросетевого хозяйства, в том числе привести к их повреждению или уничтожению, и (или) повлечь причинение вреда жизни, здоровью граждан и имуществу физических или юридических лиц, а также повлечь нанесение экологического ущерба и возникновение пожаров. [полный текст приведен в статье] Информационные знаки для обозначения охранных зон линий электропередачи рекомендуется изготавливать из листового металла или пластического материала толщиной не менее 1 мм и размером 280×210 мм.
На информационном знаке размещаются слова «Охранная зона линии электропередачи» (для воздушной линии), значения расстояний от места установки знака до границ охранной зоны, стрелки в направлении границ охранной зоны, номер телефона (телефонов) организации-владельца линии и кайма шириной 21 мм.
Фон информационного знака белый, кайма и символы черные. На железобетонных опорах воздушных линий (ВЛ) информационные знаки могут быть нанесены непосредственно на поверхность бетона. При этом в качестве фона допускается использовать поверхность бетона, а размеры знака могут быть увеличены до 290×300 мм. Информационные знаки устанавливаются в плоскости, перпендикулярной к оси линии электропередачи (на углах поворота — по биссектрисе угла между осями участков линии).

Для ВЛ их установка осуществляется на стойках опор на высоте 2,5-3,0 м.

2.4.7. На опорах ВЛ на высоте не менее 2 м от земли через 250 м на магистрали ВЛ должны быть установлены (нанесены): порядковый номер опоры; плакаты, на которых указаны расстояния от опоры ВЛ до кабельной линии связи (на опорах, установленных на расстоянии менее 4 м до кабелей связи), ширина охранной зоны и телефон владельца ВЛ.


Статьи по теме:
Охранная зона ВЛ-0,4кВ, ВЛИ-0,4кВ
Охранная зона трансформаторной подстанции

Охранная зона КЛ-0,4кВ, КЛ-6(10)кВ
Охранная зона ВЛ-35-1150кВ

Постановление Правительства РФ от 24 февраля 2009 г. № 160 «О порядке установления охранных зон объектов электросетевого хозяйства и особых условий использования земельных участков, расположенных в границах таких зон»

 

0, 110 кВ, 35 кВ, 4 кВ в каждую сторону, 6 кВ, Охранная зона ЛЭП: сколько метров от линий 10 кВ

Расстояния охранной зоны

Каким бы ни было по величине расстояние вокруг опор по закону (например, охранная зона ЛЭП 10 кВ требует по 10 м с каждой стороны), нормы расстояний от опор все равно должны соблюдаться. Установка должна выполнять свои функции, не угрожая при этом ничьей жизни и здоровью.

Основным документом по вопросам размещения ЛЭП, порядку их установки и определения, сколько метров в каждую сторону нужно отступать при создании охранных зон, является Постановление за № 169, принятое 24.02.2009 «О порядке установки охранных зон».

Этот документ – основополагающее Постановление Правительства по вопросам разработки и размещения ЛЭП, постройки линий электропередачи и создания должных границ – в официальной зоне, для которой разработано специальное юридическое определение.

Расположение распределительных устройств и пунктов, трансформаторных подстанций по нормативным актам производится в специальных зданиях и постройках, которые постоянно пребывают в закрытом состоянии. Ведомственная инструкция предусматривает порядок доступа специалистов с допуском и полномочиями, а также запрещает доступ посторонних.

Построить специальные помещения для сотен километров воздушных линий электропередачи невозможно, а они обходятся дешевле, чем прокладка подземного кабеля, хоть и остаются доступными не только для тех, кто по закону отвечает за их состояние и эксплуатацию.

Ответственность за правильное использование ЛЭП возложена на тех, кто занимается электросетями.

В их ведении находятся не только ремонт и охрана, но и ограничение охранной зоны линий электропередачи. Также в их обязанности входит информирование общественности о степени опасности и нормативах по предупреждению возможных последствий.

Охранные меры заключаются в следующем:

  1. В определении, сколько метров составляет минимальное расстояние от ЛЭП до жилого дома, промышленного здания, общественного или бытового сооружения. Уменьшать его запрещено законом, а нарушенный запрет подлежит административным санкциям по КоАП.
  2. Отведение земельного участка определенного размера в охранной зоне линии электропередачи, по вертикальной плоскости от проводов. Разрешаться или запрещаться приближение к земляной границе может только при условии, что она установлена в зависимости от количества вольт в воздушной линии (ВЛ).
  3. При расположении конструкций с проводами на водной поверхности определение допустимой удаленности тоже составляет минимальное расстояние, определенное правилами эксплуатации.
  4. При подземном или подводном расположении – проводит обозначение, которое зависит не только от напряжения, но и от судоходности или несудоходности водоема.
  5. В лесах, лесополосах и парках происходит вырубка специальных просек. Рубка каждого дерева в данном случае несет дополнительные меры по обеспечению противопожарной безопасности в охранной зоне ЛЭП, предотвращению экологического вандализма при возгорании.

В число работ организаций, отвечающих за безопасное производство или проживание в местах прохождения ЛЭП, входит необходимость размещать предупреждающие знаки. Каждый из них должен быть прочным и ярким, достигать размера 28х21 см, на случай, если у кого-то плохое зрение.

Назначение знака – не только проводить ограничение любой защитной зоны, но и указывать направление ограничивающей линии, указывать стрелочкой на ее край, содержать контактную информацию о владельцах (номера телефонов для связи), а также иметь контрастную кайму в 21 см. Иногда их могут оформлять на бетонных опорах.

Охранные зоны ЛЭП, в зависимости от напряжения, можно посмотреть в таблице, представленной ниже.

Факторы, от которых зависит расстояние между столбами

В разных местах расстояние между столбами ЛЭП и высота провода отличаются. Значения рассчитывают исходя из того, что натяжение провода и его провисание будут создавать между опорами преобладающие горизонтальные нагрузки.

Второй важный элемент – это сила обледенения в конкретной местности и сопротивление раскачиванию ветром. Значение рассчитывается для каждого региона отдельно в зависимости от климатических условий. Кроме этого, какое расстояние должно быть между столбами и опорами, зависит от следующих факторов:

  • напряжение в сети;
  • тип населенного пункта, через который проходит линия;
  • удаление от населенных пунктов;
  • количество воздушных линий;
  • тип проводов.

Корректировка расстояний между столбами линий электропередачи производится прежде всего в населенных пунктах. На основании общих требований опоры не должны преграждать свободный въезд во двор, загораживать дорогу пешеходам, стоять непосредственно перед лицевыми фасадами зданий и входами в дома.

Со стороны дороги устанавливается ограждение от наезда автомобилей на опоры. Это бетонные столбы, тумбы и высокие заградительные бордюры.

Каждый высоковольтный столб должен быть маркирован. На высоте 2,5–3 м наносятся следующие данные:

  1. Порядковый номер.
  2. Значение напряжения в сети.
  3. Год установки конструкции.
  4. Ширина охранной зоны.
  5. Расстояние от земли до кабелей связи.
  6. Номер телефона владельца – организации, эксплуатирующей данную сеть.

Металлические конструкции предохраняют от коррозии, регулярно покрывают защитной грунтовкой или корабельной краской.

Нумерация опор осуществляется от источника тока.

Максимальный прогиб проводов рассчитывается с учетом обледенения, которое делится на 6 категорий, и силы ветра. В точках подвеса устанавливаются натяжители, обеспечивающие минимальный угол отклонения горизонтального положения кабеля и наименьшее провисание.

Неизолированный провод используется для линий вне городов и поселков. Монтаж его будет осуществляться на предельно возможной высоте непосредственно на изоляторы с помощью специальных шин на болтах.

Нужна обрезка деревьев под линиями электропередач? Деревья под ВЛ представляют угрозу? Кто несет ответственность?

 

   Высокие деревья угрожают линиям электропередач(ЛЭП). При сильном ветре они могут задевать их ветвями, рвать их. Сухие и больные деревья представляют собой особую опасность. Они обрывают воздушные линии, могут стать причиной пожара, аварий. В сложных погодных условиях (ветер, ураган, ледяной дождь, снегопад) сотни людей остаются без электричества, из-за деревьев и их ветвей, растущих в охранной зоне ЛЭП.

   Кто должен следить за этим? Можно ли самостоятельно опиливать деревья? Кто должен спилить дерево на моем участке?

   Данные действия регламентируются в Постановлении Правительства РФ №160 от 24.02.2009г. «О порядке установления охранных зон объектов электросетевого хозяйства и особых условий использования земельных участков, расположенных в границах таких зон»

   Установлены охранные зоны: для линий до 1 киловольта — 2 метра, от 1 до 20 киловольт — 10 метров (5 — для линий с самонесущими или изолированными проводами, размещенных в границах населенных пунктов).

   Согласно пункту 21 ПП РФ №160, вырубка и опиловка деревьев и кустарников в пределах минимально допустимых расстояний до их крон, а также вырубка деревьев, угрожающих падением, осуществляются электросетевыми организациями. (ПАО «Россети Юг»-«Ростовэнерго», АО «Донэнерго»).

   Согласно п. 10 ПП РФ №160 в пределах охранных зон ВЛ любые мероприятия, в том числе посадка и вырубка деревьев и кустарников, запрещены без письменного согласования сетевых организаций равно как для юридических, так и для физических лиц.

   Вопрос о предстоящей обрезке кроны деревьев электросетевыми организациями должен согласовываться с коммунальными службами и с собственниками древесных насаждений. С жильцами дома, если они являются собственниками древесных насаждений, конечно же это должно быть согласовано. Естественно, что в обязанность электросетевой организации входит после выполнения работ вывоз всех обрезков с территории.

Телефоны сетевых организаций:

8(86351) 9-41-77 – ПАО «Россети Юг»-«Ростовэнерго» (сельские поселения)

8(86351) 9-13-93 – АО «Донэнерго» (р.п. Усть-Донецкий)

