Режим нейтрали сети — это способ эксплуатации сети, при котором в нейтраль трансформатора или генератора может быть включено оборудование, изменяющее величину тока однофазного замыкания на землю (ОЗЗ).

Изолированная нейтраль относится к тому режиму, когда она не имеет непосредственной связи с заземляющим устройством, присоединённые к ней приборы сигнализации, измерения и защиты имеют большое сопротивление, а величина тока ОЗЗ зависит только от конфигурации сети или климатических параметров.

Почему когда-то давно у внедрения изолированной нейтрали в стране было своё обоснование, а сейчас она обречена на исчезновение, объясняем в нашей статье.

1. Исторические факты

В начале прошлого столетия при строительстве новых ЛЭП предпочтение отдавали именно изолированной нейтрали сети. В 30-х годах ХХ века в дополнение к этому было принято решение о внедрении в сетях 6-35 кВ компенсации ёмкостного тока и обозначены предельные токи ОЗЗ (см. Расчёт ёмкостных токов замыкания на землю и выбор ДГР⎘). Распространению такого подхода были вполне логичные объяснения:

• возможность длительной работы сети при замыкании на землю в условиях недостаточного резервирования;
• хорошее состояние изоляции, способной выдержать кратное увеличение напряжения при ОЗЗ;
• малые токи замыкания на землю, способствующие электробезопасности

До сих пор большинство сетей СН в нашей стране (по разным источникам — от 70 до 80%) работают в режиме изолированной нейтрали. Хотя исходные параметры значительно изменились.

2. Особенности изолированной нейтрали

Существует много способов заземления нейтрали сети: от достаточно простых, глахозаземлённой или изолированной, до принципиально сложных, в виде комбинированного заземления через реактор с резистором или резистора, включённого во вторичную цепь специального заземляющего трансформатора.

1. возможность сохранения их в работе при ОЗЗ;
2. большая вероятность самоликвидации замыкания на землю;
3. возможность внедрения в регионах с большим удельным сопротивлением грунта.

Первое достоинство связано с тем, что ОЗЗ при такой схеме фактически не считается аварийным режимом.

Применение кабелей с бумажно-масляной изоляцией, как известно, способной к самовосстановлению, увеличивает вероятность удачного повторного включения линии после ОЗЗ в сети с изолированной нейтралью.

О внедрении в регионах с большим удельным сопротивлением грунта — чуть ниже.

1. дуговые перенапряжения и, как следствие, пробои в неповреждённых фазах при ОЗЗ;
2. возникновение резонанса в сети и, как следствие, выход из строя ТН при ОЗЗ;
3. большая вероятность развития многоместных замыканий при ОЗЗ в смежных кабелях;
4. сложность работы РЗ от ОЗЗ и отыскания места повреждения;
5. вероятность поражения людей и животных при ОЗЗ;
6. неспособность изоляции современных кабелей к самовосстановлению, что исключает повторное их включение после ОЗЗ.

Первые два недостатка взаимосвязаны. ОЗЗ — это самый распространённый вид повреждений в сетях с изолированной нейтралью, более 70% всех аварий связано с ним [2]. Возникающие в результате резонансных явлений при ОЗЗ дуговые перенапряжения кратностью до 3÷4U_ф становятся опасны в первую очередь для высоковольтных электродвигателей, генераторов, кабелей и ТН.

Замыкание разных фаз на землю у соседних кабелей исключает их длительную работу без отключения. Что перечёркивает первое (главное) достоинство этих сетей.

Сложность работы современных РЗ связана в первую очередь с её неселективностью.

Даже небольшой ток ОЗЗ, протекая через сопротивление ЗУ, создаёт на нём падение напряжения, которое может представлять опасность для людей и животных.

А последний недостаток в современных условиях «разбивает в пух и прах» второе достоинство этих сетей. Новые кабели из сшитого полиэтилена и этилен-пропиленовой резины не способны к самовосстановлению после пробоя, как уходящие на покой кабели с бумажно-масляной изоляцией, поэтому повторное включение заведомо обречено.

3. Международная практика

По последним данным в мире осталось только две страны, практикующие изолированную нейтраль в сетях среднего напряжения. Эти страны — Финляндия и Россия.

В Финляндии такой режим [3] применяется исключительно в воздушных сетях 20 кВ и связан, в первую очередь, с большим удельным сопротивлением грунта, которое там в 20÷50 раз выше среднеевропейских значений. Такое решение является исключительной мерой, позволяющей повысить чувствительность защит от ОЗЗ и обеспечить электробезопасность.

В России более миллиона километров ЛЭП продолжают работать в режиме изолированной нейтрали, и этому нет логичного объяснения.

Одной из последних стран, ушедших от изолированной нейтрали, уже в ХХI веке оказалась Италия. В 2000-х годах работа сетей СН в этой стране перешла на компенсированную нейтраль⎘.

В ряде европейских стран (Германии, Чехии, Австрии и др.) в сетях с резонансным заземлением нейтрали через ДГР параллельно устанавливается и резистор (выполняется комбинированное заземление).

Существует практика глухого заземления в сетях СН, но большинство стран заземляют нейтраль через низкоомный или высокоомный резистор⎘.

4. Выбор режима заземления нейтрали

Выбор режима заземления нейтрали сети зависит от многих факторов:

1. наличия вращающихся электрических машин;
2. величины однофазного тока замыкания на землю;
3. схемы построения РЗ от замыканий на землю;
4. электрической прочности изоляции электрооборудования;
5. возможности резервирования нагрузки;
6. электробезопасности;
7. наличия явновыведенной нейтрали сети;
8. типа сети — связанной с энергосистемой или работающей автономно.

Наличие высоковольтных электрических машин — самый главный фактор, на который нужно обратить внимание при выборе режима. Для предотвращения выгорания активной стали статора при ОЗЗ должно быть обеспечено быстрое отключение электродвигателя (или генератора) релейной защитой. Может быть поэтому именно нефтяные и газовые компании России, эксплуатирующие большое количество такого оборудования, сейчас являются флагманами ухода от изолированной нейтрали. В методических указаниях ОАО Газпром [2] имеется таблица с подробными вариантами выбора того или иного режима. Согласно ней можно заземлить нейтраль через высокоомный или низкоомный резистор, выполнить комбинирование заземление... но изолированной нейтрали там нет!

