Даёшь постоянный ток!

Скорее всего это так.

Раскажу случай из жизни (если верить телеканалу "Звезда": Возникла необходимость разработки изделия на новых принципах - это устройство сейчас называется ИГЛА. Взяли студентов из Бауманки, МЭИ и теплотехники. Поставили задачу, обозначили функции - устройство сделали.
Дело не в том, что эти ребята сильно умные (хотя этого не отнимешь) - они не знали тех ограничений, которые "давлели" над опытными разработчиками и пошли совершенно другим путем.
Вот и у нас есть новая функция - нужно найти максимально эффективный вариант ее реализации.
Не отталкиваться от существующего оборудования и способов.
Это конечно при том, что энергетики признают несоответствие существующей архитектуры новым требованиям. Жалко, что у уважаемого Дмитрия_G кольцо, а не радиальная сеть.
Кстати, коэф. трансформации можно снизить подключаясь к высокому напряжению (выше 6 кВ). Насколько я помню, это европейский подход, да и в концепции технической политики МРСК так записано. Сейчас посмотрим: Да, точно так.
В принципе, приятно читать техническую политику. Видно, что ее составляли профессионалы. Другое дело, что экономисты не дадут им ничего сделать, но это другая тема.
Сейчас смотрю А.В.Алексеева "Что нужно знать о регулировании напряжения" 1967 и 1971 года


добавлю из Алексеева

Уменьшено РґРѕ 43% 465 x 560 (76.81 килобайт)

Все инструменты перечислены и здесь все понятно.
Постараюсь отдельно показать недостатки радиальной сети.

Да, уважаемый Dmitry_G,
Вы извините, я не прокомментировал Правила, что Вы приложили.
Вы знаете, расходясь с существующим энергоклубом в целях и функциях я вообще (насколько это возможно) стараюсь не читать их нормативные материалы. там целая гирлянда, зачем голову забивать если расходимся в целях. Поэтому, прошу извинить..

Сообщение отредактировал Dashout - 26.4.2009, 13:29

Это имеется ввиду строить больше линий 35кВ и ПС 35/10кВ, вместо увеличения протяжености линий 10кВ, с последующим присоединением более коротких ВЛ-10кВ.Или Я что-то недопонимаю? Не могу представить тр-р 35/0.4кВ-тем более коэффициент не уменьшается.



Да и не надо ничего коментировать......

вот нашел, может я что не так понял...
2.4.2. Технические требования к подстанциям 6-35/0,4 кВ
1) Для электроснабжения электроустановок мощностью 25-1000 кВА в
воздушных электрических сетях следует применять, в основном, комплектные
трансформаторные подстанции ( ТП) различных модификаций ( столбовые,
киоскового или закрытого типа).
2) В электрических сетях городов должны найти широкое применение
малогабаритные, вписывающиеся в архитектуру города, блочные
комплектные ТП нового поколения с элегазовыми комплектными
распределительными устройствами и малогабаритными вакуумными
выключателями.
3) Новые конструкции комплектных трансформаторных подстанций и
подстанций закрытого исполнения должны выполняться:
- в бетонной или металлической оболочке с тепловой изоляцией;
- с наружным или внутренним обслуживанием в зависимости от назначения и
мощности подстанции;
- контейнерного и модульного типов;
- с встроенными щитами наружного освещения, позволяющими обслуживание
другими организациями без захода в помещение подстанции;
- с современной коммутационной аппаратурой на стороне 6-20 кВ и
автоматическими выключателями - на стороне 0,4 кВ;
-с кабельными вводами.
- с гибкой ошиновкой для связи трансформатора с РУ 6-20 и 0,4 кВ;
- малогабаритными сборками низкого напряжения для РУ низкого
напряжения на токи короткого замыкания 30-70 кА.

Трансформаторные подстанции 6-20/0,4 кВ мощностью 10-100 кВЧА
...В перспективе вместо распределительных пунктов следует применять
распределительные подстанции 6-20/0,4 кВ или соединительные пункты 6-20 кВ и
проводить реконструкцию высоковольтных ячеек с применением малогабаритных
выключателей.

...2.5.2. Требования к воздушным линиям 0,38 кВ
1) ВЛ 0,38 кВ должна выполняться в трехфазном 4-проводном исполнении по
радиальной схеме проводами одного сечения по всей длине линии (магистрали) от
подстанций 6-20/0,4 кВ. Сечение проводов на магистралях должно быть не ниже
70 мм2 (по алюминию).