Обрезка деревьев в охранных зонах ВЛ – требование федерального законодательства

Астраханская область — Филиал «Астраханьэнерго» Ахтубинский район

(851-41) 5-22-66

Астраханская область — Филиал «Астраханьэнерго» Володарский район

(851-42) 9-18-04

Астраханская область — Филиал «Астраханьэнерго» г. Знаменск

(851-40) 9-74-72

Астраханская область — Филиал «Астраханьэнерго» Енотаевский район

(851-43)9-17-25

Астраханская область — Филиал «Астраханьэнерго» Икрянинский район

(851-44) 2-02-01

Астраханская область — Филиал «Астраханьэнерго» Камызякский район

(851-45) 9-14-76

Астраханская область — Филиал «Астраханьэнерго» Кировский район г.Астрахани

(851-2) 79-31-11

Астраханская область — Филиал «Астраханьэнерго» Красноярский район

(851-46)9-16-09

Астраханская область — Филиал «Астраханьэнерго» Ленинский район г.Астрахани

(851-2) 79-31-11

Астраханская область — Филиал «Астраханьэнерго» Лиманский район

(851-47) 2-26-12

Астраханская область — Филиал «Астраханьэнерго» Наримановский район

(851-2)57-45-44

Астраханская область — Филиал «Астраханьэнерго» Приволжский район

(851-2)40-63-79

Астраханская область — Филиал «Астраханьэнерго» Советский район г. Астрахани

(851-2) 79-31-11

Астраханская область — Филиал «Астраханьэнерго» Трусовский район г.Астрахани

(851-2) 79-31-11

Астраханская область — Филиал «Астраханьэнерго» Харабалинский район

(851-48) 5-74-63

Астраханская область — Филиал «Астраханьэнерго» Черноярский район

(851-49) 2-13-54

Волгоградская область — Филиал «Волгоградэнерго» Алексеевский район

(84446)310-96

Волгоградская область — Филиал «Волгоградэнерго» Быковский район

8(84495)-315-36

Волгоградская область — Филиал «Волгоградэнерго» Волжский район

8(8443)-31-90-44
8(8443) 31-36-20

Волгоградская область — Филиал «Волгоградэнерго» Ворошиловский район

8(8442)-41-00-28

Волгоградская область — Филиал «Волгоградэнерго» Дзержинский район

8(8442)-41-00-28

Волгоградская область — Филиал «Волгоградэнерго» Красноармейский район

8(8442)-67-06-83
8(8442)-41-00-28

Волгоградская область — Филиал «Волгоградэнерго» Дубовский район

8(86377)-518-66

Волгоградская область — Филиал «Волгоградэнерго» Краснооктябрьский район

8(8442)-41-00-28

Волгоградская область — Филиал «Волгоградэнерго» Кумылженский район

8(84462)-618-53

Волгоградская область — Филиал «Волгоградэнерго» Михайловский район

8(84463)-451-86

Волгоградская область — Филиал «Волгоградэнерго» Нехаевский район

(84443)-524-09

Волгоградская область — Филиал «Волгоградэнерго» Николаевский район

(84444)-614-90

Волгоградская область — Филиал «Волгоградэнерго» Новоаннинский район

(84447)-553-85

Волгоградская область — Филиал «Волгоградэнерго» Новониколаевский район

(84444)-614-90

Волгоградская область — Филиал «Волгоградэнерго» Октябрьский район

8(86360)-235-14

Волгоградская область — Филиал «Волгоградэнерго» Ольховский район

8(84456)-218-71

Волгоградская область — Филиал «Волгоградэнерго» Палласовский район

8(84492)-688-20

Волгоградская область — Филиал «Волгоградэнерго» Руднянский район

8(84453)-712-38

Волгоградская область — Филиал «Волгоградэнерго» Светлоярский район

8(84472)-567-12
8(8442)-67-06-83

Волгоградская область — Филиал «Волгоградэнерго» Серафимовичский район

8(84464)-435-53

Волгоградская область — Филиал «Волгоградэнерго» Советский район

8(86363)-232-94

Волгоградская область — Филиал «Волгоградэнерго» Среднеахтубинский район

8(84479)-515-84
8(8443)-31-90-44
8(8443) 31-36-20

Волгоградская область — Филиал «Волгоградэнерго» Старополтавский район

8(84493)-436-05

Волгоградская область — Филиал «Волгоградэнерго» Суровикинский район

8(84473)-223-48

Волгоградская область — Филиал «Волгоградэнерго» Тракторозаводский район

8(8442)-41-00-28

Волгоградская область — Филиал «Волгоградэнерго» Урюпинский район

(84442)-368-00

Волгоградская область — Филиал «Волгоградэнерго» Фроловский район

8(84465)-446-60

Волгоградская область — Филиал «Волгоградэнерго» Центральный район

8(8442)-41-00-28

Волгоградская область — Филиал «Волгоградэнерго» Чернышковский район

8(84474)-612-04

Республика Калмыкия — Филиал «Калмэнерго» Городовиковский район

8 (84731) 9-11-72

Республика Калмыкия — Филиал «Калмэнерго» Ики-Бурульский район

8 (84742) 9-18-48

Республика Калмыкия — Филиал «Калмэнерго» Кетченеровский район

8 (84741) 2-10-26

Республика Калмыкия — Филиал «Калмэнерго» Лаганский район

8 (84733) 9-17-13

Республика Калмыкия — Филиал «Калмэнерго» Малодербетовский район

8 (84741) 2-10-26

Республика Калмыкия — Филиал «Калмэнерго» Октябрьский район

8 (84741) 2-10-26

Республика Калмыкия — Филиал «Калмэнерго» Приютненский район

8 (84742) 9-18-48

Республика Калмыкия — Филиал «Калмэнерго» Сарпинский район

8 (84741) 2-10-26

Республика Калмыкия — Филиал «Калмэнерго» Целинный район

8 (84742) 9-18-48

Республика Калмыкия — Филиал «Калмэнерго» Черноземельский район

8 (84733) 9-17-13

Республика Калмыкия — Филиал «Калмэнерго» Юстинский район

8 (84741) 2-10-26

Республика Калмыкия — Филиал «Калмэнерго» Яшалтинский район

8 (84731) 9-11-72

Республика Калмыкия — Филиал «Калмэнерго» Яшкульский район

8 (84742) 9-27-97

Ростовская область — Филиал «Ростовэнерго» Азовский район

8(86342)-447-57

Ростовская область — Филиал «Ростовэнерго» Аксайский район

8(86350)-322-62

Ростовская область — Филиал «Ростовэнерго» Белокалитвинский район

8(86383)-269-50

Ростовская область — Филиал «Ростовэнерго» Боковский район

8(86382)-312-45

Ростовская область — Филиал «Ростовэнерго» Верхне-Донской район

8(86364)-311-72

Ростовская область — Филиал «Ростовэнерго» Веселовский район

8(86358)-611-63

Ростовская область — Филиал «Ростовэнерго» Волгодонский район

8(86394)-703-26

Ростовская область — Филиал «Ростовэнерго» Егорлыкский район

8(86370)-226-92

Ростовская область — Филиал «Ростовэнерго» Зерноградский район

8(86359)-311-49

Ростовская область — Филиал «Ростовэнерго» Зимовниковский район

8(86376)-315-71

Ростовская область — Филиал «Ростовэнерго» Кагальницкий район

8(86345)-977-04

Ростовская область — Филиал «Ростовэнерго» Каменский район

8(86365)-941-35

Ростовская область — Филиал «Ростовэнерго» Кашарский район

8(86388)-214-25

Ростовская область — Филиал «Ростовэнерго» Константиновский район

8(86393)-217-48

Ростовская область — Филиал «Ростовэнерго» Красносулинский район

8(86367)-500-08

Ростовская область — Филиал «Ростовэнерго» Куйбышевский район

8(86348)-315-79

Ростовская область — Филиал «Ростовэнерго» Мартыновский район

8(86395)-216-34

Ростовская область — Филиал «Ростовэнерго» Миллеровский район

8(86385)-206-73

Ростовская область — Филиал «Ростовэнерго» Милютинский район

8(86389)-217-52

Ростовская область — Филиал «Ростовэнерго» Мясниковский район

8(86349)-224-34

Ростовская область — Филиал «Ростовэнерго» Неклиновский район

8(86347)-525-39
8(86347)-563-04

Ростовская область — Филиал «Ростовэнерго» Новочеркасск район

8(86352)-659-95

Ростовская область — Филиал «Ростовэнерго» Обливский район

8(86396)-210-36

Ростовская область — Филиал «Ростовэнерго» Орловский район

8(86375)-360-23

Ростовская область — Филиал «Ростовэнерго» Песчанокопский район

8(86373)-919-52

Ростовская область — Филиал «Ростовэнерго» Пролетарский район

8(86374)-950-65

Ростовская область — Филиал «Ростовэнерго» Ремонтненский район

8(86379)-316-86

Ростовская область — Филиал «Ростовэнерго» Родионово-Несветайский район

8(86340)-302-39

Ростовская область — Филиал «Ростовэнерго» Сальский район

8(86372)-508-53

Ростовская область — Филиал «Ростовэнерго» Семикаракорский район

8(86356)-416-88
8(86356)-419-42

Ростовская область — Филиал «Ростовэнерго» Таганрог район

8(8634)-38-31-10
8(8634)-62-54-80

Ростовская область — Филиал «Ростовэнерго» Тарасовский район

8(86386)-314-45

Ростовская область — Филиал «Ростовэнерго» Тацинский район

8(86397)-303-97

Ростовская область — Филиал «Ростовэнерго» Усть-Донецкий район

8(86351)-914-69

Ростовская область — Филиал «Ростовэнерго» Целинский район

8(86371)-917-77

Ростовская область — Филиал «Ростовэнерго» Цимлянский район

8(86391)-211-96

Ростовская область — Филиал «Ростовэнерго» Чертковский район

8(86387)-218-11

Ростовская область — Филиал «Ростовэнерго» Шолоховский район

8(86353)-214-64

Новости

В рамках Всероссийского фестиваля энергосбережения #ВместеЯрче сотрудники ГУП РК «Крымэнерго» проводят Дни открытых дверей в структурных подразделениях предприятия, организовывают своим детям познавательные мероприятия на тему энергосбережения.

Основная цель фестиваля #ВместеЯрче — популяризация и демонстрация современных энергоэффективных технологий и их применение в повседневной жизни. Мероприятия, проводимые в рамках фестиваля, помогают привить бережное отношение к ресурсам природы, в том числе подрастающему поколению. В поддержку Всероссийского фестиваля #ВместеЯрче сотрудники ГУП РК «Крымэнерго» с августа по октябрь регулярно будут проводить Дни открытых дверей и тематические уроки для школьников и студентов, для детей работников структурных подразделений предприятия с целью максимально доступно рассказать подрастающему поколению о важности соблюдения элементарных правил электробезопасного поведения, которые могут спасти жизнь. Кроме того, для детей энергетиков пройдет творческий конкурс рисунков на тему энергосбережения, победителей ждут памятные подарки.

ГУП РК «Крымэнерго» поддерживает современную тенденцию экономии электроэнергии и энергосбережения, бережное отношение к природным ресурсам. Поэтому в поддержку фестиваля #ВместеЯрче сотрудники Мирновского участка Сакской ВЭС ГУП РК «Крымэнерго» провели экскурсию для детей работников предприятия из Симферополя. День открытых дверей прошел в строгом соответствии с рекомендациями Роспотребнадзора по профилактике коронавирусной инфекции. 

Сакская ВЭС является одной из самых старейших в Крыму, она начала свою работу в 1997 году. Станция имеет общую установленную мощность 20,83 МВт, расположена на двух площадках: Воробъевкий участок возле поселка Воробъевка (установленная мощность 2,365 МВт) и Мирновский участок, который находится возле поселка Мирное (установленная мощность 18,4625 МВт), именно здесь прошла ознакомительная экскурсия для детей Симферопольских энергетиков.

Начальник Крымских генерирующих систем ГУП РК «Крымэнерго» Виталий Иноземцев рассказал детям, что ветроэнергетика является одним из самых экологически чистых видов электрической энергии в мире: «По этому принципу ветроэнергетику называют «зеленая энергетика». Все потому, что по сравнению с другими топливными станциями мы используем природный ресурс в виде ветряного потока. Поэтому Крым является уникальным полуостровом, так как 5 % всех потребностей региона в электроэнергии покрывается за счёт солнечной энергии и энергии ветра».

Всероссийский фестиваль #ВместеЯрче дает дополнительную возможность понять, что каждый житель планеты может сделать жизнь в своей стране лучше — участвовать в повышении энергоэффективности, например, дома —  заменить устаревшие лампочки и бытовую технику, поставить многотарифные счетчики, подать пример членам своей семьи — не оставлять свет в пустой комнате и закрывать окна при включенных вентиляторах, или кондиционерах.

ГУП РК «Крымэнерго» призывает всех крымчан бережно и рационально относиться к энергоресурсам. Помните —  #ВместеЯрче! Присоединиться: https://вместеярче.рф/ . Принять участие в конкурсах в рамках фестиваля: https://вместеярче.рф/konkursi/ .

Территория запретов — МК Ставрополь (Кавказ)

Даже подстанции с мощным и потенциально опасным оборудованием вдруг приобретают нежданных соседей. Меры, принимаемые МРСК Северного Кавказа к нарушителям, дают результат: жители вынуждены платить штраф и сносить незаконные постройки.

Ставрополье… застраивается

Садоводческие товарищества, рынки, торговые центры, жилые дома – каких только построек не возникает под высоковольтными линиями электропередачи, а также в непосредственной близости от мощных подстанций. Как пояснили в филиале МРСК Северного Кавказа – «Ставропольэнерго», в охранных зонах строятся все кому не лень. В последнее время только Центральными электрическими сетями, в операционной зоне которых пять районов Ставропольского края, нарушителям направлено 80 писем-предупреждений.

Получая земельный участок в личное пользование, его владелец порой не обращает внимания на опасное соседство с высоковольтными линиями электропередачи. Но когда начинает оформлять разрешительные документы на строительство, вдруг выясняется, что надел оказался в охранной зоне ЛЭП. Дать разрешение на его застройку энергетики не могут. Но незаконные объекты все равно появляются…

Так возникла в охранной зоне воздушной линии 110 кВ ПС «Машук-330» – ПС «Залукокаже» и ПС «Машук-330» – ПС «Кировская» на 2-м км Нальчикского шоссе при выезде из Пятигорска торговая площадка, где реализуются стройматериалы. Авторынок облюбовал себе место в районе 9-й станции, где проходят сразу несколько линий разного класса напряжения: ВЛ 35 кВ ПС «Машук» – ПС «Белая Ромашка» и ПС «Машук» – ПС «Скачки-1», ВЛ 110 кВ ПС «Машук-330» – ПС «Ессентуки-2» и ПС «Ясная поляна-2» – ПС «Ессентуки-2». Не стесняются «прихватывать» охранные зоны дачники – расширяют свои огороды прямо под линии электропередачи. На опасной территории высаживают картофель, здесь же разбивают сады, при этом занимают «глухую оборону», запрещая энергетикам производить спил веток, что необходимо во избежание замыкания в сетях и предотвращения несчастных случаев. А они могут произойти в любой момент. Разве кто-то мог предположить, что от соприкосновения с мокрым плодовым деревом можно получить несовместимые с жизнью травмы? В июне в станице Преградной Урупского района Карачаево-Черкесии 11-летний мальчик играл на дереве, которое росло рядом с ЛЭП. После дождя высоковольтные провода задели мокрые ветки. Ребенок получил сильнейший удар высокого напряжения и скончался на месте происшествия.

Поэтому энергетики бьют во все колокола, когда видят, как уютно расположились в охранной зоне ЛЭП садоводческие товарищества «Энергия», «Дорожник». Владельцы супермаркета «Жемчужина» при выезде из поселка Иноземцево разбили целый прогулочный парк, предлагая жителям и гостям курорта хорошо провести время и отдохнуть… прямо под линиями электропередачи. Но длительное пребывание под воздействием поля напряженности, которое создается от проходящего по проводам электричества, вызывает у человека многочисленные расстройства, и в первую очередь сердечно-сосудистой системы, нарушение функционирования головного мозга, страдает иммунитет. Очень часто у людей, живущих вблизи ЛЭП, наблюдаются онкологические заболевания, появляется так называемый синдром электромагнитной сверхчувствительности. Стоит ли пренебрегать общеизвестными заключениями медиков?

Излишняя самоуверенность застройщиков и пренебрежение нормами порой не может не удивлять. Стоит пройтись по улице Объездной города Ставрополя, как тут же обнаружишь в охранной зоне ЛЭП Западных электрических сетей магазины, автомойку… Ограничивает подъезд к опоре ЛЭП «Промышленная – Пригородная» ограда, расположившейся под линией автостоянки. В охранной зоне ВЛ «Ставрополь-330 – Промышленная» — магазин, столовая, беговая дорожка стадиона завода «Электроавтоматика».

Чеченские энергетики выявляют нарушителей

Активная работа по выявлению фактов незаконного строительства различных объектов в охранных зонах линий электропередачи ведется в управляемом МРСК Северного Кавказа ОАО «Чеченэнерго». В населенных пунктах зафиксировано 122 факта нарушений, половина из них – в Грозном. В числе объектов, расположившихся прямо под линиями электропередачи или в непосредственной близости, жилые дома, мини-заводы, магазины, мастерские, автомойки и гаражи.

«Наша главная цель — обеспечение надежного электроснабжения и безопасной эксплуатации электросетевых объектов, предотвращение травмирования людей электрическим током. Незаконная застройка охранных зон ЛЭП затрудняет, а в иных случаях препятствует выполнению энергетиками прямых обязанностей по содержанию сетей», – считает начальник отдела Службы производственного контроля и охраны труда «Чеченэнерго» Мурад Шабазов.

Соблюдение требований к охранным зонам линий электропередачи — не только превентивная мера для защиты граждан от возможных негативных последствий, в том числе от поражения электрическим током в случае возникновения аварий на ВЛ 0,4-110 кВт, которые могут произойти в связи со стихийными погодными явлениями, наездами на опоры автотранспорта, но и минимизация времени восстановления электроснабжения потребителей. Оперативное вмешательство и быстрое проведение ремонтных работ возможно лишь при свободном доступе к опорам линий электропередачи по всей ее трассе.

«Чтобы не стать заложником непредсказуемого развития событий, энергетики рекомендуют перед оформлением земельного участка в собственность внимательно изучить все виды его обременения. А еще лучше – самостоятельно уточнить в энергокомпании, не проходят ли по его территории воздушные или кабельные линии электропередачи. Предупредить неприятности всегда проще, чем потом ликвидировать последствия», – подтверждает начальник отдела Службы производственного контроля и охраны труда ОАО «Чеченэнерго».

В РСО-А – 80 незаконных построек

О важности решения проблемы незаконных построек в охранных зонах линий электропередачи не первый год бьют тревогу энергетики Северо-Осетинского филиала МРСК Северного Кавказа. Случаи несанкционированного строительства объектов на территориях, примыкающих к высоковольтным ЛЭП, встречаются практически по всей республике. По итогам регулярных проверок специалистами Северо-Осетинского филиала МРСК Северного Кавказа выявлено более 80 незаконных построек в охранных зонах высоковольтных линий. И эта цифра увеличивается.

Так, в садоводческом товариществе «Иристон», расположенном в непосредственной близости от Владикавказа, треть домов оказались в охранных зонах высоковольтных линий. Без согласования с энергетической компанией строительство продолжается. Высоковольтные линии 35-110 кВ, проходящие через земли садоводческого товарищества «Иристон», питают электроэнергией жизненно важные и социально значимые объекты, в том числе водозабор Владикавказа. В случае аварии, которую легко может спровоцировать хозяйственная деятельность жителей этого поселения, граждане столицы и других населенных пунктов рискуют остаться без электричества. При этом сам город – без водоснабжения на длительное время. Потому что у энергетиков практически нет доступа к опорам, а также возможности проводить качественную профилактическую проверку оборудования.

В горном Дагестане…

В дочернем Обществе МРСК Северного Кавказа «Дагэнергосеть» фиксируют застройку охранных зон ЛЭП горных районов Дагестана. Согласно указанию управляющего директора Амира Амирова рейдовые проверки проводятся во всех районах республики.

Результаты энергетиков не радуют. В Левашинском районе, например, в охранной зоне ВЛ-10 кВ, идущей от подстанции «Леваши», в районе кольцевой развязки автодороги Леваш – Гергебиль возводится двухэтажный дом. Строительство не согласовано с энергетиками, нет ясности в том, как были получены владельцами документы на земельный участок. Под указанной ВЛ-10 кВ и ВЛ-110 кВ «Леваши-Сергокала» обнаружены различные постройки как коммерческого характера, так и бытовые. Ни одно строение не согласовано с «Дагэнергосетью».

По данным фактам руководством дочернего Общества МРСК Северного Кавказа подготовлено обращение в правоохранительные органы.

В КБР сносят строения

В течение последних полутора лет энергетиками Кабардино-Балкарского филиала МРСК Северного Кавказа зафиксировано порядка 120 случаев нахождения строений различного назначения в охранных зонах линий электропередачи низкого и среднего классов напряжения, возведенных с нарушениями установленных минимальных расстояний до проводов ЛЭП. В частности, работниками Майских районных электрических сетей (РЭС) выявлено несколько таких фактов в городе Майском и селе Сарском.

Систематическая работа, проводимая энергетиками, приносит положительные результаты. На сегодня в силу выполнения предписания по актам о выявленных нарушениях, составленных представителями местной администрации и Майских РЭС, два домовладельца села Сарского приступили к разбору навесов из металлопрофиля и шифера, возведенных в нарушение правил охранных зон. Следует отметить, что положительной динамике также поспособствовали неоднократные встречи руководства Майских районных электрических сетей с нарушителями и проведение с ними серьезной просветительской работы. Должностные лица и граждане республики должны знать, что они могут понести не только административную, но и уголовную ответственность, если из-за их действий будет нанесен значительный материальный ущерб, а также ущерб жизни и здоровью людей.