Величина суммарного ёмкостного тока ОЗЗ I_CΣ — второй по значимости фактор, от которого зависит выбор нужного направления. Об этом нашими соотечественниками написано много материалов. Если попытаться сформулировать кратко, то при I_CΣ≤10А рекомендуется высокоомное заземление, при I_CΣ>10А — низкоомное, компенсированное или комбинированное.

Действие защиты от ОЗЗ на сигнал или отключение может зависеть от исходных условий, таких как сохранение бесперебойности, вид обслуживания и пр.

По данным МУ [2] даже при небольших токах ОЗЗ (≤10А) значение амплитуды перенапряжений может достигать 3,5÷3,8-фазного напряжения U_ф. При токах от 10 до 20 А перенапряжения не превышают U_ф, но от 20 до 50 А перенапряжения могут быть до 2,7U_ф, а при расстройке компенсации на 15-30% перенапряжения равны (2,8÷3,0)U_ф. Обо всём этом нужно помнить, если известно, какое оборудование будет эксплуатироваться в сети, новое или старое, двигатели или трансформаторы.

Возможность резервирования, в свою очередь, не определяется лишь наличием или отсутствием АВР. Известны случаи [1], когда добиться сохранения сложного технологического процесса при автоматическом переключении питания с одного источника на другой не удаётся.

Об электробезопасности не нужно забывать при искусственном (даже кратковременном) увеличении тока ОЗЗ в сети с низкоомным заземлением, где токи могут достигать 1000А.

В сети 35 кВ реализовать заземление проще всего — на многих трансформаторах имеется явновыведенная нейтраль. В подавляющем большинстве сетей 6-20 кВ для этих целей понадобится отдельный специальный трансформатор (фильтр).

В случае объединения подстанций с различными схемами заземления нейтрали, релейная защита может работать некорректно, поэтому таких режимов следует избегать. В исключительных случаях допускается установка разделительного трансформатора для создания гальванической развязки.

РЕКОМЕНДУЕМ К ПРОЧТЕНИЮ

Электрические сети среднего напряжения (СН) России работают, как правило, с изолированной или компенсированной нейтралью. Они характеризуются низкими токами однофазного замыкания на землю (ОЗЗ), но большой ёмкостью фаз относительно земли, что представляет большую опасность для оборудования, людей и животных в аварийных ситуациях.

Чтобы избежать негативных последствий, при проектировании новой сети СН или реконструкции существующей требуется расчёт ёмкостных токов ОЗЗ и (при необходимости) выбор компенсирующего устройства в виде дугогасящего реактора (ДГР).

Один из способов расчёта суммарного ёмкостного тока ОЗЗ на шинах подстанции и определения основных параметров ДГР представим в табличном виде в настоящей статье.

1. Общие требования

Согласно правилам [1] и типовой инструкции [2] компенсация ёмкостного тока с применением ДГР должна выполняться при токах, превышающих следующие значения:

• 30 А — в сети 6 кВ;
• 20 А — в сети 10 кВ;
• 15 А — в сети 15-20 кВ;
• 10 А — в сети 35 кВ.

При этом ДГР должен быть подобран таким образом, чтобы степень расстройки его компенсации не превышала 5% — согласно правилам [1] и советской инструкции [2], либо 1% — согласно относительно свежим документам Россетей [3] и [4]. Современное оборудование способно автоматически подстроиться под любой из указанных диапазонов, поэтому не будем подробно останавливаться на этом.

2. Как определить ёмкостный ток замыкания на землю

Все линии, помимо активной составляющей, имеют реактивное сопротивление. Для сетей с изолированной нейтралью, особенно кабельных, наиболее характерна ёмкостная составляющая С реактивного сопротивления. И при возникновении короткого замыкания на землю в месте повреждения такой сети будет протекать суммарный ёмкостный ток I_CΣ присоединения.

Опустив все промежуточные выкладки, приведём основную формулу для расчёта ёмкостного тока ОЗЗ

где U_н — номинальное напряжение сети;

ω = 2 π f = 314 Гц — круговая частота сети;

C₀ — собственная ёмкость трансформаторных подстанций (высоковольтных двигателей);

C_лин — ёмкость линий электропередачи.

Как видно из формулы, получив все исходные параметры, рассчитать итоговое значение не составит труда.

3. Как выбрать ДГР

Зная теоретические основы электротехники, несложно догадаться, что для компенсации ёмкостного сопротивления сети необходимо лишь добавить в неё — индуктивное L. Для этого и предназначен ДГР. Он подключается в нейтраль «в голове» сети и настраивается в резонанс с её ёмкостью. Идеальный вариант с резонансной настройкой показан на рисунке ниже. Если невозможно добиться резонанса, то предпочтительным является режим с перекомпенсацией, согласно всё тем же нормам.

Расчётная мощность реактора Q_к, кВАр определяется по формуле:

При отсутствии данных о развитии сети мощность реактора следует увеличивать на 25%.

4. Расчёт

Допустим, мы имеем разветвлённую кабельную сеть (с воздушными участками), питаемую от одной из секций шин 10 кВ городской ПС 110 кВ, по пяти фидерам (Ф101-105). Известны тип и длина всех участков ЛЭП от ПС до конечной ТП, а также количество и номинальная мощность трансформаторов S_н во всех ТП.

Какой величины будет суммарный ёмкостный ток ОЗЗ в непосредственной близости от ПС? И какой ДГР установить на ПС для исключения негативного развития аварийной ситуации? Ответы на эти вопросы можно найти в таблицах.

Таблицы можно редактировать. Для добавления дополнительных параметров сети в таблицу 1 нажмите «добавить строку». В результатах таблицы 2 по умолчанию сделаны ошибки. Нажмите «Выполнить расчёт» и ошибки будут исправлены. Для возвращения к исходному документу просто обновите страницу

5. На что нужно обратить внимание при расчёте

Голубым цветом залиты изменяемые ячейки. Расчётные итоги, на которые необходимо обратить внимание, выводятся с зелёной и (или) красной заливкой. Если итоговое текущее значение I_озз находится в красной зоне, то ДГР необходим, для зелёной — его установка необязательна.

Расчёт выполнен для одной секции шин. Для двух-, четырёх- или многосекционных РУ необходимо выполнять расчёт на каждую из секций.

Рассмотренная в примере сеть взята из реального проекта и расположена в растущем городе-миллионнике России, поэтому итоги указаны с перспективой увеличения на 45%.

Таблицы наглядно показывают, что наибольшую ёмкость имеют кабельные линии, у трансформаторов и воздушных линий — она минимальна.

