Судебное дело А44-5372/2022
ПРОБЛЕМА
Потребитель в течение длительного времени получал завышенные счета за электроэнергию, объемы потребления которой не соответствовали подключенной мощности электроприемников. Подозрение пало на неправильные схемы включения четырех счетчиков электроэнергии. В целях установления правильности/ошибочности схем подключения приборов учета была назначена судебная электротехническая экспертиза.
Потребитель в течение длительного времени получал завышенные счета за электроэнергию, объемы потребления которой не соответствовали подключенной мощности электроприемников. Подозрение пало на неправильные схемы включения четырех счетчиков электроэнергии. В целях установления правильности/ошибочности схем подключения приборов учета была назначена судебная электротехническая экспертиза.
Вопросы и задачи, поставленные перед экспертами
1) Возможно ли по документам, имеющимся в материалах арбитражного дела №А44-5372/2022, установить, изменялась ли схема подключения расчетных приборов учета типа Энергомера CE 304, допущенных в эксплуатацию 24.04.2018 на электроустановках БРТП №176 Луч А секция 1 (зав. № счетчика 106225768), БРТП №176 Луч Б секция 2 (зав № счетчика 106225752), а также БРТП №190 Луч А секция 1 яч. 4 (зав. № счетчика 106225762) и БРТП №190 Луч Б секция яч. 3 (зав. № счетчика 106225749) по сравнению со схемами в актах проверки от 22.09.2020 (№ПЗВ 1819563 и №ПЗВ 1819564) и от 23.09.2020 (№ПЗВ 1819565 и №ПЗВ 18199566)? Если да, то какая из схем подключений приборов учета соответствует схеме, указанной в паспорте завода изготовителя? Если схема менялась, то возможно ли было ее изменить без снятия пломб сетевой организацией?
2) Являлись ли существовавшие схемы подключения приборов учета до 22.09.2020 и 23.09.2020 причиной завышенных объемов потребления энергоресурса истца?
3) В зависимости от ответа, пояснить: возможно ли установить причину завышенных объемов потребления и определить разницу, по прошествии длительного периода времени, и того, что на сегодняшний день схемы подключения изменены?
4) Определить разницу между фактически оплаченной и фактически потребленной электроэнергией за период с 24.04.2018 по 22.09.2020 и 23.09.2020 в киловатт-часах и рублях? При ответе на вопрос привести подробный расчет.
При проведении экспертизы провести эксперимент путем параллельного подключения прибора учета электрической энергии, идентичного прибору учета Энергомер CE (возможно прибора «Энерготестер ПКЭ»), на 24 часа по схеме подключения, отраженной в актах допуска прибора учета в эксплуатацию от 24.04.2018 (№001429, №001428, №001427 и №001426) и на последующие 24 часа по схеме подключения, отраженной в актах проверки от 22.09.2020 (№ПЗВ 1819563 и №ПЗВ 1819564) и от 23.09.2020 (№ПЗВ 1819565 и №ПЗВ 1819566). Эксперимент провести по одной точке учета по выбору эксперта.
Исследование по вопросу №1
«Возможно ли по документам, имеющимся в материалах арбитражного дела №А44-5372/2022, установить, изменялась ли схема подключения расчетных приборов учета типа Энергомера CE 304, допущенных в эксплуатацию 24.04.2018 на электроустановках БРТП №176 Луч А секция 1 (зав. № счетчика 106225768), БРТП №176 Луч Б секция 2 (зав № счетчика 106225752), а также БРТП №190 Луч А секция 1 яч. 4 (зав. № счетчика 106225762) и БРТП №190 Луч Б секция яч. 3 (зав. № счетчика 106225749) по сравнению со схемами в актах проверки от 22.09.2020 (№ПЗВ 1819563 и №ПЗВ 1819564) и от 23.09.2020 (№ПЗВ 1819565 и №ПЗВ 18199566)? Если да, то какая из схем подключений приборов учета соответствует схеме, указанной в паспорте завода изготовителя? Если схема менялась, то возможно ли было ее изменить без снятия пломб сетевой организацией?».
В представленных на исследование материалах дела имеются две принципиальные схемы подключения счетчиков электрической энергии на стороне 10кВ (рисунки 9, 10) из проектов распределительных подстанций БРТП №176 (ДС-2013-1454-Р-ЭС-6.9.1.2-РП.ЭС.5-22) и БРТП №190 (ДС-2013-1454-Р-ЭС-6.9.1.2-РП.ЭС.6-22).
Иные схемы подключения, относящиеся к разным временным периодам, позволяющие прямым способом установить факт изменения схемы включения исследуемого счетчика, в представленных на исследование материалах отсутствуют, в том числе в указанных в вопросе актах. Таким образом, факт изменения схемы может быть установлен лишь на основании анализа косвенных признаков, указывающих на его наличие. Одним из способов установления схемы учета электроэнергии является анализ векторных диаграмм токов и напряжений, указанных в актах допуска приборов учета на 2БРТП №176 и 2БРТП №190 в эксплуатацию и их последующих проверок.
Выявлено, что при допуске приборов учета в эксплуатацию 24.04.2018 г. проверка схемы учета осуществлялась без нагрузки (в заключениях к актам отмечено «После подачи нагрузки электроустановку предъявить для повторного осмотра») поэтому векторные диаграммы не снимались.