Сообщение отредактировал Dashout - 26.4.2009, 13:28

До отработки недостатков необходимо сначала отметить некоторые характеристики, относящиеся к допустимому уровню качества обращаемой электроэнергии. Хочу заметить, это не отдельная тема - все существующие особенности энергосистемы будут рассматриваться комплексно при выборе потенциально возможных вариантов ее модификации.

Качество напряжение и возможности регулирования.
В СССР в 1967 г. был введен государственный стандарт на качество электроэнергии (ГОСТ 13109 - 67). Предельно допустимые отклонения напряжения у потребителя по этому стандарту приведены в табл.1.

Уменьшено РґРѕ 58% 625 x 450 (54.68 килобайт)

На тот момент времени считалось, что для одних и тех же приемников, например ламп накаливания, в условиях жилых помещений можно допустить отклонения в пределах ±5%, в то время как снижение напряжения больше чем на 2,5% у ламп рабочего освещения недопустимо из-за возможного брака, так как резко падала освещенность - при снижении напряжения на 5% номинального световой поток лампы накаливания снижается до 82,5%, а люминесцентные лампы перестают работать устойчиво.
При повышении напряжения, например, на 5% срок службы лампы снижается до 350 часов вместо нормальных 1000 часов.
Мощность нагревательных приборов, вращающий момент асинхронных двигателей и мощность конденсаторов изменяются пропорционально квадрату, т. е. второй степени напряжения. Для двигателей, работающих с полной нагрузкой, понижение напряжения приводит к уменьшению частоты вращения, изменению механических характеристик АД – зависимость его вращающего момента М от скольжения S или частоты вращения, уменьшению производительности технологического оборудования, в целом.
При значительном снижении напряжения на выводах двигателей, работающих с полной нагрузкой, момент сопротивления механизма может превысить вращающий момент, что приводит к “опрокидыванию” двигателя, т.е. к его остановке. Даже незначительные изменения напряжения резко ухудшают основные характеристики этих приемников, резко сказываются на производительности и эффективности работы.

Исходя из этих особенностей, интервал отклонений в сторону повышения допускался +10%, в сторону снижения -5% (см. таблицу).

С развитием индустриальной экономики увеличивалась протяженность и нагрузка электрических сетей, однако, мощности по авторегулированию напряжения существенно не увеличивались. Естественно, что это обстоятельство не могло не сказаться на качестве энергии (в сторону ее ухудшения).
ГОСТ 13109-67 был последовательно заменен на ГОСТ 13109-87.
Введение рыночной экономики не изменил, а ухудшил отношение энергокомпаний к качеству электроэнергии, так с 01.01.99 существовавший на то время ГОСТ 13109-87 был заменен на МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ ГОСТ 13109-97 (действующий).
В соответствии с п.5.2 вышеназванного ГОСТа первоначальное значение -5% для промышленных электроприемников было заменено на +/-10% на статистической базе 24 часа.
Негативный фактор на экономику от введения такого стандарта качества электроэнергии многогранен:

1. Увеличилась энергоемкость промышленного производства, резко снизилась экономическая эффективность;
2. Так как учет электроэнергии ведется на входе шин Потребителя, увеличение энергоемкости при одном и том же объеме произведенной продукции создало впечатление о резко возросших потерях электроэнергии в сетях Потребителя;
3. Сняло юридическую ответственность энергоснабжающих организаций за уровень качества поставляемой э/энергии и ответственность за объективные убытки Потребителя;
4. Существенно скорректировало инвестиционную обязанность Поставщика электроэнергии по внедрению современных средств регулирования напряжения в сетях 6-10/0,4 кВ.

Безусловно, ухудшение качества электроэнергии способствовало росту экономических показателей энергетических компаний, с обратно пропорциональной зависимостью к соответствующим показателям компаний общественного производства.

В настоящее время существует объективная необходимость признать принятые значения отклонения напряжения недопустимыми, привести последние к справедливым значениям.

Электроснабжение промышленных предприятий. Ермилов А.А. 1971 стр.9
"...В том случае, когда предприятие не имеет значительного числа электродвигателей высокого напряжения, подводимое напряжение 35 кв иногда применяется также и для основною распределения электроэнергии по предприятию. Линии 35 кв вводятся на территорию предприятия в виде магистралей, к которым присоединяются трансформаторы 35/0,4— 0,66 кВ без применения промежуточного напряжения 6 или 10 кв; схема получается более дешевой и надежной. Однако применение этой схемы сдерживается из-за отсутствия комплектных распредустройств напряжением 35 кВ."