6. Полный список нормативных документов

Полный список документов, отражающих рассмотренные и не только — вопросы, с указанием конкретных пунктов, можно найти в разделах НТД и ТИПОВЫЕ по ссылке 1⎘ и ссылке 2⎘.

Там также есть:

• требования к дугогасящим реакторам;
• подключение дугогасящего реактора к ТСН;
• расчёт истинного значения тока дугогасящего реактора;
• установка дугогасящего реактора.

РЕКОМЕНДУЕМ К ПРОЧТЕНИЮ

База знаний — это библиотека, содержащая информацию, собранную по результатам решения предыдущих задач для устранения текущих проблем, помощи менее опытным сотрудникам и обучения искусственного интеллекта.

Настоящее руководство описывает весь функционал базы знаний на портале Энергетик.ру для возможности полноценного её использования.

1. Состав Базы знаний

В настоящий момент в Базу знаний включены:

• статьи по электротехнической тематике;
• нормативно-технические документы;
• типовые проекты.

В перспективе появятся:

• шаблоны и модели в формате разработки.

2. Статьи

В статьях отражены проблемы энергетической отрасли в целом и направления проектирования в частности, новшества, на которые следует обратить внимание, и способы оптимального решения текущих задач на основе опыта ранее выполненных работ.

3. НТД и типовые проекты

Здесь собран объёмный перечень документации, регламентирующий сферу электроэнергетики. Этот перечень может пригодиться при проектировании, строительстве или эксплуатации объекта. А документы скомпонованы таким образом, чтобы найти в одном месте все требования или решения по тому или иному вопросу: важно лишь правильно отфильтровать лишнее.

4. Сортировка

На документы, представленные во вкладке «НТД», можно привести ссылки в своём проекте, обосновав то или иное решение, «Типовые» — помогут выполнить работу подобным образом.

Сортировка по «разделам» выполнена в алфавитном порядке. Названия разделов включают важные вопросы, главы или тома, отражаемые в проекте.

«Подразделы» служат в качестве дополнения информации, не представленной в названиях разделов.

Перемещение групп по приоритету выполняется в пределах своего «раздела».

Документы в колонке «НТД» расставлены в порядке, рекомендуемом при изучении вопроса, отражённого в предыдущей колонке.

Ссылка в колонке «НТД (значение)» ведёт на документ (или пункт документа), расположенный на настоящем портале, сайте-правообладателе или ином авторитетном источнике.

5. Фильтрация

Отфильтровав по «разделу», «подразделу» или «НТД», можно понять качественный состав собранных вопросов.

С помощью этой функции по введённой поисковой фразе, слову или части слова можно найти необходимое «требование». Положение ключевого слова в «требовании» (в начале, конце или середине) не влияет на эффективность поиска. «Запуск» функции поиска выполняется вручную, клавишей «Enter», либо автоматически, спустя несколько секунд после ввода первой буквы в графе «Требование».

Требования могут дублироваться — это сделано для удобства поиска документа при фильтрации «раздела». В ближайшем будущем мы научим Базу знаний скрывать все неуникальные позиции при фильтрации, для исключения задвоения.

Переход по вкладкам может быть удобен для комплексного изучения того или иного вопроса.

Возможность «поделиться» доступна только зарегистрированным пользователям — отфильтрованный список документов можно передать ссылкой из командной строки браузера. Пример — здесь⎘.

Для сброса фильтрации недостаточно обновления страницы, необходимо нажать «Сбросить фильтр» — обновление произойдёт через 1-2 секунды (при условии достаточной скорости подключения к сети).

6. Дополнительная информация

Стрелка влево (или вправо) в колонке «НТД (значение)» означает, что в решении этого вопроса Вам может помочь документ в соседней вкладке, «НТД»⎘ или «Типовые»⎘ соответственно.

РЕКОМЕНДУЕМ К ПРОЧТЕНИЮ

Трансформатор собственных нужд (ТСН) — это силовой трансформатор, предназначенный для питания вспомогательных устройств переменного тока, обеспечивающих работу подстанции.

Как рассчитать мощность ТСН для всего многообразия подстанций, существует ли универсальный способ для этого, а также на что необходимо обратить внимание при выборе ТСН, читайте в этой статье.

1. Общие требования

Питание потребителей собственных нужд ПС должно осуществляться от двух независимых источников (для ПС 330 кВ и выше — от трёх источников). В качестве основных источников, как правило, выступают ТСН, в качестве дополнительного — дизель-генератор или внешняя сеть.

ТСН могут подключаться к шинам РУ низшего напряжения (чаще всего — РУ 10 кВ) через выключатель, располагаться между силовым трансформатором и этим РУ или стоять на вводе подстанции с защитой предохранителями (например, ТСН 35/0,4 кВ на ПС 35 кВ). Схема работы в паре организуется по принципу неявного резерва, то есть раздельно, с АВР.

2. Как рассчитывается мощность ТСН

Мощность ТСН определяется суммарной мощностью всех потребителей

Для ПС без обслуживающего персонала в нормальном режиме допускается загружать ТСН не более чем на 50% согласно СТО Россетей [1] и [2]

Для обслуживаемых ПС этот показатель не нормируется, но при определении оптимальной загрузки трансформатора следует ориентироваться на рекомендации производителей и возможную перегрузку в послеаварийном режиме. В данном случае мы рекомендуем принимать 65%

Активная нагрузка отдельного потребителя определяется выражением

Его реактивная нагрузка

Коэффициент спроса K_с для разного рода нагрузки ПС можно найти в Приложении А⎘ СТО [3].

3. Расчёт мощности ТСН

Допустим, мы имеем современную подстанцию 110/10 кВ без постоянного обслуживающего персонала. Схема ОРУ № 110-9, с 4 транзитными линиями. Высоковольтные выключатели — элегазовые баковые.

В результатах таблицы 3 по умолчанию сделаны ошибки. Нажмите «Выполнить расчёт» и ошибки будут исправлены. Для возвращения к исходному документу просто обновите страницу.

4. На что нужно обратить внимание при расчёте

Голубым цветом залиты изменяемые ячейки. Расчётные итоги выводятся с зелёной или красной заливкой.

Расчёт выполнен для установки двух ТСН. В случае однотрансформаторных ПС полученный коэффициент загрузки в нормальном режиме необходимо увеличить в 2 раза.