Обеспокоенность у энергетиков вызывает случай в охранной зоне ВЛ-0,35 кВ Майского на ул. Пришибской. Здесь опора после проведения владельцем строительных манипуляций оказалась не просто вблизи, а, по сути, выросла из крыши незаконного строения. Энергетиками также зафиксированы нарушения на ул. Гастелло на землях, не находящихся на балансе города. Как земля оказалась бесхозной – вопрос второй. Но даже на первый взгляд очевидно: нормальная эксплуатация ЛЭП затруднена. Участки линий вместе с опорами оказались на отгороженных хозяевами домов территориях.

Как напомнил начальник райэлектросетей Сергей Шаралапов, руководители предприятий, организаций, граждане должны знать, что в соответствии с пунктами 8 – 10 «Правил установления охранных зон объектов электросетевого хозяйства и особых условий использования земельных участков, расположенных в границах таких зон», утвержденных Постановлением Правительства РФ № 160 от 24.02.2009 г., без согласования с энергетиками запрещаются любые действия, связанные со строительством, реконструкцией или сносом зданий, складированием материалов, земляными работами.

МК-СПРАВКА

Для высоковольтных линий напряжения 110 кВ охранная зона установлена в 20 метров, для линий 35 кВ – 15 м, для ВЛ-6/10 кВ – 10 метров, для воздушных линий до 1 кВ – не менее 2 метров. Охранные зоны устанавливаются вдоль воздушных линий электропередачи — в виде части поверхности участка земли и воздушного пространства (на высоту, соответствующую высоте опор воздушных линий электропередачи), ограниченной параллельными вертикальными плоскостями, отстоящими по обе стороны линии электропередачи от крайних проводов при неотклоненном их положении. 

Безопасность линий электропередач — Международная ассоциация знаков

Перед сборкой или разборкой крана работодатель должен определить, может ли он подойти ближе 20 футов к линии электропередач (до 350 кВ). В этом случае работодатель должен предпринять одно из следующих действий:

(a) Уточните у энергетической компании, что линия обесточена и заземлена на рабочем месте.
(b) Убедитесь, что ни одна деталь не находится в пределах 20 футов от линии электропередач.
(c) Следуйте таблице A , в которой указаны минимальные расстояния в зависимости от напряжения.

ТАБЛИЦА A: Минимальные расстояния в зависимости от напряжения

Напряжение (кВ) Минимальное расстояние (футы)
До 50 кВ 10 футов
>50 до 200 кВ 15 футов
>200 до 350 кВ 20 футов
>350 до 500 кВ 25 футов*
>500 до 750 кВ 35 футов*
>750 до 1000 кВ 45 футов*
>1000 кВ Определяется коммунальным предприятием/владельцем
*По состоянию на 1926 год.1409, для линий электропередач от 350 до 1000 кВ минимальное расстояние предполагается равным 50 футам. Свыше 1000 кВ коммунальное предприятие/владелец или зарегистрированный инженер должны установить его.

Краны нельзя собирать/разбирать ниже линии электропередач, находящейся под напряжением, или в пределах расстояния Таблица А от линии электропередач. Если используется Таблица A , владелец/коммунальное предприятие должны предоставить работодателю напряжение линии электропередач в течение двух дней с момента получения запроса.

Предполагается, что линии электропередач находятся под напряжением до тех пор, пока не будет подтверждено, что они обесточены и заземлены.Предупреждения об опасности поражения электрическим током должны быть вывешены на видном месте в кабине крана и вне кабины в поле зрения оператора (кроме мостовых и башенных кранов).

Рабочие зоны должны быть разграничены на 360 градусов вокруг оборудования, чтобы предотвратить вторжение в пределах 20 футов от линии электропередач. Если линия не обесточена, перед началом работ также необходимо провести совещание с бригадой для проверки расположения линий и процедур предотвращения вторжения. Меры, аналогичные тем, которые требуются при сборке/разборке, должны быть приняты для предотвращения вторжения, но в этом случае также возможна изолирующая связь между грузовым тросом и грузом.

Операторы и члены экипажа должны быть обучены:

  • О порядке действий в случае контакта с линией электропередач
  • Предполагать, что линии электропередач находятся под напряжением до подтверждения и визуального заземления
  • Предполагать, что линии электропередач не изолированы, пока иное не подтверждено владельцем или квалифицированным лицом
  • На границах изолирующих перемычек и других устройств (например, датчики приближения)
  • О надлежащих процедурах заземления и их ограничениях.


Споттеры также должны пройти соответствующую подготовку.


Что делать, если линия не обесточена?

Если линия не обесточена, работодатель должен предпринять следующие действия:

  • Провести совещание с монтажной/демонтажной бригадой для рассмотрения мер по предотвращению посягательств.
  • Используйте только непроводящие бирки.
  • Используйте специальный наблюдатель, сигнализатор приближения, устройство предупреждения о дальности, автоматическое ограничительное устройство или приподнятую линию предупреждения/барьер, размещенную в поле зрения крановщика.

Исключения из таблицы А? Соблюдайте эти минимальные меры предосторожности

Если работы должны выполняться ближе, чем значения Таблицы A , то должны быть приняты как минимум следующие меры предосторожности:

  • Работодатель должен показать, что Таблица A невыполнима и что невозможно обесточить и заземлить или переместить линию.
  • Безопасные расстояния должны определяться владельцем/оператором линии или зарегистрированным профессиональным инженером, имеющим соответствующую квалификацию.
  • Необходимо провести совещание по планированию и внедрить разработанные процедуры (если процедуры неадекватны, работы должны быть остановлены и установлены новые процедуры или линия должна быть обесточена).
  • Устройства автоматического повторного включения должны быть отключены.
  • Должен быть назначен специальный наблюдатель.
  • Между линией и нагрузкой должна быть установлена ​​эстакадная предупредительная линия/баррикада или изолирующая перемычка, за исключением работ на линиях электропередачи/распределения, подпадающих под действие подраздела V (дополнительные положения вступают в силу через один-три года после вступления в силу).
  • Необходимо использовать непроводящую оснастку.
  • Необходимо использовать устройство ограничения диапазона движения.
  • Необходимо использовать непроводящие линии тегов.
  • Должны быть установлены баррикады на расстоянии не менее 10 футов от оборудования (где это возможно).
  • Оборудование должно быть надлежащим образом заземлено.
  • Рабочие не должны касаться линии над изолирующей перемычкой.
  • В зону допускаются только основные сотрудники.
  • Изолирующий линейный шланг или крышка должны быть установлены владельцем/оператором, если они недоступны.
  • Владелец и пользователь должны встретиться с оператором оборудования и другими работниками для ознакомления с процедурами.
  • Должен быть определен один человек, который будет реализовывать план и может остановить работу в случае необходимости.
  • Документация по этим процедурам должна быть немедленно доступна на месте.
  • Предохранительные устройства и вспомогательные средства должны соответствовать спецификациям производителей.
  • Все сотрудники должны быть обучены безопасности линий электропередач в соответствии с 1926.1408 (g).

Безопасное расстояние до оборудования

Оборудование, перемещаемое под линией электропередачи или рядом с ней, должно:

(a) Иметь опущенную стрелу/мачту и систему поддержки
(b) Соблюдайте минимальные зазоры, установленные в таблице T
. (c) Уменьшите скорость, чтобы свести к минимуму нарушения
(d) Используйте специального корректировщика, если расстояние ближе 20 футов 90 005 (e) Освещение или обозначение линий электропередач в ночное время 90 005 (f) Определить и использовать безопасный путь передвижения.

СТОЛ T

Минимальные расстояния при движении без груза

Напряжение (кВ) Минимальное расстояние (футы)
До 0,75 кВ 4 фута
>0,75 до 50 кВ 6 футов
>50 до 345 кВ 10 футов
>345 до 750 кВ 16 футов
>750 до 1000 кВ 20 футов
> 1000 кВ *
>1000 Определяется коммунальным предприятием/владельцем
* Создан владельцем или зарегистрированным профессиональным инженером/квалифицированным лицом.

Обзор отрицательного коэффициента потерь в линиях трансформаторного региона: Меры по устранению недостатков и проблемы: AIP Advances: Vol 10, No 4

I. ВВЕДЕНИЕ

Раздел:

ChooseНаверх страницыРЕЗЮМЕ. ВВЕДЕНИЕ < Потери линии в распределительной сети являются одним из основных элементов для оценки планирования, проектирования, эксплуатации и управления, а также общей силы электросетевой компании.Управление потерями в линии необходимо для обнаружения слабых мест в работе электросети и предложения идеального режима работы в практических условиях, что создает большую экономическую и социальную ценность для электросетевой компании.

По мере социально-экономического развития возрастает электрическая нагрузка, а вместе с ней и доля объема потерь в линии низковольтной распределительной сети к потерям всей электросети. Район низковольтного трансформатора является хвостовой частью энергосистемы, и потери в его линии составляют важную часть управления этим районом.

Государственная электросетевая корпорация Китая (SGCC) рассматривает разницу между объемом отпуска электроэнергии и продаж электроэнергии как статистические потери в линии трансформаторного региона, а отношение статистических потерь в линии к объему отпуска электроэнергии – как статистическая скорость потери линии в этом районе. Долгосрочной и основной задачей энергетической компании является постоянное снижение потерь в линиях путем мониторинга и управления уровнем потерь в линиях трансформаторного региона.

Линейные потери включают технические (теоретические) потери (TL) и нетехнические (управленческие) потери (NTL).TL – потери в электросети, полученные с помощью метода расчета теоретических потерь в линии на основе рабочих параметров оборудования электроснабжения и мощности нагрузки. К ним относятся потери мощности в обмотках трансформатора и линиях передачи, потери в сердечниках трансформатора, в изоляционной среде конденсатора и кабеля, а также коронный разряд, связанный с рабочим напряжением. NTL — это разница между статистическим объемом потерь в линии и теоретическим объемом потерь в линии, возникающая в результате общей погрешности различных счетчиков электроэнергии, неточной записи, пропущенной записи, неправильной записи, незаконного использования электроэнергии, кражи электроэнергии и утечки, вызванной некачественным электроснабжением. изоляция.