Уважаемый Дмитрий_G, а почему Вы считаете что общий коэффициент трансформации не изменится, если мы минуем одну ступень трансформации 35 на 6,10 кв?

Dashout

У меня складывается впечатление, что вы сами с собой разговариваете. Хочу предложить Вам посетить наш форум «Советы бывалого релейщика» есть мнение, что Вам у нас будет с кем и о чем поговорить.
Адрес форума http://rza.communityhost.ru/


С уважением, Никита

Уважаемый Никита! Спасибо за приглашение!

Дело в том, что разговаривая сам с собой я интенсивно осваиваю новый материал и параллельно выполняю порученную мне работу "Качественный аспект развития энергосистемы РФ в современных экономических условиях". Надеюсь, что сам факт ее наличия в той или иной степени повлияет на ситуацию.
Очень благодарен модератору форума за то, что еще не сделал мне замечания за отвлечение на казалось бы не относящиеся к теме вопросы. Многосторонний взгляд на проблему позволит отойти от вмененных стереотипов, определить базу экономических сравнений, сделать объективный вывод. Так оно и выйдет - мое глубокое убеждение, что для РФ с ее географией альтернативы постоянному току нет! Мы и предложим этот вариант решения.
Очень благодарен участникам форума - мы пытаемся вежливо и аргументированно разобраться в ситуации. Если нет конкретных аргументов против - я считаю это за знак согласия, молчаливое одобрение. Я уже сказал, что пытаюсь честно (в первую очередь с моральной точки зрения) выполнить свою работу - популярность мне не нужна. Общение на форуме мне очень помогло - заставило интенсивно разбираться в чужом, непрофильном для меня предмете (Электротехнике, Энергетике). Кстати сказать, чем глубже я пытаюсь разобраться, тем правдоподобней становится утверждение, что в самую невероятную ложь легче верят!.
Мне уже остался не слишком большой объем сбора, изучения и обработки рабочего материала, структура записки уже вырисовывается. Давайте, помогайте, потом подготовленную записку разместим на этом сайте и, с Вашего разрешения, на Вашем. Сделаем отдельную тему уже по корректировке и способах внедрения предложений, общественное обсуждение.

Да, я уже не успеваю. Но, сегодня еще постараюсь показать энергетикам-профессионалам, почему и чем им вредна существующая форма развития ситуации.
В тоже время, я буду благодарен за конструктивную критику, так как мы не ордена зарабатываем, а искренне пытаемся разобраться в ситуации и предложить эффективный вариант с точки зрения народнохозяйственного развития. Конечно, кроме критики крайне необходима и Ваша поддержка.

С уважением
Евгений

Roman_D, спасибо за поддержку!
На счет темы - я на нее не набивался, у меня технологии глубокой переработки, интенсификации производства. Просто дали мне одну работу по обоснованию деятельности (как-бы сказать) объекта нижнего уровня в иерархии. Ответил, что нельзя прогнозировать деятельность подсистемы не учитывая вмененных факторов надсистемы, качественного характера ее развития. Ну вот и напросился - говорят, разбирайся. После записки, что опубликовал на этом сайте получил команду разбираться быстрее, детальней, объективно и тщательно. Вот, пытаюсь.

Про линии низкой стороны Вы совершенно правы - мы скоро вернемся к ним.

Уважаемый mic61,

чувствую у Вас остался какой-то осадок. Честно говоря, я потом заново пытался рассмотреть сложившуюся ситуацию. Но, это важный момент, давайте еще раз посмотрим на индейцев и шерифа с другой стороны, со стороны энергосистемы