В нормальном режиме суммарная мощность потребителей (из таблицы 1) равномерно нагружает оба трансформатора. В ремонтном режиме в работе только один ТСН, а к основным потребителям добавлена ремонтная нагрузка (из таблицы 2).

Итоги расчётов показали, что ТСН выбран правильно. Наибольшая загрузка в нормальном режиме составила 42% (что меньше 50%), ремонтная — не превысила длительно допустимую (1,05S_ном — согласно п.474⎘ ПТЭЭС [4]).

Суммарный коэффициент реактивной мощности tgφ может быть интересен для определения необходимости её компенсации. В данном материале этот параметр приведён для информации и не вносит поправки в расчёты. Достаточно помнить, что его значение (в случае подключения к внешней сети) ограничено требованиями Минэнерго [5] и для 0,4 кВ не должно превышать 0,35.

5. Дополнительная информация по выбору ТСН

Дополнительная информация по вопросу установки ТСН на подстанциях собрана в разделе НТД и доступна по ссылке 1⎘ и ссылке 2⎘.

Там, в частности, можно найти:

• общие требования к собственным нуждам ПС;
• допустимые схемы соединения трансформаторов;
• правила включения трансформатора тока в нейтраль ТСН;
• категории электроприёмников по надёжности.

Пусконаладочные работы (ПНР) — это комплекс работ, выполняемых на завершающей стадии строительства, реконструкции или капитального ремонта объекта для качественной оценки вводимого оборудования.

Запуск любого объекта энергетики, как правило, осуществляется после пусконаладки, комплексного опробования и приёмки в эксплуатацию. Первое — находится в зоне ответственности подрядной организации, второе и третье — непосредственного заказчика (застройщика). Последующий ввод электроустановки в эксплуатацию по проектной схеме производится после получения разрешения от органов Ростехнадзора и органа исполнительной власти, выдавшего разрешение на строительство (последнее — по необходимости).

Настоящая статья не ставит своей целью рассказать о правилах ввода в работу оборудования — на это составляются отдельные программы ПНР, она призвана лишь сформировать укрупнённый состав этих работ, обычно отражаемый в ведомости ПНР.

1. Кому может быть полезна эта статья

Кажется очевидным, что данная работа в первую очередь призвана на помощь наладчикам, выполняющим свои должностные обязанности. Но наиболее остро этот вопрос встаёт ещё на этапе проектирования. Дело в том, что раньше стоимость этих работ на этапе ПД учитывалась укрупнённо, процентным отношением от стоимости оборудования, и необходимости в детальном описании этих работ у проектировщика не возникало. После введения Методики [1] многое изменилось, и теперь без составления ведомости ПНР не обходится ни один проект.

Главные лица, кому призвана помочь данная статья: специалист сметной части проекта и инженер (инженеры), участвующий в составлении ведомости объёмов работ.

2. Источники информации

В качестве основных источников информации использовано несколько документов. Часть исходной информации содержится в главе 1.8 ПУЭ [2], более детальный состав работ можно найти в СТО Россетей [3], наименования и шифр расценок — в сборниках [4], [5]. Срок действия старой редакции Правил технической эксплуатации [6] уже истёк, но именно этот документ, по нашему мнению, наиболее удобен в работе — приложение с нормами испытаний авторы не включили в последнюю версию документа.

3. Пояснения к ведомостям ПНР

Для удобства весь объём ПНР по оборудованию сведён в отдельные раскрывающиеся таблицы. Таблицы скомпонованы по разделам согласно составу ПД. Порядок таблиц внутри разделов определён на основании запросов пользователей в сети Интернет, от наиболее актуального — к наименее.

Значения в графе «количество» приняты в соответствии с типовыми программами ПНР. Например, измерение сопротивления изоляции должно производиться мегаомметром у кабелей, объединённых вместе по принципу функционального назначения (цепи переменного тока, постоянного тока, выходные, отключения, сигнализации и пр.), то есть пучками. Испытания всех элементов тоже требуются не всегда. Непоследнюю роль в количественном определении той или иной позиции играют затраты человеческого труда (чел*ч), указанные в последнем столбце сборников. Согласно ним количество измерений и испытаний обмоток ТН и ТТ принято по количеству оборудования, а не обмоток.

4. Ведомость ПНР основного оборудования

ПНР выключателя

ПНР кабеля

ПНР трансформатора

ПНР шкафа

ПНР заземления

ПНР генератора

ПНР трансформатора тока

ПНР разъединителя

ПНР изоляции

ПНР трансформатора напряжения

ПНР комплектного распределительного устройства (КРУ)

ПНР реактора

ПНР ограничителя перенапряжений (ОПН)

ПНР конденсатора

ПНР системы оперативного постоянного тока (СОПТ)

ПНР ВЧ заградителя

5. Ведомость ПНР оборудования РЗА

ПНР шкафа зажимов

ПНР шкафа противоаварийной автоматики (ПА)

ПНР шкафа защиты трансформатора

ПНР шкафа оперативной блокировки разъединителей (ОБР)

ПНР центральной сигнализации (ЦС)

ПНР шкафа основных защит линии

ПНР регистратора аварийных событий (РАС)

ПНР шкафа резервных защит и автоматики управления выключателем (АУВ)

ПНР релейной защиты комплектного распределительного устройства (РЗ КРУ)

ПНР шкафа дифференциальной защиты шин (ДЗШ)

ПНР шкафа высокочастотной защиты линии (ВЧ защит)

Комплексное опробование

6. Ведомость ПНР оборудования АСУ ТП (ССПИ, телемеханики).

ПНР ССПИ (телемеханики)

ПНР АСУ ТП

7. Ведомость ПНР оборудования связи.

ПНР шкафа связи

СЛУЧАИ ИЗ ПРАКТИКИ. Самой распространённой ошибкой в сметах на ПНР является задвоение объёмов. Например, принимается расценка на наладку силового трансформатора, а после неё идут расценки на испытание вводов и фазировка, работы в которых уже учтены первой расценкой.

Частой ошибкой также является неправильный подсчёт «количества». В частности, при измерениях изоляции кабелей или испытаниях автоматических выключателей ошибочно ведут подсчёт по количеству рассматриваемых единиц.

Обращаем внимание, что в общих положениях и вводных указаниях сборников [4], [5] можно найти информацию о том, что включают в себя те или иные расценки. Только проанализировав эту информацию, можно исключить задвоения по определённым видам работ.