Большая часть исследований потерь в линии 10 кВ класса напряжения + , проводимых во всем мире, сосредоточена на расчете TL и технических мерах по сокращению. 1–6 1. М. В. Густафсон и Дж. С. Бейлор, «Оценка потерь при передаче для электрических систем», IEEE Trans. Система питания 3 , 1026–1032 (1988). https://doi.org/10.1109/59.145572. А. Дж. Конехо, Дж. М. Арройо, Н. Альгуасил и А. Л. Гихарро, «Распределение потерь при передаче: сравнение различных практических алгоритмов», IEEE Trans.Система питания 17 , 571–576 (2002). https://doi.org/10.1109/tpwrs.2002.8008943. L. M. O. Queiroz и C. Lyra, «Адаптивный гибридный генетический алгоритм для снижения технических потерь в распределительных сетях при переменных требованиях», IEEE Trans. Система питания 24 , 445–453 (2009). https://doi.org/10.1109/tpwrs.2008.20094884. C. S. Chen, JC Hwang, M. Y. Cho и Y. W. Chen, «Разработка упрощенных моделей потерь для анализа системы распределения», IEEE Trans. Power Delivery 9 , 1545–1551 (1994).https://doi.org/10.1109/61.3112125. Надира Р., Ву Ф. Ф., Маратукулам Д. Дж., Вебер Э. П., Томас К. Л., «Анализ потерь в системе массовой передачи», IEEE Trans. Система питания 8 , 405–416 (1993). https://doi.org/10.1109/59.2608466. Мелиопулос А. П., Чао X., Коккинидес Г. Дж., Монсальватж Р., «Оценка потерь при передаче на основе вероятностного потока мощности», IEEE Power Eng. 11 , 73–74 (2002). https://doi.org/10.1109/mper.1991.88755Что касается низковольтной распределительной сети, исследователи больше озабочены обнаружением NTL из-за широкого распространения NTL и сложности их обнаружения.Сообщаемые источники NTL в основном связаны с мошенничеством посредством манипулирования счетчиками, прослушивания линий распределения и неуплаты. 7–13 7. СССР Депуру, Л. Ван и В. Девабхактуни, «Кража электроэнергии: обзор, проблемы, предотвращение и подход к борьбе с кражей на основе интеллектуальных счетчиков», Energy Policy 39 , 1007–1015 (2011 г.). ). https://doi.org/10.1016/j.enpol.2010.11.0378. CC Ramos, AN Souza, G. Chiachia, AX Falcão и JP Papa, «Новый алгоритм выбора признаков с использованием Harmony Search и его применение для обнаружения нетехнических потерь», Comput.электр. англ. 37 , 886–894 (2011). https://doi.org/10.1016/j.compeleceng.2011.09.0139. Дж. Л. Вьегас, П. Р. Эстевес и С. М. Виейра, «Обнаружение новизны на основе кластеризации для выявления нетехнических потерь», Int. Дж. Электр. Энергетическая система питания. 101 , 301–310 (2018). https://doi.org/10.1016/j.ijepes.2018.03.03110. Е. А. С. Аранья Нето и Дж. Коэльо, «Вероятностная методология оценки технических и нетехнических потерь в системе распределения», Электр. Система питанияРез. 97 , 93–99 (2013). https://doi.org/10.1016/j.epsr.2012.12.00811. Т.-С. Жан, К.-Л. Куо, С.-Дж. Чен, Дж.-Л. Чен, К.-К. Као и К.-Х. Лин, «Обнаружение нетехнических потерь и отключений электроэнергии в усовершенствованной измерительной инфраструктуре с использованием механизма логического вывода на основе совместной игры», IET Gener., Transm. Распредел. 10 , 873–882 (2016). https://doi.org/10.1049/iet-gtd.2015.000312. Л. А. П. Лин, К. К. О. Рамос, Д. Родригес, Д. Р. Перейра, А. Н. де Соуза, К. А. П. да Коста и Дж.П. Папа, «Неконтролируемая нетехническая идентификация потерь через лес оптимального пути», Электр. Система питания Рез. 140 , 413–423 (2016). https://doi.org/10.1016/j.epsr.2016.05.03613. В. Хань и Ю. Сяо, «Новый детектор для обнаружения мошеннических действий, связанных с нетехническими потерями, в результате сговора в интеллектуальной сети», Comput. Сети 117 , 19–31 (2017). https://doi.org/10.1016/j.comnet.2016.10.011 Все эти ситуации можно считать кражей электроэнергии. Исследования неискусственных источников NTL связаны только с отказом измерительного оборудования, 14–16 14.Леон К., Бискарри Ф., Монедеро И., Герреро Дж. И., Бискарри Дж., Миллан Р. Модель индукции обобщенных правил на основе изменчивости и тренда для обнаружения NTL в энергетических компаниях // IEEE Trans. Система питания 26 , 1798–1807 (2011). https://doi.org/10.1109/tpwrs.2011.212135015. Монедеро И., Бискарри Ф., Леон К., Герреро Дж. И., Бискарри Дж., Миллан Р. Обнаружение мошенничества и других нетехнических потерь в электроэнергетике с использованием байесовских сетей и деревьев решений с коэффициентом Пирсона.Дж. Электр. Энергетическая система питания. 34 , 90–98 (2012). https://doi.org/10.1016/j.ijepes.2011.09.00916. Дж. И. Герреро, И. Монедеро, Ф. Бискарри, Дж. Бискарри, Р. Миллан и К. Леон, «Уменьшение нетехнических потерь за счет повышения точности проверок в электроэнергетике», IEEE Trans. Система питания 33 , 1209–1218 (2018). https://doi.org/10.1109/tpwrs.2017.2721435 ошибки учета и записи, 17,18 17. C.-H. Лин, С.-Дж. Чен, К.-Л. Куо и Ж.-Л. Чен, «Модель некооперативной игры, примененная к усовершенствованной измерительной инфраструктуре для проверки нетехнических потерь в микрораспределительных системах», IEEE Trans.Smart Grid 5 , 2468–2469 (2014). https://doi.org/10.1109/tsg.2014.232780918. Н. Ф. Авила, Г. Фигероа и К.-К. Чу, «Обнаружение NTL в системах распределения электроэнергии с использованием дискретного вейвлет-пакетного преобразования с максимальным перекрытием и повышения случайной недостаточной дискретизации», IEEE Trans. Система питания 33 , 7171–7180 (2018). https://doi.org/10.1109/tpwrs.2018.2853162 неточная оценка безучетных поставок, 17,19 17. C.-H. Лин, С.-Дж. Чен, К.-Л. Куо и Ж.-Л. Чен, «Модель некооперативной игры, примененная к усовершенствованной измерительной инфраструктуре для проверки нетехнических потерь в микрораспределительных системах», IEEE Trans.Smart Grid 5 , 2468–2469 (2014). https://doi.org/10.1109/tsg.2014.232780919. Т. Ахмад, «Анализ нетехнических потерь и их предотвращение с использованием интеллектуальных счетчиков», Renewable Sustainable Energy Rev. 72 , 573–589 (2017). https://doi.org/10.1016/j.rser.2017.01.100 и аномалии коммуникации, 20,21 20. JI Guerrero, C. León, I. Monedero, F. Biscarri и J. Biscarri, «Улучшение Системы, основанные на знаниях, со статистическими методами анализа текста и нейронными сетями для обнаружения нетехнических потерь», Knowl.-На основе сист. 71 , 376–388 (2014). https://doi.org/10.1016/j.knosys.2014.08.01421. Дж. Б. Лейте и Дж. Р. С. Мантовани, «Обнаружение и локализация нетехнических потерь в современных распределительных сетях», IEEE Trans. Smart Grid 9 , 1023–1032 (2018). https://doi.org/10.1109/tsg.2016.2574714 без учета каких-либо факторов, влияющих на расчет потерь в инженерных приложениях. Было протестировано несколько алгоритмов классификации на основе данных и сетевых алгоритмов для обнаружения NTL, таких как машины опорных векторов, 22–24 22.Наги Дж., Яп К.С., Тионг С.К., Ахмед С.К. и Мохамад М. «Обнаружение нетехнических потерь для потребителей с счетчиками в электроэнергетике с использованием машин опорных векторов», IEEE Trans. Power Delivery 25 , 1162–1171 (2010). https://doi.org/10.1109/tpwrd.2009.203089023. Д. Р. Перейра, М. А. Пазоти, Л. А. М. Перейра, Д. Родригес, К. О. Рамос, А. Н. Соуза и Дж. П. Папа, «Машины опорных векторов на основе оптимизации социальных пауков, применяемые для обнаружения кражи энергии», Вычислительные. электр. англ. 49 , 25–38 (2016).https://doi.org/10.1016/j.compeleceng.2015.11.00124. П. Джокар, Н. Арианпу и В. К. М. Леунг, «Обнаружение кражи электроэнергии в AMI с использованием моделей потребления клиентов», IEEE Trans. Smart Grid 7 , 216–226 (2016). https://doi.org/10.1109/tsg.2015.2425222 индукция правил, 14,15 14. C. Leon, F. Biscarri, I. Monedero, JI Guerrero, J. Biscarri, and R. Millan, «Variability and модель индукции обобщенных правил на основе тренда для обнаружения NTL в энергетических компаниях», IEEE Trans. Система питания 26 , 1798–1807 (2011). https://doi.org/10.1109/tpwrs.2011.212135015. Монедеро И., Бискарри Ф., Леон К., Герреро Дж. И., Бискарри Дж., Миллан Р. Обнаружение мошенничества и других нетехнических потерь в электроэнергетике с использованием байесовских сетей и деревьев решений с коэффициентом Пирсона. Дж. Электр. Энергетическая система питания. 34 , 90–98 (2012). https://doi.org/10.1016/j.ijepes.2011.09.009 кластеризация, 25–27 25. E.W.S. Angelos, O.R. Saavedra, O.A.C. Cortés и A.N.де Соуза, «Обнаружение и идентификация аномалий потребления потребителями в системах распределения электроэнергии», IEEE Trans. Power Delivery 26 , 2436–2442 (2011). https://doi.org/10.1109/tpwrd.2011.216162126. Ю. Го, К.-В. Ten и P. Jirutitijaroen, «Онлайн-проверка данных для операций распространения против киберподделки», IEEE Trans. Система питания 29 , 550–560 (2014). https://doi.org/10.1109/tpwrs.2013.228293127. В. Б. Кришна, Г. А. Уивер и У. Х. Сандерс, «Метод обнаружения атак на целостность в усовершенствованной измерительной инфраструктуре на основе PCA», в 12-й Международной конференции по количественной оценке систем (Springer, 2015), стр.70–85. деревья решений, 28,29 28. А. Джиндал, А. Дуа, К. Каур, М. Сингх, Н. Кумар и С. Мишра, «Дерево решений и анализ данных на основе SVM для обнаружения краж в интеллектуальных сетях». », IEEE Trans. Инд Инф. 12 , 1005–1016 (2016). https://doi.org/10.1109/tii.2016.254314529. Б. Кома-Пуиг, Дж. Кармона, Р. Гавальда, С. Альковерро и В. Мартин, «Обнаружение мошенничества при потреблении энергии: контролируемый подход», в Международная конференция IEEE по науке о данных и расширенной аналитике (IEEE, 2016), с.120–129. экспертные системы, 20,30,31 20. JI Guerrero, C. León, I. Monedero, F. Biscarri и J. Biscarri, «Улучшение систем, основанных на знаниях, с помощью статистических методов анализа текста и нейронных сетей для обнаружения нетехнических потерь». », Сист. 71 , 376–388 (2014). https://doi.org/10.1016/j.knosys.2014.08.01430. Леон К., Бискарри Ф., Монедеро И., Герреро Дж. И., Бискарри Дж., Миллан Р. Комплексная экспертная система для анализа нетехнических потерь в электроэнергетике // Expert Syst.заявл. 38 , 10274–10285 (2011). https://doi.org/10.1016/j.eswa.2011.02.06231. С.-Дж. Чен, Т.-С. Жан, К.-Х. Хуанг, Дж.-Л. Чен и К.-Х. Лин, «Обнаружение нетехнических потерь и сбоев с использованием нечетких сетей Петри с самосинхронизацией дробного порядка, основанных на ошибках, в микрораспределительных системах», IEEE Trans. Smart Grid 6 , 411–420 (2015). https://doi.org/10.1109/tsg.2014.2345780 искусственные нейронные сети, 32,33 32. Б. К. Коста, Б. Л. А. Альберто, А. М. Портела, В. Мадуро и Э.О. Элер, «Обнаружение мошенничества в сетях распределения электроэнергии с использованием процесса обнаружения знаний на основе ИНС», Межд. Дж. Артиф. Интел. заявл. 4 , 17–23 (2013). https://doi.org/10.5121/ijaia.2013.460233. В. Форд, А. Сирадж и В. Эберле, «Обнаружение мошенничества в интеллектуальной сети с использованием искусственных нейронных сетей», в Симпозиуме IEEE по приложениям вычислительного интеллекта в интеллектуальной сети (IEEE, 2014), стр. 91–96. и оценка состояния. 34,35 34. С.-К. Хуанг, Ю.-Л. Ло и С.-Н. Лу, «Обнаружение нетехнических потерь с использованием оценки состояния и анализа дисперсии», IEEE Trans. Система питания 28 , 2959–2966 (2013). https://doi.org/10.1109/tpwrs.2012.222489135. С. А. Салинас и П. Ли, «Обнаружение кражи энергии с сохранением конфиденциальности в микросетях: подход к оценке состояния», IEEE Trans. Система питания 31 , 883–894 (2016). https://doi.org/10.1109/tpwrs.2015.2406311 Некоторые исследования касались только кражи электроэнергии, в то время как другие касались агрегированных NTL. В недавнем исследовании была предпринята попытка устранить последствия несбалансированных данных мошеннических потребителей в методах классификации. 18 18. Н.Ф. Авила, Г. Фигероа и К.-К. Чу, «Обнаружение NTL в системах распределения электроэнергии с использованием дискретного вейвлет-пакетного преобразования с максимальным перекрытием и повышения случайной недостаточной дискретизации», IEEE Trans. Система питания 33 , 7171–7180 (2018). https://doi.org/10.1109/tpwrs.2018.2853162 В предыдущих исследованиях не удалось проанализировать влияние колебаний потребления электроэнергии на потери в низковольтной сети.

Такие проблемы, как беспорядок в распределительной сети низкого напряжения, большое количество пользователей, слабое управление архивами трансформаторной области, сложная среда на месте, сложная бизнес-система и низкое качество данных, затруднили управление потерями в линии. трансформаторного региона и снизили эффективность управления.Поскольку у персонала энергоснабжающей организации есть сомнения относительно отрицательного коэффициента потерь в линиях в трансформаторных районах, они не могут определить причины аномальных потерь в линиях, особенно по некоторым нефизическим причинам, таким как смещения счетчиков. Таким образом, управление потерями в линии имеет большое значение и практическую ценность для изучения колебаний уровня потерь в линии в районе трансформатора и мер по устранению аномалий отрицательных показателей потерь в линии.

В этом обзоре основное внимание уделяется взаимосвязи между потерями в линии, коэффициентом потерь в линии и объемом энергоснабжения в районе трансформатора.Проанализированы кривые зависимости для различных скоростей нагрузки. В результате обширного исследования отрицательных потерь в линии трансформаторного региона в конкретной провинции Китая были всесторонне обобщены три разумные причины и несколько необоснованных причин отрицательных потерь в линии, а также меры по исправлению положения. Это полезно для персонала по управлению потерями в линиях в энергоснабжающих компаниях. Кроме того, вносятся предложения по модернизации соответствующих систем мониторинга для эффективного управления на уровне компании.Наконец, представлены проблемы, связанные с появлением новых технологий, таких как технология больших данных, возникающих в результате управления потерями в линии в районе трансформатора.

II. СОВРЕМЕННАЯ СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЯ

Раздел:

ChooseВверх страницыРЕЗЮМЕ. ВВЕДЕНИЕII. СОВРЕМЕННАЯ СИСТЕМА УЧЕТА… < A. Физическая структура

Современная система измерения, также известная как усовершенствованная инфраструктура измерения, использует систему двусторонней связи и интеллектуальный электрический счетчик, который может записывать подробную информацию о нагрузке пользователей для получения временных или мгновенных значений измерения для различные периоды времени или значения пользователей в квазиреальном времени, такие как объем энергопотребления, спрос на электроэнергию, напряжение и ток.Несколько развитых стран провели новые исследования в области современных систем учета. 11,36–44 11. Т.-С. Жан, К.-Л. Куо, С.-Дж. Чен, Дж.-Л. Чен, К.-К. Као и К.-Х. Лин, «Обнаружение нетехнических потерь и отключений электроэнергии в усовершенствованной измерительной инфраструктуре с использованием механизма логического вывода на основе совместной игры», IET Gener., Transm. Распредел. 10 , 873–882 (2016). https://doi.org/10.1049/iet-gtd.2015.000336. Р. Р. Мохассель, А. Фунг, Ф. Мохаммади и К. Раахемифар, «Обзор передовой измерительной инфраструктуры», Int.Дж. Электр. Энергетическая система питания. 63 , 473–484 (2014). https://doi.org/10.1016/j.ijepes.2014.06.02537. См. http://www.ogel.org/article.asp?key=2354 для Европейской стратегии устойчивой, конкурентоспособной и безопасной энергетики — Зеленая книга ЕС; доступ 2006.38. Д. Бобер и Х. Капрон, «Распределенная система сбора данных и управления потреблением электроэнергии», в Международном семинаре IEEE по интеллектуальному сбору данных и передовым вычислительным системам: технологии и приложения (IEEE, 2009), стр.21–23.39. Д. Г. Харт, «Использование AMI для реализации интеллектуальной сети», в Общем собрании IEEE Power and Energy Society — Conversion and Delivery of Electric Energy in the 21st Century (IEEE, 2008)40. М. П. Мченри, «Технические и управленческие соображения для передовой измерительной инфраструктуры / интеллектуальных счетчиков: технология, безопасность, неопределенность, затраты, выгоды и риски», Energy Policy 59 , 834–842 (2013). https://doi.org/10.1016/j.enpol.2013.04.04841. Х. Фарханги, «Путь интеллектуальной сети», IEEE Power Energy Mag. 8 , 18–28 (2010). https://doi.org/10.1109/mpe.2009.93487642. Ли Г. М. и Су Д. Х., «Стандартизация интеллектуальной сети в ITU-T», IEEE Commun. Маг. 51 , 90–97 (2013). https://doi.org/10.1109/mcom.2013.640044443. Н. Лю, Дж. Чен, Л. Чжу, Дж. Чжан и Ю. Хэ, «Схема управления ключами для безопасной связи передовой измерительной инфраструктуры в интеллектуальной сети», IEEE Trans. Инд. Электрон. 60 , 4746–4756 (2013). https://doi.org/10.1109/tie.2012.221623744. С. Маклафлин, Д.Подкуйко и П. Макдэниел, «Кража энергии в передовой инфраструктуре измерения», в Международном семинаре по безопасности критически важных информационных инфраструктур (Springer, 2010), стр. 176–187. В Китае была принята система сбора информации об электроэнергии, которая может использоваться для сбора и обработки информации об электроэнергии, мониторинга в режиме реального времени, анализа и управления поведением пользователей, мониторинга потерь в линии, мониторинга аномалий приборов учета, мониторинга качества электроэнергии и информации. обмен интеллектуальным электрооборудованием.Система сбора информации об электроэнергии зарекомендовала себя как важное техническое средство для реализации интеллектуальных сетей.

Мониторинг, сбор статистики и анализ потерь в линии в районе трансформатора проводятся на основе информации об объеме мощности шлюзового счетчика электроэнергии, собранной с помощью системы сбора информации об электроэнергии, информации об электроэнергии со счетчиков электроэнергии пользователей. , а файлы клиентов синхронизируются с помощью прикладной системы маркетинга электроэнергии.

В настоящее время физическую структуру системы сбора информации об электричестве, используемой провинциальными электросетевыми компаниями, можно разделить на удаленную и местную связь. Сети удаленной связи облегчают передачу данных между системой главной станции и концентраторами (в пределах от одного до нескольких сотен километров), тогда как локальная сеть связи обеспечивает передачу от полевого терминала (как концентраторов) к счетчику энергии пользователя. .Внедрение локального канала решает проблему небольшого объема низковольтной пользовательской информации, разрозненных местоположений и отсутствия доступа к каждому счетчику энергии удаленного канала. Локальный канал предварительно собирает информацию и загружает ее, что не только повышает эффективность системы, но и снижает затраты на эксплуатацию и техническое обслуживание. Удаленная связь и локальная связь подробно описаны ниже.

B. Удаленная связь системы сбора информации об электроэнергии

Сеть удаленной связи включает сеть оптической связи электроэнергии, сеть GPRS/CDMA и частную беспроводную сеть 230 МГц.Архитектура связи показана на рис. 1.