Компенсация реактивной мощности Константинов 1976 стр.24
Потери реактивной мощности в трансформаторах подстанции ΔQт численно равны примерно 10% нагрузки этой подстанции S_нагр, а в сетях с несколькими ступенями трансформации потери увеличиваются в n раз (n— число ступеней трансформации):
При передаче от районной электростанции электроэнергия претерпевает во многих случаях самое меньшее три трансформации напряжения и поэтому суммарные потери реактивной мощности в трансформаторах становятся численно не меньшими 30% от S.
Далее, Справочник по проектированию электро-энергетических систем 1985 Рокотян стр. 187
Реактивная составляющая нагрузки собственных нужд электростанций с учетом потерь мощности на трансформаторах собственных нужд определяется исходя из cos Φ = 0,7.
Основными составляющими расходной части баланса реактивной мощности являются нагрузки потребителей и потери в трансформаторах.
Удельный вес каждой из них в суммарном потреблении реактивной мощности по системе составляет 30—50 %.
Отсюда, при нашем коэффициенте трансформации близком к 4 можно сказать, что в наличии проблем реактивной мощности "виноваты" обе стороны 50-50.
Дальше, смотрим Компенсация реактивной мощности Константинов 1976 стр.28
Генераторы выбирают по условию баланса активной мощности. В этом случае, дефицит реактивной мощности уже составит 0,375Pнагр. = 0,5 Qнагр.
Дефицит реактивной мощности будет тем больше, чем больше число ступеней трансформации между генераторами и электроприемниками, чем выше номинальный коэффициент мощности генераторов и чем больше реактивная нагрузка потребителей.

Уменьшено РґРѕ 88% 790 x 455 (113.55 килобайт)

Принципиально возможны два пути снижения и полного устранения дефицита: Вариант а) установка в системе дополнительных генераторов активной мощности; Вариант б) снижение реактивной нагрузки генераторов электростанций.
Вариант А предусматривает увеличение установленной мощности генераторов на 36-37%; Следовательно, попытка ликвидировать дефицит реактивной мощности указанным способом влечет за собой необходимость значительного увеличения установленной мощности генераторов в системе.
Вариант Б
Второй путь - снижение реактивной нагрузки генераторов электростанций или компенсация реактивной мощности - предусматривает проведение двух взаимно дополняющих групп мероприятий: снижение потребления реактивной мощности электроприемниками и установку непосредственно у потребителей и в узлах сетей специальных источников реактивной мощности — компенсирующих устройств.
Мероприятия по снижению потребления реактивной мощности электроприемниками, проводимые на предприятиях, снижают суммарную реактивную нагрузку обычно не более чем на 10%. Поэтому основным при проведении мероприятий по компенсации является установка специальных компенсирующих устройств.
(стр.29) Установка компенсирующих устройств у потребителей в рассматриваемом примере снизит реактивную нагрузку сети на 50%.

Что мы отсюда имеем: 50% реактивной мощности задается самой системой распределения; мощность генераторов мы увеличивать не собираемся – это "святое".
Тогда, суммарный размер дефицита реактивной мощности зависит от:
а) число ступеней трансформации между генераторами и электроприемниками;
б) значения номинального коэффициента мощности генераторов:
в) размером реактивной нагрузки потребителей.
Вот теперь оцените ситуацию, как бы с двух концов системы, не исключительно со стороны Потребителя.
Кто должен снижать коэффициент трансформации? Какое Потребителю дело до номинальной мощности генератора?
Ясно одно, что "вывернув руки" Потребителю Поставщик энергии может получить на 50% снижение инвестиционных затрат из собственных средств на выравнивание баланса реактивной мощности. Но опять вопрос – зачем ему это старье? Прибыль то он имеет дурную и она идет не на качественное переоснащение системы, а на дивиденды. Оставляя в статике противоречия, он не улучшит качество системы, уровень ее автоматизации.
Хотел бы выслушать Ваше мнение, может быть я что-то не так понимаю?
Прикладываю книжку "Компенсация реактивной мощности" на которую ссылаюсь. http://www.rapidshare.ru/1025422

Что-то мне припоминается, что ранее было требование к напряжению +10/-15% от номинального значения в длительном режиме... Например, 220 В ~ 187...242 В и 380 В ~ 323...418 В

Уважаемый Михайло, попытайтесь найти ссылку, посмотрим...
потом, вот в действующем ГОСТе п.5.2. есть пространная приписка:
"...- нормально допустимые и предельно допустимые значения установившегося отклонения
напряжения в точках общего присоединения потребителей электрической энергии к
электрическим сетям напряжением 0,38 кВ и более должны быть установлены в договорах на
пользование электрической энергией между энергоснабжающей организацией и потребителем с
учетом необходимости выполнения норм настоящего стандарта на выводах приемников
электрической энергии. Определение указанных нормально допустимых и предельно
допустимых значений проводят в соответствии с нормативными документами, утвержденными
в установленном порядке. "
Хитро закрученный ГОСТ, ссылается на договора

Уважаемый Roman_D,
А как у Вас в Латвии допустимые отклонения напряжения у Потребителя? Хотя, в Латвии нет крупных энергоемких производств, тем не менее. Может, есть данные по европейским стандартам?
Ну, не может быть -10%, дело в том, что просадка производительности на 10% основных технологических процессов с учетом вспомогательных и обслуживающих процессов (производств) соберет все 30%.
С другой стороны, это не стимулирует совершенствование функции управления напряжением.