Согласно большинству рекомендаций от производителей оборудования измерения и испытания целесообразно проводить для групп кабелей, но не по отдельности. А в соответствии с  п.1.8.37 ПУЭ [2] в электроустановках проверяются все вводные и секционные выключатели, выключатели цепей аварийного освещения, пожарной сигнализации и автоматического пожаротушения, а также не менее 2% выключателей распределительных и групповых сетей.

РЕКОМЕНДУЕМ К ПРОЧТЕНИЮ

При получении технико-коммерческого предложения на выполнение того или иного проекта потенциальный заказчик часто задаётся следующим вопросом. Как сформировалась указанная сумма? Тем самым, просит обосновать стоимость проектирования.

На этот главный вопрос попытаемся ответить в нашем новом материале, осветив существующие методики экономической оценки проекта. Помимо этого определим, насколько справедливы эти методики по отношению к проектировщику энергетической отрасли. И предложим своё решение проблемных вопросов.

1. Смета на ПИР

Ввиду того, что любой проект — это, в большинстве своём, результат интеллектуального труда, то стоимость проектно-изыскательских работ (ПИР) принято оценивать трудозатратами, а обосновать её можно только сметой.

Существует несколько способов составления сметы на ПИР. Она может:

• состоять из набора расценок на тот или иной вид проектных работ;
• выводиться в процентном отношении от прогнозируемой укрупнённой стоимости строительства;
• выводиться в процентном отношении от стоимости строительства объекта-аналога;
• определяться на основе известной стоимости строительства;
• содержать расчёт на основе трудозатрат.

У всех этих способов есть свои достоинства и недостатки. В нашей работе подробнее остановимся только на одном из них. Выполним расчёт проектирования на основе уже известной стоимости строительства.

• он недостаточно объективен;
• он не работает до окончания проектирования, а служит обоснованием стоимости ПИР при закрытии работ.

• он справедлив по отношению ко всем участникам рабочего процесса.

Давайте рассмотрим пример.

Выполнен проект замены воздушных высоковольтных выключателей 110 кВ — на элегазовые. Такие проекты наиболее распространены в текущих реалиях обновления старого фонда подстанций, а их основной объём при проектировании можно найти в нашем прошлом материале⎘.

При составлении сметы на разработку ПД (для упрощения) учтён только сам процесс проектирования, без предпроектного обследования, инженерных изысканий и разработки закупочной документации, — для них предусматриваются отдельные сметы.

Итоговая стоимость в смете приведена ко 2-му кварталу текущего года.

Стоимость составила 3,62 млн. рублей без НДС

2. Трудозатраты ПД

Как уже было сказано, объективно оценить работу проектировщика можно только трудозатратами.

Продолжим пользоваться примером.

В таблице 2 в отдельные этапы выделены разработка и согласование ПД, а также сопровождение экспертизы. Здесь участвуют непосредственные исполнители работ, кроме этого сотрудники, выполняющие проверку и нормоконтроль. 20 рабочих дней в таблице составляют календарный месяц (принято условно); соответственно, 60 дней — это 3 календарных месяца.

Прочие расходы обычно отражают затраты на выпуск документации, внеплановый выезд на объект и непредвиденные затраты. Накладные включают в себя административно-хозяйственные расходы (оплата труда административно-хозяйственного персонала, работников аппарата управления, расходы на установку программных средств, эксплуатацию и сервисное обслуживание компьютерной техники и т.д.), расходы на обслуживание работников, платежи по кредитам и прочее. Рентабельность подразумевает получение выгоды от процесса проектирования.

Объём проектирования определён, в первую очередь, Положением [1], во вторую — техническим заданием заказчика, в третью — опытом. Продолжительность проектирования отражает реальное время выполнения работ, но не превышает нормируемого СТО Россетей [2].

Что можно здесь увидеть? Количество позиций в таблице наглядно показывает — насколько трудоёмким является проектирование на этапе ПД. Зарплаты сотрудников не выдерживают никакой конкуренции на рынке труда. Анализ последних строк таблиц 1 и 2 демонстрирует, что организация на этом проекте ничего не заработала. А загрузку персонала при работе над проектом пришлось оптимизировать, сокращая время участия специалистов в пользу других проектов.

3. Оценка стадии РД

При внимательном изучении сметы на ПИР можно обратить внимание на стадийный коэффициент Кст. Для ПД он принимается равным 0,4 (то есть 40% от итоговой стоимости), для РД — 0,6. Эти значения закреплены многими справочниками и методическими указаниями (не будем их приводить в нашем материале) и подразумевают, что трудоёмкость на стадии ПД в 1,5 раза меньше трудоёмкости на стадии РД.

Выясним: так ли это в нашем примере.

Начнём со сметы.

Как и предполагалось, стоимость проектирования выросла в 1,5 раза и уже составляет 5,43 млн. рублей без НДС. Напомним — это без учёта ПД.

Что мы имеем здесь? Время на разработку документации увеличилось, и этому есть основание в СТО [2]. Количество людей, участвующих в проекте, сократилось, так как сократилось количество документов на выходе. Что в совокупности сказалось на итоговых результатах себестоимости проекта: организация смогла заработать в данном случае. Но зарплаты сотрудников остались на том же уровне.

4. С чем связано несоответствие смет трудозатратам и почему пропорция 40/60 «не работает»?

Если рассматривать процесс проектирования в целом, то можно отметить следующее. При распределении денег по стадиям в пропорции 40/60 предполагается, что проектировщик в ПД учтёт все принципиальные моменты, отразит в документах укрупнённые решения, а детальная проработка будет выполнена на этапе РД. Но на практике это не отражает текущее положение дел. Всё выглядит совсем по-иному.

Попытаемся детально разобраться в самом проблемном вопросе. Откуда возникли такие трудозатраты на этапе ПД?

Пойдём по порядку:

• требования к пояснительной записке значительно расширились в последней редакции Положения [1], а большинство заказчиков стало внимательнее относиться к соответствию этого документа нормам;
• в рамках электротехнических решений появились дополнительные требования по оформлению электрической схемы в специальном программном комплексе;
• у инженера РЗА появилась проверка трансформаторов тока на перемагничивание, что связывают с аварийными случаями при неправильной их работе;
• инженер АСУ теперь выполняет раздел по информационной безопасности;
• в разы усложнился процесс разработки смет после введения Методики [3];
• даже предпроектное обследование необходимо оформлять по особому регламенту, на что уходит большее количество времени.