Сеть оптической связи электроэнергии представляет собой внутреннюю сеть связи Государственной электросетевой корпорации Китая с оптическим волокном в качестве канальной среды. В нем технология пассивной оптической сети Ethernet обеспечивает множество преимуществ благодаря высокому соотношению цена/качество и практичности. Данные сбора данных со стороны низкого напряжения, захваченные концентратором, проходят через блок оптической сети на стороне трансформатора и терминал оптической линии в помещении подстанции к специальному оптическому кабелю, проложенному на распределительной линии.Это позволяет узлу подстанции подключаться к оптической сети электроснабжения подстанций + 35 кВ и выгружать информацию на мастер-станцию.

Беспроводная связь в общедоступной сети превращается в общедоступную сеть, управляемую и поддерживаемую третьей стороной. Локальная сеть, в которой расположена система сбора данных мастер-станции, подключается к сети GPRS/CDMA через беспроводную частную сеть. Концентраторы подключаются к системе сбора данных мастер-станции путем установки модуля беспроводной связи GPRS/CDMA.

Беспроводная связь в частной сети на частоте 230 МГц обеспечивается собственной беспроводной сетью, построенной энергоснабжающей компанией, которая использует специальную полосу частот для передачи данных, выделенную Комитетом государственного регулирования радиосвязи Китая. Радио ведущей станции и концентратора совместно используют пару частотных точек. Концентраторы в одной и той же частотной точке могут принимать беспроводной сигнал, посылаемый мастер-станцией. Опираясь на уникальный идентификационный код, концентратор может ответить после идентификации сигнала, что делает возможным связь.

C. Локальная связь системы сбора информации об электричестве

Технологии местной связи, имеющие широкое применение, включают связь по шине RS-485, связь по линиям электропередач (ПЛК) и беспроводную связь микромощности. Коммуникационная архитектура локальной сети связи показана на рис. 2. Интеллектуальный счетчик электроэнергии напрямую связывается с концентратором через RS-485 или ПЛК. В другом способе реализации коллектор может отвечать за обмен данными с концентратором через ПЛК или беспроводную связь микромощности после того, как интеллектуальный счетчик энергии связывается с коллектором через RS-485.

Шинное соединение «один ко многим» между главной станцией и подстанциями реализовано через RS-485. Кроме того, благодаря простой сетевой структуре, быстрой передаче и большому расстоянию RS-485 может использоваться для соединения между коллектором и счетчиком в щитке счетчика и для сбора данных о энергопотреблении вновь установленных бытовых потребителей. ПЛК

можно разделить на два типа: узкополосный ПЛК (NPLC) и широкополосный ПЛК (BPLC). NPLC использует полосу частот для энергетического сектора от 9 до 95 кГц 45 45.IEC 61000-3-8, Электромагнитная совместимость (ЭМС) — Часть 3 Ограничения — Раздел 8: Сигнализация на низковольтных электрических установках — Уровни излучения, полосы частот и уровни электромагнитных помех, IEC, 1997. указано в IEC 61000-3-8. , что влечет за собой низкую скорость передачи данных, множество источников шума и сильные помехи и может сильно зависеть от характеристик рабочей нагрузки. Система NPLC работает в трансформаторных районах с разбросанными счетчиками, очень небольшими изменениями характеристик рабочей нагрузки и сложностью проводки.Между тем, система BPLC с высокой скоростью передачи и сильной помехоустойчивостью работает в диапазоне 1–40 МГц. Он способен предоставлять различные услуги и является более адаптируемым. Однако из-за большого затухания сигнала и ограниченной дальности односкачковой связи системы BPLC в основном используются в высотных или многоэтажных жилых домах в центральном районе, где сосредоточены счетчики.

Беспроводная связь Micropower — это связь между отправителем и получателем посредством радиоволн.Мощность счетчика собирается через RS-485 и затем передается на беспроводной концентратор в распределительной зоне через самодельную микромощную беспроводную сеть. Проводка не требуется, что снижает стоимость, а качество канала не зависит от качества электросети. Поэтому микромощная беспроводная связь часто используется в качестве дополнения к ПЛК, когда энергосистема не может обеспечить звуковой канал для линии электропередач.

Все типы данных, собранных в интеллектуальных счетчиках, могут быть переданы на главную станцию ​​путем применения комбинации локальной и удаленной связи.Это обеспечивает функцию мониторинга и анализа пользовательских данных в режиме реального времени. SGCC завершила работу над системой сбора информации об электроэнергии. Масштаб системы достиг более 1,1 × 10 9 . Все пользовательские данные интеллектуальных счетчиков в зонах управления SGCC могут быть получены через систему сбора информации об электроэнергии, которая имеет наибольшее количество пользователей в мире.

III. СТАТИСТИЧЕСКИЙ МЕТОД ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПОТЕРИ В ЛИНИИ И ЕГО ТЕОРЕТИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ

Раздел:

ChooseВверх страницыРЕЗЮМЕ.ВВЕДЕНИЕII. СОВРЕМЕННАЯ СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЯ…III. СТАТИСТИЧЕСКИЙ МЕТОД F… < E s , передаваемый распределительным трансформатором (т. (1), где E i — потребляемая мощность i -го пользователя на стороне пользователя, E f — фиксированная потребляемая мощность на счетчике электроэнергии, а E l относится к потерям в линии в районе трансформатора.Поскольку электропитание области трансформатора и потребление энергии пользователем получаются с помощью интеллектуального счетчика энергии, ошибка неизбежна. Предполагая, что погрешность межсетевого счетчика для района трансформатора составляет ε s , а погрешность счетчика электроэнергии i -го абонента составляет ε i , указанная общая потребляемая мощность по счетчику трансформаторного района и счетчику электроэнергии пользователя в системе сбора информации об электроэнергии: E s (1 + ε s ) и E 7 9 (1 + ε i ) соответственно.Согласно статистическим правилам энергокомпаний, статистические потери в линии E sll и коэффициент статистических потерь в линии трансформаторной области λ можно выразить следующим образом:
Esll=Es(1+εs )−∑i=1nEi(1+εi), (2)
λ=Es(1+εs)−∑i=1nEi(1+εi)Es(1+εs). (3)

В связи с тем, что источник питания шлюза трансформаторной области велик, измерительные трансформаторы установлены со всех сторон шлюза области.Мощность трансформаторной области можно получить, умножив разность показаний счетчика на увеличение приборного трансформатора к . Поскольку число, представляющее отображение, хранение и выгрузку мощности, имеет точность только до двух знаков после запятой на счетчике шлюза и счетчике энергии пользователя, возможно, что записанное на месте число меньше, самое большее, на 0,01 k. кВтч. Это случайная ошибка, отличная от E s ε s , вызванная фиксированной ошибкой счетчика, упомянутой выше.

Объединение уравнений. (1) и (2), статистические потери в линии трансформаторной области E sll с учетом заниженной мощности, вызванной ограниченной точностью измерителя, могут быть выражены как
Esll=El+Ef+Esεs −∑i=1nEiεi−0,01k⋅p, (4)
, где p – значение вероятности, которое представляет вероятность меньшего учета электроэнергии по разрешающей способности межсетевого счетчика. Здесь p случайным образом попадает между 0 и 1, подчиняясь распределению вероятностей.

Также имеется учет крупных потребителей электроэнергии с трансформаторами тока в трансформаторных районах. В этой работе пренебрегается тем же влиянием этих разрешений счетчиков пользователей, поскольку коэффициент усиления трансформатора тока потребителей значительно меньше, чем коэффициент усиления трансформатора шлюза (ток, протекающий через шлюз, представляет собой сумму токов от всех потребителей).

Аналогично, статистический коэффициент потерь в линии λ может быть выражен как
λ=El+Ef+Esεs−∑i=1nEiεi−0.01k⋅pEs(1+εs). (5)
В данной работе для упрощения предполагается, что область трансформатора имеет дивергентную типологическую структуру, а эквивалентное сопротивление линии составляет Ом . С U U S S S S , представляющие боковое напряжение шлюза и I , указывающие ток через область, E S = U S IT и E л = I 2 Rt .После той же математической обработки E l можно выразить следующим образом: Тогда уравнение (6) подставляется в уравнения. (4) и (5). Статистические потери в линии области трансформатора E sll и статистический коэффициент потерь в линии λ могут быть выражены как
Esll=Es2RUs2t+Esεs+Ef−∑i=1nEiεi−0,01k⋅p, 8 . (7)
λ=Es2RUs2t+Esεs+Ef−∑i=1nEiεi−0,01k⋅pEs(1+εs). (8)
Уравнения (7) и (8) демонстрируют взаимосвязь между статистическим объемом потерь мощности в линии E sll и блоком питания шлюза E s 9, который между статистическая скорость потерь в линии λ и E с при фиксированных параметрах области трансформатора.В Китае ежедневный уровень потерь трансформаторного региона остается индикатором для мониторинга и управления потерями в линии. В этом исследовании t = 24 часа. По данным Государственной сетевой ключевой лаборатории учета электроэнергии, суточная фиксированная потребляемая мощность однофазного интеллектуального счетчика электроэнергии составляет 0,036 кВтч, а трехфазного интеллектуального счетчика электроэнергии — 0,108 кВтч. Здесь приняты параметры типового жилого квартала в провинции Цзянсу, Китай: R – 0,001 27 Ом, U s – 220 В, а также имеется 111 однофазных счетчиков электроэнергии и пять трех -счетчики фазной энергии на стороне пользователя.Погрешность счетчика энергии шлюза +0,50%. Для многих пользовательских счетчиков энергии средняя ошибка пользовательских счетчиков энергии может рассматриваться как 0. При большом источнике питания можно также игнорировать заниженную мощность, вызванную ограниченной точностью счетчика шлюза. В соответствии с вышеупомянутыми параметрами можно получить статистическую кривую объема мощности потерь в линии и статистическую кривую скорости потерь в линии для типичной области трансформатора с помощью уравнений. (7) и (8), как показано на рис. 3 и 4. Можно сделать следующие выводы.
(1)

Объем статистической мощности потерь в линии в районе трансформатора увеличивается с увеличением мощности в районе трансформатора, и тренд указывает на положительную корреляционную часть квадратичной функции.

(2)

При снижении объема энергоснабжения ниже 100 кВтч (при относительно небольшой нагрузке) статистический коэффициент потерь в линии трансформаторной области резко падает со значения более 30 % при увеличении в объеме блока питания.Когда объем энергоснабжения падает между 100 кВтч и 3000 кВтч (в обычном диапазоне электроснабжения), статистический уровень потерь в линии медленно уменьшается, пока не стабилизируется на уровне примерно 1% при увеличении объема энергоснабжения. При подаче электроэнергии более 3000 кВтч (при относительно большой нагрузке) скорость немного увеличивается с увеличением объема подаваемой мощности, что можно не учитывать.

В случае легкой нагрузки общее потребление электроэнергии невелико.Отношение фиксированной потребляемой мощности на счетчике энергии (которая также является частью статистических потерь в линии) к объему источника питания относительно велико, что является основной причиной больших колебаний статистических потерь в линии при малой нагрузке. Напротив, статистические потери в линии относительно стабильны в обычном диапазоне питания и большой нагрузке, поскольку отношение фиксированной потребляемой мощности к объему источника питания невелико.

Вышеупомянутый анализ показывает, что нецелесообразно оценивать управление потерями в линии в районе трансформатора с помощью фиксированного разумного диапазона скорости потерь в линии.В случае небольшой нагрузки в районе трансформатора, такой как высокий уровень вакантности жилого дома, уровень потерь в линии может даже превышать 30%, и он колеблется при изменении источника питания, что затрудняет идентификацию. возможное хищение электроэнергии в районе трансформатора. Таким образом, управление потерями в линии становится сложной задачей.

IV. КЛАССИФИКАЦИЯ И АНАЛИЗ ОБЛАСТИ ТРАНСФОРМАТОРА С ОТРИЦАТЕЛЬНЫМИ ПОТЕРЯМИ В ЛИНИИ

Раздел:

ChooseНаверх страницыРЕЗЮМЕ. ВВЕДЕНИЕII.СОВРЕМЕННАЯ СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЯ…III. СТАТИСТИЧЕСКИЙ МЕТОД F…IV. КЛАССИФИКАЦИЯ И АН… <<В. ПРОБЛЕМЫ В RECTIFIC...VI. ЗАКЛЮЧЕНИЕССЫЛКИ

A. Классификация

При мониторинге и управлении потерями в линиях энергетические компании иногда обнаруживают отрицательный уровень потерь в линии. На рисунке 5 показано распределение коэффициентов потерь в линиях в целом по провинции согласно данным системы сбора информации об электроэнергии провинциальной энергосистемы Китая на день в апреле 2019 года. Общее количество областей трансформаторов с отрицательными потерями в линии в статистике составляет 14 028. .Приблизительно 89,8% коэффициентов потерь в линии попадают в диапазон от -5% до 0%. Не так много трансформаторных регионов с коэффициентом потерь в линии ниже -5%. Причины отрицательных потерь в линии в некоторых регионах трансформатора разумны и не могут быть устранены. Следовательно, они считаются трансформаторными регионами с разумными отрицательными потерями в линии. Кроме того, существуют области трансформаторов с необоснованно отрицательными потерями в линии, что означает, что отрицательные потери в линии возникают в результате ошибок, которые можно исправить, таких как отказ устройства или человеческая небрежность.Ниже приводится анализ основных причин областей трансформатора с разумными и необоснованными отрицательными коэффициентами потерь в линии.

B. Обоснованные отрицательные потери в линии, вызванные ошибкой в ​​счетчиках электроэнергии

Счетчик электроэнергии шлюза в районе трансформатора в основном предназначен для внутренней оценки, проводимой энергетической компанией. При большом потреблении электроэнергии часто применяют трехфазные счетчики электроэнергии 1 класса. Однако счетчики энергии на стороне потребителя в основном используются для расчетов по торговле электроэнергией.Поскольку объем мощности относительно невелик, используются однофазные счетчики электроэнергии 2-го класса. Погрешность счетчиков электроэнергии находится в пределах их точности. В случае, когда разница между ошибками межсетевого счетчика и пользовательского счетчика относительно значительна, а теоретические потери в линии трансформаторной области малы, вероятны незначительные отрицательные потери в линии. Это часто демонстрируется отрицательной ошибкой счетчика шлюза и положительной ошибкой счетчиков энергии пользователя.

В целом распределение ошибок пользовательских счетчиков равномерное.Глобальная погрешность счетчиков пользователей трансформаторного региона с большим количеством пользователей невелика. В результате редко появляется значительная положительная ошибка. Следовательно, этот вид отрицательных потерь в линии встречается в трансформаторных районах сельской электросети, где количество пользователей меньше 10 или пользовательская нагрузка больше сосредоточена на одном пользователе, что может легко показать значительную положительную ошибку.

Провинциальная энергетическая компания в Китае получила первые данные об ошибках проверки всех счетчиков электроэнергии в провинции за два периода времени, к 2016 году и с 2017 года по настоящее время, с экстремальными значениями ошибок статистики, показанными в Таблице I.Тридцать межсетевых и тридцать пользовательских счетчиков были выбраны случайным образом для расчета средних стандартных неопределенностей типа А в каждый период времени.

ТАБЛИЦА I. Статистика предельных значений погрешности первой поверки счетчиков электроэнергии.

5 3.8 × 10 -4 7 2017 на сегодняшний день 1 +0.3976

5

1 7 2017 До настоящего времени
Максимальная ошибка Минимальная ошибка Средний тип A-типа
Метр электричества период времени ( ε Max ) ( %) ( ε ε мин мин ) (%) Неопределенности
Трехфазные метры электроэнергии 1 класса (шлюз) к 2016 году +0.5402 -0.6496 6 -4 6
-0.5751 3.2 × 10 5 -4
Однофазный 2 класс Счетчики энергии (метров пользователей) к 2016 году +0.6965
6
+0.6631 -0.6999 2,1 × 10 — 4
Согласно правилу расчета коэффициента потерь в линии трансформаторной области в сочетании с экстремальными значениями статистики ошибок первой проверки максимальное значение снижения коэффициента потерь в линии δ , вызванное несоответствием ошибок между счетчик шлюза и счетчик пользователя могут быть рассчитаны,
δ=(εmin+1)−(εmax+1)εmin+1. (9)
С помощью простых математических вычислений максимальное значение снижения уровня потерь в линии δ можно выразить как
δ=εmin−εmaxεmin+1. (10)

Расчет показывает, что среди аттестованных счетчиков электроэнергии несоответствие погрешности между счетчиком шлюза и счетчиком пользователя может привести к максимальному снижению уровня потерь на линии на 1,35% к 2016 году и максимальному ставка 1,25% с 2017 года по настоящее время.Стандартные неопределенности типа А можно считать пренебрежимо малыми по сравнению с несогласованностью ошибок.