Загляните:
http://rza.communityhost.ru/thread/?thread__mid=727552215

Господа электрики.
Постоянный ток применять надо разумно. В быту не очень удобно. Провода толстые, инверторы городить для бытовой техники. Была в свое время в столице проблема с напряжением 110 В (в центральных районах). Здорово тогда помучились... проводку менять.
Магистральные ЛЭП постоянного тока: идея неплохая, но опять таки при наличии в России 99% ЛЭП переменного тока строить силовые выпрямители/инверторы себе дороже. Единственная в России промышленная ЛЭП 800 кВ постоянного тока и та под угрозой демонтажа. А стенд постоянного тока в Белом Расте так и вовсе сломали...
Не забудьте и про релейную защиту. При постепенном переходе на постоянный ток будет масса проблем. Современные системы релейной защиты не умеют защищать комбинированные сети (постоянка+переменка)
Так что экономия будет мизерная, а технических проблем море

Продолжаем изобретать безпохмельную водку?!

Вывод такой: постоянный ток может использоваться только в качестве вставок постоянного тока (DC-link) между двумя электросистемами разного уровня напряжения и частоты (имеются в виду соединения между энергосистемами стран или крупными районами) - с целью повышения устойчивости энергосистем и преодоления пиковых нагрузок за счет разности часовых поясов. Также ЛЭП постоянного тока могут использоваться для питания удаленных специфических мощных потребителей.

Проблема постоянного тока в России заключается, насколько я понимаю, в отсутствии (в утере традиций) отечественной науки и производства электрооборудования для ПТ.

Есть ли у кого-нибудь информация о составе и географии энергосистемы Российской Федерации (генерирующие мощности и основные электропотребители)?