И что из указанного требует более детальной проработки на этапе РД? Правильный ответ: ничего!

5. Каким способом можно улучшить ситуацию?

Поведённый анализ показывает, что какой-то показатель (или показатели) вносит существенную погрешность в расчёты, что на выходе не даёт свести дебет с кредитом. И так быть не должно. Попытаемся выявить «предателя».

Улучшить эффективность человеческого труда, перейти на труд искусственного интеллекта и уменьшить объём проектирования — вряд ли возможно в ближайшее время. Значит, на итоговую стоимость трудозатрат повлиять мы уже не можем.

Обратимся к сметам. Методика расчёта, включая базовые расценки и пропорции, остаётся неизменной на протяжении многих лет. А такой показатель, как индекс изменения сметной стоимости для перевода в текущие цены, является переменной величиной. Он увеличивается (что не всегда) ежеквартально директивными письмами Минстроя России. Посмотрим внимательнее на его рост в разрезе лет.

Изменение индекса показано на графике сплошной синей линией — наведите на условное обозначение вверху и она подсветится. Инфляция (на основе официальных данных) обозначена красным цветом, и можно увидеть как она, на рубеже 2014-2015 годов, «вырывается вперёд» нашего индекса. Ввиду того, что при оценке интеллектуального труда инфляция всё же не всегда является объективным показателем, на график добавлена третья переменная (также из официальной статистики). Эта переменная — средняя номинальная заработная плата — обозначена зелёной восходящей кривой. На основе двух этих показателей мы и достроили новую ветвь — она показана пунктирной синей линией. Итоговое значение на пике этой ветви оказывается равным 13,5. Его и применим в дальнейших расчётах, чтобы доказать состоятельность этого, пока ещё мифического индекса.

6. Смета на ПИР и трудозатраты в новых условиях.

Меняем коэффициент К в строке 3 (с 5,42 на 13,5) и получаем итоговое значение около 9 млн. рублей, вместо 3,62, полученных ранее.

Эффективно распределяем трудозатраты по исполнителям, позволив им качественнее поработать с проектом. Но не выходим за пределы обозначенных сроков [2].

В итоге: затраты на проектирование сошлись со сметным расчётом, проектная организация отработала с рентабельностью, а заработная плата сотрудников в среднем выросла почти в два раза.

РЕКОМЕНДУЕМ К ПРОЧТЕНИЮ

Запасы солнечной энергии на нашей планете неиссякаемы, а солнечная энергетика в настоящий момент становится самым быстрорастущим и наиболее перспективным направлением электроэнергетики. Учёные всего мира изо дня в день совершенствуют способы преобразования солнечной энергии в электрическую для возможности неограниченного её использования.

Какие существуют способы преобразования солнечной энергии, какова эффективность самого распространённого из них, насколько велико текущее её состояние и куда заведёт нас эпоха вездесущей солнечной энергии — рассмотрим в нашем новом материале.

1. Преобразование солнечной энергии

Помимо всем известных солнечных панелей, преобразующих солнечный свет напрямую в электричество, мы знаем также солнечные коллекторы, солнечные вакуумные трубки [1] и солнечные реакторы [2], вырабатывающие тепло. Наверняка изобретены и другие устройства, эффективность которых ещё нужно доказать.

2. Эффективность солнечных панелей

Эффективность, или КПД, солнечных элементов — это показатель количества энергии, которое способна преобразовать установка из солнечной радиации.

Поступает разрозненная информация об уровне эффективности того или иного устройства, а также способах её расчёта — на текущий момент принято считать достигнутым значение около 25% [3]. Это совсем немного. И можно только догадываться, когда мы сможем достичь значений, достойных гордости.

Лампу накаливания, получившую распространение на рубеже 19-20 веков, и имеющую эффективность 3-5%, мы смогли заменить светодиодами с КПД 90% лишь в текущем десятилетии.

3. Текущее состояние солнечной энергетики

Глобальная фотоэлектрическая база значительно выросла в 2022 году, достигнув почти 1,2 ТВт совокупной мощности. Из них, согласно отчёту [4]:

• китайский рынок продолжает доминировать, как по вводимой, так и по совокупной мощности, и добавил 106 ГВт, получив 414,5 ГВт совокупной мощности;
• Европа продемонстрировала уверенный рост с введённой мощностью 39 ГВт, во главе с Испанией (8,1 ГВт), Германией (7,5 ГВт), Польшей (4,9 ГВт) и Нидерландами (3,9 ГВт);
• мощности в США выросли на стабильные 18,6 ГВт;
• Индия продемонстрировала сильный рост с 18,1 ГВт;
• Бразилия установила высокие 9,9 ГВт, что почти вдвое превышает новые мощности предыдущего года;
• Япония осталась неизменной на уровне 6,5 ГВт, как и в 2021 году

4. Деление на сегменты

По итогам 2022 года значительно выросли как крышные, так и коммунальные сегменты. Если в предыдущие годы количество солнечных панелей, размещаемых на крышах домов, было в разы меньше коммунальных электростанций, то в прошлом — они подровнялись. Теперь 48% новых мощностей приходится на крышные.

Также растут новые сегменты солнечной энергетики, такие как плавающие фотоэлектрические системы и интегрированные в транспортные средства.

5. Совокупная установленная мощность

Как уже было сказано, совокупная установленная мощность преодолела символическую отметку в 1 ТВт, достигнув 1 185 ГВт. Лидеры, от Китая до Индии и Германии (67,2 ГВт), имеют значительное превосходство относительно других: их позиции вряд ли будут оспорены в 2023 или 2024 году.

В России по итогам 2022 года общая мощность солнечных электростанций составила 1,8 ГВт, что в десятки раз меньше не только установленных мощностей указанных выше стран, но и новых мощностей в Китае за один лишь месяц.

К середине текущего календарного года Китай уже достиг отметки в 470 ГВт.

6. Развитие солнечной энергетики

Солнечная энергетика сейчас развивается намного быстрее, чем любая другая энергетическая технология в истории [5].

Сектор растёт примерно на 20% в год. Если так будет продолжаться, мы достигнем 6 ТВт примерно к 2031 году — это будет больше, чем совокупная мощность угля, газа, атомной энергии и гидроэнергетики. А к 2050 году рынок вырастет до 9,5 ТВт.

На данный момент солнечная энергия ещё уступает своему главному конкуренту среди возобновляемых источников, гидроэнергетике, но по наращиванию объёмов, по внедрению новых технологий, доступности и доверию инвесторов уже вырвалась в лидеры.