Ошибка первой поверки — это поверка перед отправкой счетчика на объект, и ее абсолютное значение относительно невелико на протяжении всего жизненного цикла счетчика. После установки счетчика электроэнергии на объекте и ввода его в эксплуатацию, с увеличением времени работы счетчика, условия эксплуатации вне помещения могут привести к постоянному увеличению абсолютного значения погрешности счетчика.Это приводит к увеличению вероятности отрицательного коэффициента потерь в линии трансформаторного района, вызванного погрешностью счетчика электроэнергии.

При опросе был выбран сельский трансформаторный район в провинции. Всего в трансформаторном регионе насчитывается восемь потребителей, в том числе один общепромышленный и коммерческий потребитель и семь бытовых потребителей. Среднесуточное потребление электроэнергии промышленными и коммерческими потребителями составляет более 80% суточной реализации электроэнергии трансформаторного региона.Когда пользовательская нагрузка относительно сконцентрирована, погрешность этого пользовательского счетчика можно считать примерно эквивалентной общей погрешности пользовательских счетчиков в районе трансформатора. Интенсивность потерь в линии трансформаторной области долгое время находилась в слегка отрицательном состоянии. В полевых исследованиях используется калибратор на месте для проверки и получения погрешности шлюзового счетчика энергии, которая составляет −0,83%, а погрешность общепромышленного и коммерческого счетчика составляет +0,45%. Согласно расчету топологии области трансформатора, эквивалентное сопротивление линии трансформатора R равно 0.0028 Ом. Принимая U s как 220 В, согласно уравнению. (8), можно получить статистическую кривую коэффициента потерь в линии в области трансформатора, как показано красной линией на рис. 6. Влияние корректировки ошибки счетчика шлюза или ошибки пользовательского счетчика на коэффициент потерь в линии трансформатора. регион был изучен. Ошибка счетчика пользователя осталась неизменной, ошибка счетчика шлюза была принята равной -0,40%, 0% и +0,40%, и они сравнивались с ошибкой счетчика шлюза полевого использования, равной -0.83%. Кривая влияния ошибки счетчика шлюза на уровень потерь в линии показана на рис. 6. Погрешность счетчика шлюза осталась неизменной, общая ошибка счетчика пользователя была принята равной 0%, -0,40% и -0,80%, и они сравнивали с общей погрешностью счетчика пользователя в полевых условиях, равной 0,45%. Кривая влияния погрешностей абонентских счетчиков на коэффициент потерь в линии показана на рис. 7. Из рис. 6 и 7, можно сделать конкретные выводы.
(1)

Тенденция изменения коэффициента потерь в линии в трансформаторном районе соответствует тенденции в обычных трансформаторных регионах: с увеличением мощности в трансформаторном районе потери в линии сначала быстро снижаются после высоких потерь в линии , затем медленно стабилизируется и, наконец, медленно повышается.

(2)

Чем больше диапазон погрешности измерения между счетчиком шлюза и счетчиком пользователя в области трансформатора (погрешность счетчика шлюза имеет отрицательное смещение по сравнению с счетчиком пользователя), тем больше соответствующая мощность. диапазон питания трансформаторной области, когда потери в линии трансформаторной области входят в отрицательный интервал.

(3) Когда ошибки измерения счетчика шлюза и счетчика пользователя в области трансформатора близки (как показано розовой линией на рис.6 и 7), гарантируется, что коэффициент потерь в линии трансформаторной области не отрицателен.

Условиями вида отрицательных потерь в линии в районе трансформатора являются отрицательная погрешность межсетевого счетчика и положительная общая погрешность абонентских счетчиков электроэнергии. Существует ограниченная вероятность того, что условия появятся одновременно. Согласно полевым исследованиям, отрицательные потери в линии имеют низкую вероятность в городской электросети (больше пользователей в одном трансформаторном районе) и более высокую вероятность в сельской электросети (меньше пользователей в одном трансформаторном районе).Было установлено, что в одном городе провинции Цзянсу в Китае насчитывается 2152 таких трансформаторных района, что составляет 4,3% от общего количества трансформаторных районов в городе.

Меры по устранению отрицательных потерь в линии трансформаторной области, вызванных такими ошибками измерения на данном этапе, относительно ограничены. Некоторые энергоснабжающие компании на уровне префектур заменяют новые межсетевые счетчики для выпрямления. Поскольку положительные и отрицательные смещения ошибки измерения являются полностью случайными, вероятность восстановления положительного значения потерь в линии после случайной замены ограничена, а замена счетчика для исправления вызывает относительно большую потерю активов счетчика.Здесь предлагается разработать функцию аудита в системе сбора информации об электроэнергии. В таком трансформаторном районе выездные сотрудники энергосбытовой компании делают снимки для архива после проверки ошибки счетчика, загружая в систему соответствующие подтверждающие материалы. Система заносит такой регион-трансформер в специальный список регионов-трансформеров после ручного аудита и утверждения системы. Когда уровень потерь в линии этого типа области трансформатора колеблется от -2% до 0%, в управлении может быть реализовано освобождение от режима проверки.

C. Обоснованные отрицательные потери в линии, вызванные разрешением счетчика шлюза

В случае небольшого источника питания нельзя игнорировать меньшее расчетное количество электроэнергии, вызванное разрешением счетчика шлюза. В случае небольшого количества электроэнергии потерь в линии в области трансформатора и одновременного большого коэффициента трансформации тока на стороне шлюза проблема переноса последней цифры счетчика шлюза может привести к слегка отрицательному коэффициенту потерь в линии области трансформатора ( электроэнергии, используемой во всем трансформаторном районе, недостаточно для того, чтобы отражалась последняя цифра счетчика).Это явление чаще проявляется в сельских районах электросетевого хозяйства с категориями потребителей дренажных станций и акваферм, а также в других трансформаторных районах с сезонными нагрузками и небольшим количеством потребителей. Трансформаторные районы с сезонной нагрузкой имеют большой спрос на электроэнергию. Следовательно, трансформаторы тока обычно устанавливаются с большим увеличением. Когда сезонная нагрузка приостанавливается, остается только некоторая мощность освещения. Меньшее суммарное энергопотребление области трансформатора и большая кратность трансформатора тока приводят к подсчету счетчика пользователя, а счетчик шлюза остается.Ежедневная скорость потерь в линии трансформаторного региона показана как один день восстановления положительных потерь в линии на каждые несколько дней слегка отрицательной скорости потерь в линии. Такое же влияние все еще существует, когда действует сезонная нагрузка. Отличие состоит в том, что снижение учета электроэнергии по разрешающей способности межсетевого счетчика ничтожно мало по сравнению с фактическими потерями в линии при большой нагрузке. Потери в линии трансформаторной области по-прежнему положительны и нормально работают при сезонной нагрузке.

Выбран сельский сетевой трансформатор в провинции Цзянсу, Китай. У него всего два клиента: пользователь оросительной станции и пользователь освещения. Пользователь ирригационной станции имеет сезонное потребление электроэнергии, а потребление электроэнергии сильно варьируется в зависимости от сезона. В сельскохозяйственный поливной сезон максимальное ежедневное потребление электроэнергии составляет приблизительно 1000 кВтч, а зимнее потребление электроэнергии равно 0. Погрешность измерения шлюзового счетчика была установлена ​​​​на + 0,10%, а погрешность измерения пользовательского счетчика была установлена ​​​​на 0.Согласно расчету топологии области трансформатора, эквивалентное сопротивление линии трансформатора R составляет 0,0021 Ом. Число вероятности p в уравнении. (4) было установлено как 0,99, 0,75, 0,5, 0,25 и 0, а U с было установлено как 220 В. Согласно уравнению. (8), можно получить статистическую кривую коэффициента потерь в линии трансформаторной области, как показано на рис. 8. Как показано на рис. 8, когда межсетевой счетчик трансформаторной области не рассчитывает снижения мощности, кривая скорости потерь в линии области трансформатора согласуется с общей областью трансформатора, представленной на рис.4. Когда расчетное количество электроэнергии шлюзового счетчика в области трансформатора превышает определенную пропорцию, область трансформатора показывает отрицательное состояние потерь при небольшом потреблении электроэнергии. Уровень потерь в линии быстро увеличивается с увеличением потребления электроэнергии и приближается к 0. Затем он медленно растет и, наконец, возвращается к положительному диапазону потерь в линии, поскольку потребление электроэнергии постоянно увеличивается.

Меры противодействия отрицательным потерям в линии в области трансформатора, вызванным разрешающей способностью счетчика шлюза на этом этапе, также относительно ограничены.Здесь автоматическая идентификация и маркировка трансформаторных районов с системами сбора информации об электричестве в соответствии с потреблением электроэнергии трансформаторным районом при отключении сезонной нагрузки и в соответствии с характеристиками колебаний коэффициента потерь в линии (появляющихся в виде положительных потерь в линии каждые несколько дней предлагается слегка отрицательный уровень потерь в линии). Также рекомендуется освобождение от режима проверки в отрицательном диапазоне потерь.

D. Обоснованные отрицательные потери в линии, вызванные обратной передачей клиентов лифта

В городских жилых многоэтажных квартирах в Китае электричество в общественных объектах, включая лампы в коридорах, лифты и водяные насосы, требуется для установления профилей клиентов и измерять индивидуально.Лифты, потребляющие электроэнергию, называются «потребителями лифтов». Опрос показал, что некоторые лифты могут вырабатывать электроэнергию во время своей работы. Когда лифт идет вниз, его нагрузочный характер переходит в режим работы асинхронного генератора и реверсивно передает активную электроэнергию. Оборотная активная электроэнергия используется другими потребителями трансформаторного района. В крайних случаях, когда другие потребители трансформаторного района имеют относительно небольшое потребление электроэнергии, а лифтовые потребители вырабатывают больше активной электроэнергии, чем электропотребление всех остальных потребителей трансформаторного района одновременно, избыточная активная электроэнергия передается обратно через трансформатор региональный межсетевой счетчик и распределительный трансформатор к распределительной сети среднего напряжения, как показано синей стрелкой на рис.9. Для распределительного трансформатора с малой нагрузкой, когда сумма потерь электроэнергии в линии и фиксированных потерь электроэнергии в области трансформатора меньше, чем обратная активная электроэнергия потребителя лифта, имеет место отрицательное значение статистики коэффициента потерь в линии. трансформаторного района. Этот тип области отрицательного трансформатора имеет тенденцию появляться в новом жилом районе на этапе низкой заполняемости. На рис. 10 показано обратное распределение передачи электроэнергии от потребителей лифтов в провинции Китая в один из дней августа 2019 года.Суточный объем обратной передачи электроэнергии элеваторным потребителям в трансформаторном районе может составлять до 40 кВтч. Согласно статистике, трансформаторный район обычно имеет доступ к двум-четырем потребителям лифтов, более 90% объема обратной передачи электроэнергии потребителям лифтов трансформаторного района составляет менее 10 кВтч, и более 80% объемов обратной передачи электроэнергии потребителям лифтов трансформаторного района находится в пределах 6,5 кВтч. Поскольку на этом этапе интеллектуальные счетчики имеют функцию двунаправленного измерения, рекомендуется, чтобы клиенты лифта были отмечены специальной меткой и считались включенными счетчик электроэнергии обратного количества электроэнергии клиентов лифта и межсетевого счетчика обратного количества электроэнергии области трансформатора при расчете коэффициента потерь в линии.Учитывая, что электроэнергия потребителей лифтов передается по линиям трансформаторной зоны и используется другими потребителями в трансформаторной зоне и что только избыточная электроэнергия направляется обратно в распределительную сеть среднего напряжения, выработка электроэнергии потребителями лифтов должна включаться в общий электроснабжение трансформаторного района. Однако количество оборотной электроэнергии, переданной в распределительную сеть среднего напряжения, должно быть включено в общий объем реализации электроэнергии трансформаторного региона.Согласно вышеупомянутому анализу, статистический коэффициент потерь в линии трансформаторного региона, включая потребителей лифтов, рассчитывается как , где E ri – фактическое обратное количество электроэнергии потребителя i -го элеватора в трансформаторном районе, а E rs – фактическое обратное количество электроэнергии по счетчику шлюза трансформаторного района.Электричество потерь в линии трансформаторной области не является отрицательным из-за выработки электроэнергии лифтом, когда в расчете участвует обратное количество электроэнергии потребителя лифта. Логика расчета коэффициента потерь в линии более разумна. Предлагается, чтобы в системе сбора информации об электроэнергии статистический расчет скорости потерь в линии трансформаторной области был скорректирован в соответствии с уравнением. (11), чтобы гарантировать, что электроснабжение и продажа электроэнергии в районе трансформатора являются более точными.

E. Необоснованные отрицательные потери в линии по другим причинам

(1)

Отношения между трансформатором и потребителем не соответствуют фактическим полевым данным и системе сбора информации об электроэнергии. Первоначально архивная информация в систему сбора информации об электроэнергии вводилась вручную. Тем не менее, данные клиента о районе трансформатора могут не совпадать с фактическими полевыми данными из-за человеческой небрежности. Потребление электроэнергии потребителями, не находящимися в этом трансформаторном районе, рассчитывается в этом трансформаторном районе, в результате чего получается расчетное значение продажи электроэнергии в трансформаторном районе, которое заведомо больше и в конечном итоге приводит к отрицательным потерям в линии.Однако могут иметь место временные непостоянные отношения между трансформатором и потребителем, вызванные задержкой обновления системной информации после регулировки отключения нагрузки области трансформатора, что также может привести к отрицательным потерям в линии. Такие проблемы требуют, чтобы полевой персонал определял отношения собственности на пользовательские счетчики или электрические ящики (включая несколько счетчиков) с источником питания трансформатора с помощью тестера отношений между трансформатором и потребителем. Затем следует скорректировать информацию об отношениях в системе сбора информации об электричестве.

(2) Информация о коэффициенте трансформации тока в системе неверна. В той же ситуации, что и при отношениях трансформатор-потребитель, архивная информация о трансформаторе тока со счетчиком электроэнергии шлюза и трансформаторе тока со счетчиком потребителя в районе трансформатора также вводится в систему вручную. Коэффициент трансформации тока со счетчиком шлюза, который меньше, чем фактический коэффициент трансформации тока возбуждения, или коэффициент трансформации тока со счетчиком клиента, который больше, чем фактический коэффициент трансформации тока возбуждения в системном файле, вызванный небрежностью человека, может привести к количество энергоснабжения меньше, чем количество электроэнергии, продаваемой в районе трансформатора.Это приводит к отрицательным потерям в линии в районе трансформатора. Такие проблемы можно найти с помощью анализа коэффициента корреляции Пирсона суточного потребления электроэнергии каждого счетчика. 15 15. И. Монедеро, Ф. Бискарри, К. Леон, Дж. И. Герреро, Дж. Бискарри и Р. Миллан, «Обнаружение мошенничества и других нетехнических потерь в энергетической компании с использованием байесовских сетей с коэффициентом Пирсона и деревьев решений, Интерн. Дж. Электр. Энергетическая система питания. 34 , 90–98 (2012). https://дои.org/10.1016/j.ijepes.2011.09.009 Когда коэффициент корреляции Пирсона близок к ±1, персонал по эксплуатации и техническому обслуживанию может перейти к полю области трансформатора, чтобы проверить фактический коэффициент трансформации тока, сравнить сообщение подтверждения поля с системными файлами. и исправьте данные об ошибке.
(3)

Тип конфигурации трансформатора тока со шлюзовым счетчиком не подходит в поле области трансформатора. Трансформатор тока со шлюзовым счетчиком настраивается в соответствии с мощностью силового трансформатора.Когда эффективность работы силового трансформатора низка, а рабочая нагрузка на месте не может удовлетворить требованиям конфигурации, ток контура учета шлюзового счетчика ниже, чем пусковой ток электросчетчика, что приводит к более низкому расчетному питанию области трансформатора и отрицательным потерям в линии в трансформаторный район. Как правило, вторичный ток трансформатора тока должен составлять не менее 30 % от номинального тока (точность трансформатора тока относительно стабильна).В таких трансформаторных регионах трансформаторы тока с необоснованными коэффициентами должны заменять трансформаторы тока с разумными коэффициентами в соответствии с изменением нагрузки потребителя.