Сообщение отредактировал Михайло - 1.5.2009, 16:45

Что-то у нас не складывается с потоками – перетоками реактивной энергии. Давайте попробуем разобраться кто и за что платит в цепочке производство - потребление. Хоть я и не работаю в системе Энергосбыта, но техническую часть учета, и что такое баланс активной и реактивной энергии в Системе немного знаю.
Рассмотрим упрощенный вариант: имеется Генерирующая компания (электростанция), Сетевая компания (Облэнерго), и Потребители. Даже не суть, сколько ступеней трансформации в этой цепочке, и какой номинальный коэффициент мощности у генератора. Расчеты за электроэнергию производятся по приборам (счетчикам) т.н. коммерческого учета. Эти приборы установлены «…на границе раздела сети (по балансовой принадлежности) электроснабжающей организации и потребителя» (ПУЭ 1.5.6.)
Сетевая компания платит Генерирующей и за актив и за реактив. Часть реактива «использует в своих целях», часть актива теряется в проводах ЛЭП и трансформаторах. Компенсирующие устройства Сетевой компании (есть такие и не только у потребителей) вырабатывают часть реактивной энергии для поддержания необходимого уровня напряжения на шинах потребителя. Далее Сетевая компания передает актив и реактив Потребителю. А Потребитель не должен (?) платить за реактив, и устанавливать компенсирующие устройства у себя. Почему? А Сетевая компания УЖЕ заплатила за ВЕСЬ (за «свой» и Потребителя) реактив Генерирующей, потому, как реактив резко возрос в момент включения нагрузки Потребителя. Само собой, баланс энергии Сетевой компании не сходится. Сетевая компания несет убытки.
И это ж простейший пример радиальной сети. Здесь направление потока реактивной энергии ясен, а величина предсказуема. Но реально питающие сети 110 кВ и выше (а в моем регионе и 35 кВ) – кольцевые. Т.е. каждый отдельный элемент системы достаточно просто описывается уравнениями, типа тех, которые Вы видели в учебниках. Но когда количество узлов насчитывает сотни, и даже тысячи… Т.е. Система достигла уже такой степени сложности, что процессы в ней становятся (с учетом многообразия режимов, отказов оборудования, внешних факторов, например – грозовых разрядов) вероятностными, труднопредсказуемыми и трудномоделируемыми. А, учитывая скорости протекания процессов, управление ими (процессами) в режиме реального времени, представляют достаточно большие сложности.
Вы скажете – это проблемы Системы. Да, конечно. Но Потребитель – это тоже часть системы. Причем такая часть, управлять параметрами которой, в режиме On-Line невозможно. Можно только требовать от Потребителя поддерживать «свои» параметры (в частности косинус Фи) в определенных пределах, т.е. учавствовать в управлении перетоками реактивной энергией.
Далее. Ваши упреки Системе в том, что возросли технические потери энергии совершенно обоснованы. Вы «обвиняете» Систему в неэффективной конфигурации сетей, плохом управлении, а также перекладывании результатов всего этого на Потребителя. Сравниваете величины потерь с аналогичными величинами развитых стран, естественно в пользу последних. Естественно! А почему так? А давайте вспомним «новейшую историю» энергетики России, Украины и других стран бывшего СССР. Была Единая Энергетическая Система, которая была «разорвана на куски», на Системы отдельных государств. В итоге, на данный момент, связь между «кусками» разорвана. В итоге - энергонасыщенные районы (при СССР) стали энергодефицитными, и наоборот. Пример – Северный Кавказ, Сочи. При Союзе Система Северного Кавказа питалась, в том числе, от Украинской Энергосистемы и от Систем братских республик Закавказья. Донбасс был энергодефицитным районом – сейчас генерирующих мощностей девать некуда…
Итак, конфигурация изменилась – это раз. Какое «наследство» досталось нам от Союза (в смысле оборудования.) Я думаю можно не обсуждать. Вы скажете: а сколько лет уже прошло, чем Система занималась? А известно чем: разделом и дерибаном. Потом дефолт. Реальная работа по модернизации Системы началась не так давно. А кадровый вопрос? Продолжает решаться с переменным успехом, но с такими «качаниями»…
Ваш слоган «Потребитель всегда прав, потому что он платит» не приемлем для энергетики (IMXO, конечно.) Ведь в первую очередь модернизация оборудования коснулась именно потребителя. И даже не промышленности, а быта. Энерговооруженность бытового потребителя возросла на порядок, причем «современные» потребители имеют Сos Fi далекий от необходимого для Системы. Сети 0,4 кВ остались старые, запасы мощности «бытовых» КТП исчерпались очень быстро. А мощность современных офисов в больших городах соизмерима с мощностями цеховых подстанций при Союзе. А подключать новые офисы требуют сейчас, и не в Сибири, а в Москве.
Сети 0,4 кВ «аж пищат». Их надо менять, а денег нет. Потребность в финансовых вливаниях огромная на уровне Магистральных сетей 750…220 кВ.
Ну ладно, это все беллетристика.
К чему я это все? Не в реактивной энергии ВСЕ дело. Ой, не в ней. Я считаю, что поднимать надо сети 0,4 кВ. И не стоит изобретать велосипед в этом деле, а взять за образец сети низкого напряжения развитых стран. Кстати, участник форума Гость_xxx_* может много интересного рассказать, как ЭТО устроено «за бугром». Он это знает не по наслышке.
Фу-у, как длинно получилось… Прошу простить, «Слишком много букофф».

Михайло, mic61, Roman_D, спасибо большое - Вы правы.
Мне нужно некоторое время, не все так просто (как бы сказать: это не технический вопрос), и Вы об этом совершенно правильно говорите.
Как и обещал, я подготавливаю текст и выставлю его на обсуждение.

Добавлю,
я не обращаю внимания на вновь созданные структуры и их взаимоотношения - все это наносное. Надо понять логику функционирования системы в изменившихся условиях, внести изменения в логику построения функции с безусловным переходом на новый качественный уровень.
Т.е., в существующей системе заложена идеологическая (с точки зрения экономико-технологической модели) противоречие. Это противоречие опасно и для самой ЭЭС, и для Потребителей.
Короче. вопрос крайне сложный, пытаюсь разобраться. Все, не теряйте. У нас противоречий нет!


Кто бы сомневался!!!

На тему "заброшенности" 0.4/6/10кВ сетей есть статьи в Новостях Электротехники.
И хоть и за бугром, дашь что в руки частникам, про обновление оборудование забудь сразу, работают по системе, пока не сломалось, нечего проверять и менять.
А в руках государства, даже если отрасль не приносит огромных доходов, так будет развиваться.
Наверное просто многие не соображают, что без электричества ничего не будет.
Путают нормальный рынок с временами дикого запада.