7. Уровень проникновения

Уровень проникновения подразумевает вклад солнечной энергетики в общую выработку системы. По этому показателю Испания — мировой лидер.

Ожидается, что по итогам текущего 2023 года более половины электроэнергии в Испании будет производиться из возобновляемых источников энергии [6].

Уровень проникновения солнечной энергетики в России составляет 0,79%. Для сравнения, у гидроэнергетики этот показатель равен 20%.

8. Поддержка на государственном уровне

Так как «солнечное» направление ещё является развивающимся, то без государственных субсидий не обходится ни одна страна. Исключениями оказываются лишь Китай и Австралия, в которых постепенно уходят от механизмов поддержки конечных пользователей, а фотоэлектрическая энергия становится конкурентоспособной и независимой.

9. Цели перехода на солнечную энергию

Активное развитие солнечной энергетики должно привести нас к следующим благоприятным последствиям:

• уменьшится негативное воздействие на флору и фауну (помимо парниковых газов, мы избавимся от автомобильных выхлопов, дымовых труб, городского смога, угольных шахт, золоотвалов и разливов нефти);
• повысится эффективность преобразования энергии (электричество, как правило, гораздо более эффективно производит энергию, чем любой другой источник);
• снизится стоимость производства энергии.

10. Стоимость солнечной энергии

Ожидается [7], что стоимость солнечной энергии достигнет 30 долларов за МВтч к 2050 году и станет самым дешёвым источником.

Для сравнения, в 2023 году стоимость электроэнергии в развитых странах мира превышает 100 долларов за МВтч, а в России составляет 50-60 долларов за МВтч (в зависимости от курса).

11. Хранилища энергии

ГАЭС в настоящее время поддерживают большую часть мощностей энергосистемы, но в будущем их доля снизится. Аккумуляторы придут им на смену: либо в качестве автономных, либо в конфигурациях «солнечная батарея + аккумулятор», либо «автомобиль — сеть».

12. Передача энергии

Ввиду масштабов наращивания мощностей остро стоит вопрос передачи всей этой энергии на расстояния. Решить проблему помогут:

• интеллектуальное управление сетями, включая передачу энергии напрямую от местного источника — конечному потребителю;
• развитие сверхпроводников;
• перевод сетей высокого напряжения переменного тока HVAC — в постоянный HVDC.

13. Утилизация

Сегодня оптимальным сроком службы солнечных панелей считается срок в 15 лет. Но это не значит, что через 15 лет они перестают производить энергию. Это говорит, лишь о том, что эффективность их падает и с экономической точки зрения целесообразно их заменить. А что делать со старыми панелями?

Утилизация панелей — непростая, но решаемая задача. Типичная солнечная панель состоит из алюминия, стекла, кремния, пластика, а также меди, серебра и небольшого количества свинца. Слои хорошо соединены вместе, чтобы сделать панели устойчивыми к атмосферным воздействиям, что усложняет процесс разборки на составляющие. Тем не менее, вредных примесей в них нет, а ограничивают процесс повторного применения материалов только отсутствие в этом выгоды.

РЕКОМЕНДУЕМ К ПРОЧТЕНИЮ

Представим, что у Вас на руках согласованная и прошедшая экспертизу (что необязательно) проектная документация (ПД). В каком направлении нужно двигаться, чтобы выдать заказчику рабочую документацию (РД) по этому проекту? Что она должна включать в себя и чем будет отличаться от проектной? Разберём в этой статье.

РД, в первую очередь, выполняется для:

• определения потребности в оборудовании и материалах;
• производства строительно-монтажных работ;
• уточнения сметной стоимости строительства (при необходимости).

Если на этапе ПД документация выполнена качественно и учтены все рекомендации нормативных документов (см. предыдущий материал⎘), предлагаем пошаговую инструкцию для завершающей стадии проекта.

ТЕКСТОВАЯ ЧАСТЬ:

1. Общие указания

Текстовая часть в томе РД, как правило, занимает незначительное место.

В общих указаниях, в соответствии с ГОСТ [1] и Требованиями [2], приводят:

• сведения о документах, на основании которых принято решение о разработке РД (например, задание на проектирование, утверждённая ПД);
• запись о соответствии РД заданию на проектирование, выданным техническим условиям (при наличии таковых), прочим НТД;
• перечень нормативных документов, на которые даны ссылки в рабочих чертежах;
• абсолютную отметку, принятую в рабочих чертежах здания или сооружения условно за нулевую;
• запись о результатах проверки на патентоспособность и патентную чистоту (при необходимости);
• перечень видов работ, для которых необходимо составление актов освидетельствования скрытых работ;
• сведения о том, кому принадлежит данная интеллектуальная собственность (при необходимости);
• эксплуатационные требования, предъявляемые к проектируемому зданию или сооружению (при необходимости);
• другие необходимые указания.

В общих указаниях не следует повторять технические требования, помещённые на других листах основного комплекта рабочих чертежей, и давать описание принятых в рабочих чертежах технических решений.

Согласно ГОСТ [1] в перечень нормативных документов Общих указаний не включают документы, записанные в ведомость ссылочных и прилагаемых документов.

ГРАФИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ:

2. Схема электрическая принципиальная ПС

Электрическая схема в составе РД должна соответствовать тем же правилам, что указаны⎘ для ПД. Исключением может служить лишь необходимость отображения конкретных марок оборудования в табличных формах на листе.

3. План ПС

План подстанции принципиально не должен отличаться от выполненного⎘ на этапе ПД. Рекомендуемый масштаб для отображения подстанции: 1:50, 1:100, 1:200, 1:500; допускается: 1:800, 1:1000. Ведомость оборудования на плане выполняют по форме 10 ГОСТ [3].

4. План заземления

Контур заземления подстанции наносится на план фундаментов. Схема внутреннего заземления здания отображается на планировке здания.

На схеме заземления должно быть отражено:

• вертикальные заземлители в виде окружностей диаметром 3-5 мм;
• горизонтальные заземлители в виде пунктирной или штрихпунктирной линии;
• заземляющие проводники, проложенные по кратчайшему расстоянию от оборудования или сооружений, в виде пунктирной или штрихпунктирной линии;
• условные обозначения элементов заземляющего устройства (ЗУ);
• спецификация (ведомость) элементов ЗУ;
• в примечаниях указывается ссылка на нормативный документ, в соответствии с которым выполнены расчёты, допустимое сопротивление заземляющего устройства, глубина прокладки в земле и отступ горизонтального заземлителя и заземляющих проводников от фундаментов, требование к выполнению соединений (сваркой «внахлёст») и их защита от коррозии, выполнение дополнительной защиты заземляющих проводников от коррозии в местах вывода из земли, материал для засыпки траншеи и необходимость трамбования.