(4)

Неправильная проводка межсетевого счетчика или общей клеммной коробки. Ошибка проводки шлюза или общей клеммной коробки перед подачей питания в область трансформатора, вызванная небрежностью человека в соединении между установкой счетчика и подключением питания, может привести к более низкому расчетному питанию области трансформатора и отрицательным потерям в линии в области трансформатора.Такие проблемы могут быть обнаружены путем онлайн-мониторинга измерительной информации (включая напряжение, ток, фазовый угол, активную мощность и реактивную мощность каждой фазы счетчиков) в системе сбора информации об электроэнергии. Ошибка проводки может быть исправлена ​​после проверки на месте.

(5)

Отказ приборов учета происходит в районе трансформатора. Существует много типов отказов счетчиков электроэнергии, например, аномальное замораживание счетчика межсетевого интерфейса трансформаторной области из-за суточного количества электроэнергии, чрезмерная погрешность часов шлюзового или потребительского счетчика, «летучие» мощности счетчика шлюза или абонентского счетчика, а также напряжение. /потеря тока шлюзового счетчика трансформаторной области или его трансформатора тока.Это может привести к отрицательным потерям в линии трансформаторной области. Такие проблемы также могут быть обнаружены с помощью онлайн-мониторинга данных учета в системе сбора информации об электроэнергии. Персонал по эксплуатации и техническому обслуживанию может затянуть винт проводки после подтверждения потери напряжения или тока, замены неисправного счетчика электроэнергии или трансформатора тока после проверки неисправности устройства на месте.

V. ПРОБЛЕМЫ ПО УСТРАНЕНИЮ НЕОБОСНОВАННОЙ ОТРИЦАТЕЛЬНОЙ ПОТЕРИ ТРАНСФОРМАТОРНЫХ ОБЛАСТЕЙ

Раздел:

ChooseВверх страницыРЕЗЮМЕ.ВВЕДЕНИЕII. СОВРЕМЕННАЯ СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЯ…III. СТАТИСТИЧЕСКИЙ МЕТОД F…IV. КЛАССИФИКАЦИЯ И АН…В. ПРОБЛЕМЫ В RECTIFIC… < A. Технология автоматической идентификации отношений между трансформатором и потребителем

Точность взаимоотношений между трансформатором и потребителем в районе трансформатора напрямую влияет на статистику продаж электроэнергии в регионе трансформатора, а затем влияет на расчет потерь в линии. Однако, в связи с требованиями трехфазного баланса мощности и изменением нагрузки потребителей, диапазон электроснабжения низковольтных потребителей в пределах РЭС будет часто перераспределяться.Изменения отношений трансформатор-потребитель в регионе трансформатора, зарегистрированные в системе, трудно своевременно обновлять. Особенно в континууме между городом и деревней с интенсивным использованием пользователей, где диапазон низковольтных потребителей трансформаторных областей является перекрестным, если низковольтная линия электроснабжения проложена вдоль канавы и темной трубы, более сложно определить трансформатор. отношения с клиентами даже при ручной проверке сайта. Кроме того, возможности межрегиональной связи трансформатора и считывания показаний счетчиков создали большие проблемы для признания отношений между трансформатором и потребителем.Согласно статистике муниципальной энергетической компании в Китае, более 50% аномальных отрицательных потерь в области трансформаторов вызваны неправильными отношениями между трансформатором и потребителем.

На данном этапе проверка отношений между трансформатором и потребителем в основном зависит от полевого персонала, использующего тестер отношений между трансформатором и потребителем для проверки на дому. Ручная проверка с одной стороны неэффективна, а количество проверок ограничено.С другой стороны, на него сильно влияет сотрудничество клиентов, у которых счетчики установлены внутри помещений. Пилотный проект в некоторых районах использует метод проверки отношений между трансформатором и потребителем, основанный на отключении и восстановлении подачи электроэнергии. Этот метод осуществляет плановое отключение второго уровня ранним утром или в момент минимальной электрической нагрузки. Он получает данные о событиях отключения и восстановления питания концентратора и счетчиков электроэнергии и получает фактическое соответствие счетчика шлюза трансформаторной области и счетчиков потребителя в соответствии с перекрытием времени отключения питания до восстановления питания.Этот метод требует более высокой точности часов счетчика и успешной загрузки события отключения и восстановления питания счетчика. В настоящее время счетчики, используемые на месте, не могут соответствовать минимальным требованиям, поэтому точность проверки взаимоотношений между трансформатором и потребителем в пилотной зоне невысока.

Благодаря высокой скорости передачи BPLC в ПЛК система мастер-станции может получать 24 или 96 точек напряжения/тока/мощности и другие данные кривых в день (каждый 1 час или 15 минут сбора данных).Он может идентифицировать отношение соответствия между неопознанными счетчиками электроэнергии и счетчиком шлюза трансформаторной области, изучая метод сравнения подобия напряжения и частоты. Специально для этого метода компании изучают использование алгоритма сравнения. Если заявка на продвижение пройдет гладко, это может значительно сэкономить затраты и работу по эксплуатации и техническому обслуживанию. Это лучший выбор для проверки отношений между трансформатором и потребителем на текущем этапе.

При более низкой скорости передачи NPLC в ПЛК система главной станции может получать только одну точку данных напряжения/тока/мощности в день. Трансформаторные регионы, использующие NPLC в качестве местного канала связи, могут использовать данные истории клиентов системы сбора информации об электроэнергии для упрощения автоматической идентификации. Он может получить список подозреваемых клиентов, охватывающих клиентов, не соответствующих отношениям, используя модель больших данных для установления и оптимизации решения проблем.Одновременно с повышением эффективности проверки персонала на месте ее также можно использовать в качестве дополнительной проверки других алгоритмов проверки отношений между трансформатором и клиентом, а также в качестве плана перехода перед применением технологии BPLC.

B. Применение искусственного интеллекта в управлении потерями на линии в районе трансформатора

С развитием нового поколения прикладных исследований технологии искусственного интеллекта, представленных сочетанием глубокого обучения и больших данных, интеллектуальная диагностика потерь на линии в районе трансформатора аномалия, основанная на машинном обучении, постепенно стала направлением технологического развития управления потерями в трансформаторной области.Интеграция информатики, профессии электрика, статистики и других дисциплин приводит управление потерями на линии к прозрачности и интеллектуальности. Анализ искусственного интеллекта, основанный на ситуационной осведомленности и карте знаний, станет основным методом исследования модели диагностики аномалий потерь на линии и разработки стратегии снижения потерь. 46–50 46. P. Glauner, JA Meira, P. Valtchev, R. State и F. Bettinger, «Проблема нетехнического обнаружения потерь с использованием искусственного интеллекта: обзор», Int.Дж. Вычисл. Интел. Сист. 10 , 760–775 (2017). https://doi.org/10.2991/ijcis.2017.10.1.5147. Пантели М., Кроссли П.А., Киршен Д.С., Собайич Д.Дж., «Оценка влияния недостаточной осведомленности о ситуации на работу энергосистемы», IEEE Trans. Система питания 28 , 2967–2977 (2013). https://doi.org/10.1109/tpwrs.2013.224070548. X. He, L. Chu, RC Qiu, Q. Ai и Z. Ling, «Новый подход к ситуационной осведомленности на основе данных для будущих сетей — использование больших случайных матриц для моделирования больших данных», IEEE Access 6 , 13855 –13865 (2018).https://doi.org/10.1109/access.2018.280581549. Грейтцер Ф.Л., Шур А., Пэджет М. и Гуттромсон Р.Т. Осмысленный взгляд на осведомленность о ситуации в работе электросетей // Общее собрание IEEE Power and Energy Society — Преобразование и поставка электроэнергии в 21 веке ( ИИЭР, 2008 г.).50. Ву В., Ченг Л., Чжоу Ю., Сюй Б., Занг Х., Сюй Г. и Лу С. «Сравнительный анализ ежедневных потерь в линиях низковольтных трансформаторов в энергосистеме на основе надежной нейронной сети». заявл.науч. 9 , 5565 (2019). https://doi.org/10.3390/app9245565 Опираясь на большое количество исторических случаев управления потерями в линиях и анализ ситуации, он может создать системную модель прогнозирования потерь в линии трансформатора на основе глубокого обучения; изучить технологии извлечения знаний, представления знаний и извлечения знаний о скорости потерь в линии в районе трансформатора; построить карту знаний степени потерь трансформаторного региона; и, наконец, реализовать автоматическую генерацию стратегии снижения потерь в районе трансформатора за счет ситуационной осведомленности и рассуждений на основе знаний.Такое исследование значительно повысит эффективность управления потерями в линии в районе трансформатора. В то же время это может улучшить способность руководящего персонала трансформаторной области контролировать общую ситуацию с потерями в линии низковольтной трансформаторной области и оценивать будущую тенденцию. Приложение может поддерживать принятие решений по управлению потерями в линии в районе трансформатора и повышать комплексный уровень управления потерями в линии в районе трансформатора.

МРСК Центра напоминает: охранные зоны ЛЭП — территория повышенной опасности

30 мая 2017 г.

МРСК Центра напоминает: охранная зона ЛЭП — место повышенной опасности. Выполнение любых несогласованных с энергокомпанией работ в границах охранной зоны не только создает предпосылки для возникновения аварийных ситуаций на объектах энергетики, но и угрожает здоровью и жизни исполнителей работ, а также безопасности их имущество.

Так, 21 мая в поселке Знаменка Орловской области произошло ДТП с местным индивидуальным предпринимателем. Не уведомив сетевую компанию о планируемых работах и ​​не получив письменного разрешения на их выполнение, предприниматель планировал бурение скважины на воду под ВЛ 110 кВ. Прибывший на место машинист проигнорировал предупреждающие знаки, размещенные на опорах ЛЭП, и приступил к выполнению работ. В результате он получил удар током.В настоящее время он находится в медицинском учреждении.

Это происшествие, едва не ставшее для исполнителя трагическим, доставило неудобства жителям Орловского района. Сработавшая защита отключила ВЛ и временно оставила без электричества 6,5 тыс. потребителей. Работники филиала «МРСК Центра — Орелэнерго» оперативно подключили обесточенные населенные пункты по резервной схеме, но на полное устранение технологического нарушения и восстановление нормальной схемы электроснабжения ушло более четырех часов.

МРСК Центра обращает внимание потребителей: в охранных зонах ЛЭП ни в коем случае нельзя производить погрузочно-разгрузочные работы, строительство и складирование материалов. Это опасно для жизни и запрещено «Правилами установления охранных зон объектов электросетевого хозяйства и особых условий использования земельных участков, расположенных в границах таких зон».

Если все же произошло прикосновение элементов спецтехники к линиям электропередач, либо приближение к ним на недопустимое расстояние, спецтехника окажется под напряжением.Водителю и находящимся рядом с ним людям для спасения жизни запрещается прикасаться к нему, спускаться на землю или взбираться на него до снятия напряжения. Необходимо немедленно связаться с энергетиками по телефонам 8-800-50-50-115 или 13-50 для обесточивания линии. Если в такой ситуации водитель находится в кабине, он должен по возможности принять меры к быстрому разрыву контакта, удалить подвижные части механизма от проводов ЛЭП на расстояние не менее 1,5 метра.

При возникновении пожара в автомобиле или возникновении другой угрозы жизни водитель может выпрыгнуть из кабины, одновременно касаясь земли двумя ногами, не касаясь металлических частей кабины, а затем «уйти», не убирая ног от земли и вдали друг от друга, отойдите на 8 -10 метров от опасной зоны.Во время прыжка следует исключить одновременный контакт корпуса транспортного средства с землей. Следует помнить, что расстояние в радиусе 8 м вокруг транспортного средства также находится под напряжением проводов, это зона ступенчатого напряжения. Нельзя допускать никого на место происшествия до приезда аварийной бригады.

Не подвергайте свою жизнь опасности и не будьте беспечны по отношению к другим. О фактах нарушения границ охранной зоны ЛЭП необходимо сообщить в свой РЭС или на Прямую линию энергетиков.Так вы поможете защитить людей от неблагоприятного воздействия электрического тока.

%PDF-1.2 % 1545 0 объект > эндообъект внешняя ссылка 1545 747 0000000016 00000 н 0000015296 00000 н 0000024717 00000 н 0000025018 00000 н 0000036564 00000 н 0000036588 00000 н 0000040223 00000 н 0000040247 00000 н 0000045340 00000 н 0000045364 00000 н 0000050502 00000 н 0000050526 00000 н 0000055626 00000 н 0000055912 00000 н 0000057034 00000 н 0000058154 00000 н 0000058443 00000 н 0000058467 00000 н 0000063524 00000 н 0000063548 00000 н 0000068344 00000 н 0000068368 00000 н 0000072912 00000 н 0000072936 00000 н 0000077361 00000 н 0000077386 00000 н 0000091136 00000 н 0000091159 00000 н 0000091819 00000 н 0000091842 00000 н 0000092500 00000 н 0000092523 00000 н 0000093214 00000 н 0000093237 00000 н 0000093853 00000 н 0000093876 00000 н 0000094492 00000 н 0000094515 00000 н 0000095181 00000 н 0000095204 00000 н 0000095768 00000 н 0000095791 00000 н 0000096355 00000 н 0000096378 00000 н 0000096980 00000 н 0000097003 00000 н 0000097612 00000 н 0000097635 00000 н 0000098261 00000 н 0000098284 00000 н 0000098919 00000 н 0000098942 00000 н 0000099603 00000 н 0000099626 00000 н 0000100279 00000 н 0000100302 00000 н 0000100981 00000 н 0000101004 00000 н 0000101690 00000 н 0000101713 00000 н 0000102395 00000 н 0000102418 00000 н 0000103151 00000 н 0000103174 00000 н 0000103952 00000 н 0000103975 00000 н 0000104743 00000 н 0000104766 00000 н 0000105613 00000 н 0000105636 00000 н 0000106456 00000 н 0000106479 00000 н 0000107284 00000 н 0000107307 00000 н 0000108136 00000 н 0000108159 00000 н 0000109017 00000 н 0000109040 00000 н 0000109913 00000 н 0000109936 00000 н 0000110796 00000 н 0000110819 00000 н 0000111688 00000 н 0000111711 00000 н 0000112678 00000 н 0000112701 00000 н 0000113757 00000 н 0000113780 00000 н 0000114863 00000 н 0000114886 00000 н 0000116056 00000 н 0000116079 00000 н 0000117257 00000 н 0000117281 00000 н 0000118496 00000 н 0000118520 00000 н 0000119747 00000 н 0000119770 00000 н 0000120919 00000 н 0000120943 00000 н 0000122147 00000 н 0000122171 00000 н 0000123454 00000 н 0000123478 00000 н 0000124769 00000 н 0000124793 00000 н 0000126034 00000 н 0000126058 00000 н 0000127359 00000 н 0000127383 00000 н 0000128687 00000 н 0000128711 00000 н 0000129976 00000 н 0000130000 00000 н 0000131313 00000 н 0000131337 00000 н 0000132739 00000 н 0000132763 00000 н 0000134184 00000 н 0000134208 00000 н 0000135576 00000 н 0000135600 00000 н 0000137106 00000 н 0000137130 00000 н 0000138594 00000 н 0000138618 00000 н 0000140077 00000 н 0000140101 00000 н 0000141596 00000 н 0000141620 00000 н 0000143117 00000 н 0000143141 00000 н 0000144759 00000 н 0000144783 00000 н 0000146392 00000 н 0000146416 00000 н 0000147990 00000 н 0000148014 00000 н 0000149419 00000 н 0000149443 00000 н 0000150813 00000 н 0000150837 00000 н 0000152241 00000 н 0000152265 00000 н 0000153746 00000 н 0000153770 00000 н 0000155214 00000 н 0000155238 00000 н 0000156714 00000 н 0000156738 00000 н 0000158183 00000 н 0000158207 00000 н 0000159681 00000 н 0000159705 00000 н 0000161175 00000 н 0000161199 00000 н 0000162689 00000 н 0000162713 00000 н 0000164193 00000 н 0000164217 00000 н 0000165701 00000 н 0000165725 00000 н 0000167165 00000 н 0000167189 00000 н 0000168576 00000 н 0000168600 00000 н 0000169904 00000 н 0000169928 00000 н 0000171286 00000 н 0000171309 00000 н 0000172176 00000 н 0000172200 00000 н 0000173650 00000 н 0000173674 00000 н 0000175110 00000 н 0000175134 00000 н 0000176647 00000 н 0000176671 00000 н 0000178253 00000 н 0000178277 00000 н 0000179823 00000 н 0000179847 00000 н 0000181412 00000 н 0000181436 00000 н 0000183096 00000 н 0000183120 00000 н 0000184838 00000 н 0000184862 00000 н 0000186620 00000 н 0000186644 00000 н 0000188329 00000 н 0000188352 00000 н 0000189366 00000 н 0000189390 00000 н 0000191101 00000 н 0000191124 00000 н 0000192117 00000 н 0000192141 00000 н 0000193821 00000 н 0000193844 00000 н 0000194820 00000 н 0000194844 00000 н 0000196595 00000 н 0000196619 00000 н 0000198371 00000 н 0000198395 00000 н 0000200055 00000 н 0000200079 00000 н 0000201737 00000 н 0000201761 00000 н 0000203449 00000 н 0000203473 00000 н 0000205273 00000 н 0000205297 00000 н 0000207144 00000 н 0000207167 00000 н 0000208220 00000 н 0000208244 00000 н 0000209977 00000 н 0000210000 00000 н 0000211031 00000 н 0000211055 00000 н 0000212802 00000 н 0000212826 00000 н 0000214555 00000 н 0000214579 00000 н 0000216224 00000 н 0000216248 00000 н 0000218001 00000 н 0000218024 00000 н 0000219050 00000 н 0000219074 00000 н 0000220854 00000 н 0000220877 00000 н 0000221934 00000 н 0000221958 00000 н 0000223623 00000 н 0000223647 00000 н 0000225337 00000 н 0000225361 00000 н 0000227046 00000 н 0000227070 00000 н 0000228839 00000 н 0000228862 00000 н 0000229912 00000 н 0000229936 00000 н 0000231618 00000 н 0000231641 00000 н 0000232685 00000 н 0000232708 00000 н 0000233765 00000 н 0000233789 00000 н 0000235416 00000 н 0000235439 00000 н 0000236476 00000 н 0000236499 00000 н 0000237493 00000 н 0000237517 00000 н 0000239195 00000 н 0000239219 00000 н 0000240856 00000 н 0000240880 00000 н 0000242565 00000 н 0000242588 00000 н 0000243589 00000 н 0000243613 00000 н 0000245239 00000 н 0000245263 00000 н 0000246933 00000 н 0000246957 00000 н 0000248669 00000 н 0000248693 00000 н 0000250546 00000 н 0000250569 00000 н 0000251638 00000 н 0000251661 00000 н 0000252692 00000 н 0000252716 00000 н 0000254429 00000 н 0000254452 00000 н 0000255472 00000 н 0000255495 00000 н 0000256536 00000 н 0000256560 00000 н 0000258291 00000 н 0000258314 00000 н 0000259374 00000 н 0000259398 00000 н 0000260800 00000 н 0000260824 00000 н 0000262667 00000 н 0000262691 00000 н 0000264018 00000 н 0000264042 00000 н 0000265668 00000 н 0000265691 00000 н 0000266705 00000 н 0000266729 00000 н 0000268379 00000 н 0000268402 00000 н 0000269421 00000 н 0000269444 00000 н 0000270428 00000 н 0000270451 00000 н 0000271482 00000 н 0000271505 00000 н 0000272554 00000 н 0000272577 00000 н 0000273621 00000 н 0000273645 00000 н 0000275325 00000 н 0000275349 00000 н 0000276550 00000 н 0000276573 00000 н 0000277723 00000 н 0000277746 00000 н 0000278754 00000 н 0000278778 00000 н 0000280323 00000 н 0000280346 00000 н 0000281303 00000 н 0000281326 00000 н 0000282470 00000 н 0000282494 00000 н 0000283735 00000 н 0000283758 00000 н 0000284812 00000 н 0000284836 00000 н 0000286607 00000 н 0000286630 00000 н 0000287744 00000 н 0000287768 00000 н 0000289102 00000 н 0000289125 00000 н 00002 00000 н 00002 00000 н 0000291450 00000 н 0000291473 00000 н 0000292585 00000 н 0000292608 00000 н 0000293721 00000 н 0000293744 00000 н 0000294870 00000 н 0000294894 00000 н 0000296918 00000 н 0000296941 00000 н 0000298037 00000 н 0000298060 00000 н 0000299151 00000 н 0000299174 00000 н 0000300308 00000 н 0000300332 00000 н 0000302268 00000 н 0000302291 00000 н 0000303386 00000 н 0000303410 00000 н 0000305396 00000 н 0000305420 00000 н 0000307445 00000 н 0000307468 00000 н 0000308576 00000 н 0000308599 00000 н 0000309692 00000 н 0000309715 00000 н 0000310821 00000 н 0000310845 00000 н 0000312804 00000 н 0000312828 00000 н 0000314798 00000 н 0000314822 00000 н 0000316859 00000 н 0000316882 00000 н 0000317954 00000 н 0000317978 00000 н 0000319811 00000 н 0000319834 00000 н 0000320866 00000 н 0000320889 00000 н 0000321942 00000 н 0000321965 00000 н 0000323016 00000 н 0000323039 00000 н 0000324070 00000 н 0000324093 00000 н 0000325182 00000 н 0000325205 00000 н 0000326296 00000 н 0000326320 00000 н 0000328213 00000 н 0000328236 00000 н 0000329283 00000 н 0000329306 00000 н 0000330335 00000 н 0000330358 00000 н 0000331383 00000 н 0000331407 00000 н 0000333280 00000 н 0000333303 00000 н 0000334349 00000 н 0000334373 00000 н 0000336193 00000 н 0000336217 00000 н 0000338030 00000 н 0000338054 00000 н 0000339869 00000 н 0000339893 00000 н 0000341673 00000 н 0000341696 00000 н 0000342735 00000 н 0000342759 00000 н 0000344530 00000 н 0000344553 00000 н 0000345566 00000 н 0000345590 00000 н 0000347491 00000 н 0000347515 00000 н 0000349480 00000 н 0000349504 00000 н 0000351392 00000 н 0000351416 00000 н 0000353310 00000 н 0000353334 00000 н 0000355222 00000 н 0000355246 00000 н 0000357085 00000 н 0000357109 00000 н 0000358956 00000 н 0000358980 00000 н 0000360794 00000 н 0000360818 00000 н 0000362660 00000 н 0000362684 00000 н 0000364429 00000 н 0000364453 00000 н 0000366213 00000 н 0000366237 00000 н 0000367895 00000 н 0000367919 00000 н 0000369510 00000 н 0000369534 00000 н 0000371058 00000 н 0000371082 00000 н 0000372604 00000 н 0000372628 00000 н 0000374210 00000 н 0000374234 00000 н 0000375845 00000 н 0000375869 00000 н 0000377426 00000 н 0000377450 00000 н 0000379077 00000 н 0000379101 00000 н 0000380683 00000 н 0000380707 00000 н 0000382229 00000 н 0000382253 00000 н 0000383802 00000 н 0000383826 00000 н 0000385278 00000 н 0000385302 00000 н 0000386724 00000 н 0000386748 00000 н 0000388135 00000 н 0000388159 00000 н 0000389514 00000 н 0000389538 00000 н 00003 00000 н 00003 00000 н 0000392102 00000 н 0000392126 00000 н 0000393431 00000 н 0000393454 00000 н 0000394331 00000 н 0000394355 00000 н 0000395617 00000 н 0000395641 00000 н 0000396886 00000 н 0000396910 00000 н 0000398148 00000 н 0000398172 00000 н 0000399502 00000 н 0000399526 00000 н 0000400862 00000 н 0000400886 00000 н 0000402178 00000 н 0000402202 00000 н 0000403436 00000 н 0000403460 00000 н 0000404655 00000 н 0000404678 00000 н 0000405809 00000 н 0000405832 00000 н 0000406945 00000 н 0000406968 00000 н 0000408049 00000 н 0000408072 00000 н 0000409112 00000 н 0000409135 00000 н 0000410170 00000 н 0000410193 00000 н 0000411228 00000 н 0000411251 00000 н 0000412243 00000 н 0000412266 00000 н 0000413360 00000 н 0000413383 00000 н 0000414412 00000 н 0000414435 00000 н 0000415420 00000 н 0000415443 00000 н 0000416396 00000 н 0000416419 00000 н 0000417327 00000 н 0000417350 00000 н 0000418254 00000 н 0000418277 00000 н 0000419194 00000 н 0000419217 00000 н 0000420092 00000 н 0000420115 00000 н 0000420981 00000 н 0000421004 00000 н 0000421872 00000 н 0000421895 00000 н 0000422788 00000 н 0000422811 00000 н 0000423696 00000 н 0000423719 00000 н 0000424598 00000 н 0000424621 00000 н 0000425524 00000 н 0000425547 00000 н 0000426429 00000 н 0000426452 00000 н 0000427291 00000 н 0000427314 00000 н 0000428180 00000 н 0000428203 00000 н 0000429063 00000 н 0000429086 00000 н 0000429959 00000 н 0000429982 00000 н 0000430823 00000 н 0000430846 00000 н 0000431692 00000 н 0000431715 00000 н 0000432585 00000 н 0000432608 00000 н 0000433459 00000 н 0000433482 00000 н 0000434350 00000 н 0000434373 00000 н 0000435230 00000 н 0000435253 00000 н 0000436125 00000 н 0000436148 00000 н 0000437018 00000 н 0000437041 00000 н 0000437894 00000 н 0000437917 00000 н 0000438765 00000 н 0000438788 00000 н 0000439583 00000 н 0000439606 00000 н 0000440397 00000 н 0000440420 00000 н 0000441220 00000 н 0000441243 00000 н 0000442047 00000 н 0000442070 00000 н 0000442791 00000 н 0000442814 00000 н 0000443505 00000 н 0000443528 00000 н 0000444208 00000 н 0000444231 00000 н 0000444926 00000 н 0000444949 00000 н 0000445618 00000 н 0000445641 00000 н 0000446301 00000 н 0000446324 00000 н 0000446969 00000 н 0000446992 00000 н 0000447648 00000 н 0000447671 00000 н 0000448304 00000 н 0000448327 00000 н 0000448901 00000 н 0000448925 00000 н 0000456260 00000 н 0000456283 00000 н 0000457288 00000 н 0000457312 00000 н 0000461245 00000 н 0000461269 00000 н 0000465598 00000 н 0000465622 00000 н 0000467210 00000 н 0000467234 00000 н 0000469037 00000 н 0000469061 00000 н 0000474057 00000 н 0000474081 00000 н 0000478932 00000 н 0000478956 00000 н 0000481179 00000 н 0000481202 00000 н 0000482048 00000 н 0000482072 00000 н 0000485350 00000 н 0000485374 00000 н 0000488999 00000 н 0000489023 00000 н 00004 00000 н 00004 00000 н 0000491265 00000 н 0000491288 00000 н 0000492066 00000 н 0000492089 00000 н 0000492833 00000 н 0000492856 00000 н 0000493570 00000 н 0000493593 00000 н 0000494324 00000 н 0000494347 00000 н 0000495017 00000 н 0000495040 00000 н 0000495587 00000 н 0000495610 00000 н 0000496221 00000 н 0000496244 00000 н 0000496795 00000 н 0000496818 00000 н 0000497461 00000 н 0000497484 00000 н 0000498038 00000 н 0000498061 00000 н 0000498845 00000 н 0000498868 00000 н 0000499433 00000 н 0000499456 00000 н 0000500219 00000 н 0000500242 00000 н 0000500811 00000 н 0000500834 00000 н 0000501639 00000 н 0000501662 00000 н 0000502233 00000 н 0000502256 00000 н 0000503075 00000 н 0000503098 00000 н 0000503669 00000 н 0000503692 00000 н 0000504472 00000 н 0000504495 00000 н 0000505069 00000 н 0000505092 00000 н 0000506040 00000 н 0000506063 00000 н 0000507085 00000 н 0000507108 00000 н 0000508135 00000 н 0000508158 00000 н 0000509110 00000 н 0000509133 00000 н 0000510141 00000 н 0000510164 00000 н 0000511133 00000 н 0000511156 00000 н 0000512109 00000 н 0000512132 00000 н 0000513082 00000 н 0000513105 00000 н 0000514049 00000 н 0000514072 00000 н 0000515056 00000 н 0000515079 00000 н 0000516020 00000 н 0000516043 00000 н 0000516806 00000 н 0000516829 00000 н 0000517591 00000 н 0000517614 00000 н 0000518379 00000 н 0000518402 00000 н 0000519205 00000 н 0000519228 00000 н 0000520146 00000 н 0000520169 00000 н 0000521212 00000 н 0000521235 00000 н 0000522110 00000 н 0000522133 00000 н 0000523015 00000 н 0000523038 00000 н 0000523912 00000 н 0000523935 00000 н 0000524787 00000 н 0000524810 00000 н 0000525631 00000 н 0000525654 00000 н 0000526610 00000 н 0000526633 00000 н 0000527466 00000 н 0000527489 00000 н 0000528311 00000 н 0000528334 00000 н 0000529119 00000 н 0000529142 00000 н 0000529967 00000 н 0000529990 00000 н 0000530788 00000 н 0000530811 00000 н 0000531656 00000 н 0000531679 00000 н 0000532360 00000 н 0000532383 00000 н 0000533049 00000 н 0000533072 00000 н 0000533705 00000 н 0000533728 00000 н 0000534337 00000 н 0000534360 00000 н 0000534945 00000 н 0000534968 00000 н 0000535530 00000 н 0000535553 00000 н 0000536212 00000 н 0000536236 00000 н 0000538372 00000 н 0000538395 00000 н 0000539041 00000 н 0000539065 00000 н 0000541212 00000 н 0000541236 00000 н 0000543098 00000 н 0000543121 00000 н 0000543771 00000 н 0000543794 00000 н 0000544418 00000 н 0000544441 00000 н 0000545080 00000 н 0000545103 00000 н 0000545710 00000 н 0000015400 00000 н 0000024693 00000 н трейлер ] >> startxref 0 %%EOF 1546 0 объект > эндообъект 2290 0 объект > поток HTiTi}$»Q, EtX\ .

Добавить комментарий

Ваш адрес email не будет опубликован.