ЗУ наносится жирной линией, здания и фундаменты — тонкой.

План заземления может быть дополнен разрезом траншеи и схемами соединения заземлителей и заземляющих спусков между собой. Указанные схемы допустимо отображать на отдельном листе.

5. Схема установки оборудования

На данном этапе рекомендуется проработать технические решения с выбранным производителем оборудования и, получив от него актуальные конструкторские чертежи, перенести их на ранее выполненный лист проекта⎘. Рекомендуемый масштаб установочного чертежа: 1:5, 1:10, 1:20, 1:50; допускается 1:100. На чертеже помещают спецификацию по формам 7 или 8 ГОСТ [1].

6. План и разрез ячеек

Этот чертёж, выполненный по правилам⎘, позволяет детально оценить соответствие установленного оборудования параметрам безопасности и удобства обслуживания. Скопировав на план и разрез ячеек выполненные предыдущим этапом установочные чертежи, остаётся учесть в спецификации оборудование и материалы, необходимые для соединения их между собой. Чаще всего такими материалами являются провод и сцепная арматура.

7. Прочие листы графической части

В графическую часть могут быть также включены:

• схемы питания приводов, освещения и обогрева;
• план молниезащиты;
• 3D модель ОРУ;
• план прокладки кабелей;
• план освещения подстанции;
• шаблоны информационных знаков оборудования и пр.

Все они не являются обязательными, если в их отсутствии соблюдаются основные функции тома.

Детальные правила оформления графической части РД можно найти в ГОСТ [3].

ССЫЛОЧНЫЕ И ПРИЛАГАЕМЫЕ ДОКУМЕНТЫ:

8. Оформление ссылочных и прилагаемых документов

Перечень указанных документов отображается в табличном виде в разделе Общие данные тома.

К ссылочным документам относят:

• стандарты (технические условия) на строительные изделия;
• чертежи типовых конструкций, изделий и узлов.

Согласно ГОСТ [1] в рабочих чертежах допускается применять типовые конструкции, изделия и узлы путём ссылок на документы. Причём сами ссылочные документы в состав рабочей документации, передаваемой заказчику, не входят. Отсюда могут вытекать трудности на этапе монтажа, ввиду отсутствия указанных документов на площадке. Мы рекомендуем вносить «типовые» чертежи в раздел Прилагаемые документы, что допустимо согласно тому же государственному стандарту.

Прилагаемым документам присваивают обозначение основного комплекта с добавлением через точку шифра прилагаемого документа.

Ведомость ссылочных и прилагаемых документов

Обозначение	Наименование	Примечание
	Ссылочные документы
СП 76.13330.2016	Электротехнические устройства
СП 131.13330.2018	Строительная климатология
ПУЭ	Правила устройства электроустановок. Издание 6, 7
	...
	Прилагаемые документы
ПИР-5685/2023-ЭМ.КЖ	Кабельный журнал
ПИР-5685/2023-ЭМ.С	Спецификация оборудования, изделий и материалов
ПИР-5685/2023-ЭМ.ОЛ	Опросный лист для заказа выключателя 110 кВ
ПИР-5685/2023-ЭМ.РР	Проверка чувствительности аппаратов защиты
407-03-539.90-ЭП3	Типовой проект. Установка выключателя 110 кВ

9. Кабельный журнал

Кабельный (или кабельно-трубный) журнал выполняется в соответствии с ГОСТ [3]. Согласно п.6.5.2⎘ ГОСТ [3] в него включают кабели, провода (и трубы), всю необходимую информацию о которых невозможно привести на принципиальных схемах. Это значит: если Вы показали все кабели (с марками и длинами) на схемах, то включать кабельный журнал в проект необязательно.

10. Спецификация оборудования, изделий и материалов

Сводную спецификацию рекомендуют составлять по разделам в последовательности:

• оборудование;
• кабельно-проводниковая продукция (кабель, провод, муфты);
• электромонтажные устройства и изделия (лотки, короба, металлорукав в ПВХ изоляции);
• линейная арматура;
• материалы (полоса стальная, трубы, метизы и т. п.).

Электроаппараты, поставляемые в комплекте с оборудованием, в спецификации не приводят, а включают в соответствующий опросный лист.

Не забывайте закладывать в составе материалов:

• цинкосодержащую краску (или битумную мастику) для дополнительной коррозионной защиты заземляющих проводников;
• токопроводящую смазку для контактов;
• огнестойкую пену для герметизации кабельных вводов в здания и сооружения;
• огнезащитную краску для кабелей;
• специальные зажимы для заземления экранов кабелей;
• таблички с крепежом для оборудования на ОРУ;
• трубы, кабельные плиты и сигнальные ленты для прокладки кабеля в земле;
• песок, кирпич и прочие строительные материалы.

11. Опросные листы на оборудование

Опросные листы формируются на основе заводских шаблонов и могут включать в себя:

• полную техническую информацию, достаточную для изготовления оборудования;
• опорные заводские конструкции, идущие в комплекте;
• запасные изделия и приспособления, необходимые в процессе эксплуатации;
• контакты и адрес заказчика;
• способ доставки;
• дополнительную информацию (при необходимости).

12. Расчёты

Расчёты в состав рабочей документации, как правило, не включают. Все необходимые расчёты должны выполняться на стадии ПД. Иное может быть определено в договоре (контракте) и задании на проектирование. А также может потребоваться по итогам выбора того или иного оборудования.

СЛУЧАЙ ИЗ ПРАКТИКИ. Если перебрать в голове все случаи из практики выполнения РД, то у большинства проектировщиков предстанет перед взором суетливый начальник с фразой: Правим ПЭ на ЭР и отправляем! Наверняка, каждый проходил через это, каждый в спешке менял в штампе несколько букв и с обидой в душе отправлял проектную документацию в виде рабочей. Несправедливость заключается лишь в том, что оценивается работа стадии ПД, в денежном выражении, на 40 процентов от итога, а РД — на 60.

РЕКОМЕНДУЕМ К ПРОЧТЕНИЮ