Первые данные для построения векторных диаграмм приведены в актах замены приборов учета на 2БРТП №*** Луч А и 2БРТП №*** Луч Б от 23.20.2018, при этом электрические параметры были сняты только для вновь установленных счетчиков (взамен ПУ с истекшей поверкой), то есть для вновь собранных схем учета, для ранее установленных ПУ такие измерения не проводились. Для счетчиков на 2БТРП №*** Луч Б и 2БТРП №*** Луч А инструментальные проверки со снятием векторных диаграмм не проводились вплоть до 14.02.2019 г.
1) Возможно ли по документам, имеющимся в материалах арбитражного дела №А44-5372/2022, установить, изменялась ли схема подключения расчетных приборов учета типа Энергомера CE 304, допущенных в эксплуатацию 24.04.2018 на электроустановках БРТП №176 Луч А секция 1 (зав. № счетчика 106225768), БРТП №176 Луч Б секция 2 (зав № счетчика 106225752), а также БРТП №190 Луч А секция 1 яч. 4 (зав. № счетчика 106225762) и БРТП №190 Луч Б секция яч. 3 (зав. № счетчика 106225749) по сравнению со схемами в актах проверки от 22.09.2020 (№ПЗВ 1819563 и №ПЗВ 1819564) и от 23.09.2020 (№ПЗВ 1819565 и №ПЗВ 18199566)? Если да, то какая из схем подключений приборов учета соответствует схеме, указанной в паспорте завода изготовителя? Если схема менялась, то возможно ли было ее изменить без снятия пломб сетевой организацией?
2) Являлись ли существовавшие схемы подключения приборов учета до 22.09.2020 и 23.09.2020 причиной завышенных объемов потребления энергоресурса истца?
3) В зависимости от ответа, пояснить: возможно ли установить причину завышенных объемов потребления и определить разницу, по прошествии длительного периода времени, и того, что на сегодняшний день схемы подключения изменены?
4) Определить разницу между фактически оплаченной и фактически потребленной электроэнергией за период с 24.04.2018 по 22.09.2020 и 23.09.2020 в киловатт-часах и рублях? При ответе на вопрос привести подробный расчет.
При проведении экспертизы провести эксперимент путем параллельного подключения прибора учета электрической энергии, идентичного прибору учета Энергомер CE (возможно прибора «Энерготестер ПКЭ»), на 24 часа по схеме подключения, отраженной в актах допуска прибора учета в эксплуатацию от 24.04.2018 (№001429, №001428, №001427 и №001426) и на последующие 24 часа по схеме подключения, отраженной в актах проверки от 22.09.2020 (№ПЗВ 1819563 и №ПЗВ 1819564) и от 23.09.2020 (№ПЗВ 1819565 и №ПЗВ 1819566). Эксперимент провести по одной точке учета по выбору эксперта.
Исследование по вопросу №1
«Возможно ли по документам, имеющимся в материалах арбитражного дела №А44-5372/2022, установить, изменялась ли схема подключения расчетных приборов учета типа Энергомера CE 304, допущенных в эксплуатацию 24.04.2018 на электроустановках БРТП №176 Луч А секция 1 (зав. № счетчика 106225768), БРТП №176 Луч Б секция 2 (зав № счетчика 106225752), а также БРТП №190 Луч А секция 1 яч. 4 (зав. № счетчика 106225762) и БРТП №190 Луч Б секция яч. 3 (зав. № счетчика 106225749) по сравнению со схемами в актах проверки от 22.09.2020 (№ПЗВ 1819563 и №ПЗВ 1819564) и от 23.09.2020 (№ПЗВ 1819565 и №ПЗВ 18199566)? Если да, то какая из схем подключений приборов учета соответствует схеме, указанной в паспорте завода изготовителя? Если схема менялась, то возможно ли было ее изменить без снятия пломб сетевой организацией?».
В представленных на исследование материалах дела имеются две принципиальные схемы подключения счетчиков электрической энергии на стороне 10кВ (рисунки 9, 10) из проектов распределительных подстанций БРТП №176 (ДС-2013-1454-Р-ЭС-6.9.1.2-РП.ЭС.5-22) и БРТП №190 (ДС-2013-1454-Р-ЭС-6.9.1.2-РП.ЭС.6-22).
Иные схемы подключения, относящиеся к разным временным периодам, позволяющие прямым способом установить факт изменения схемы включения исследуемого счетчика, в представленных на исследование материалах отсутствуют, в том числе в указанных в вопросе актах. Таким образом, факт изменения схемы может быть установлен лишь на основании анализа косвенных признаков, указывающих на его наличие. Одним из способов установления схемы учета электроэнергии является анализ векторных диаграмм токов и напряжений, указанных в актах допуска приборов учета на 2БРТП №176 и 2БРТП №190 в эксплуатацию и их последующих проверок.
Выявлено, что при допуске приборов учета в эксплуатацию 24.04.2018 г. проверка схемы учета осуществлялась без нагрузки (в заключениях к актам отмечено «После подачи нагрузки электроустановку предъявить для повторного осмотра») поэтому векторные диаграммы не снимались.
Первые данные для построения векторных диаграмм приведены в актах замены приборов учета на 2БРТП №*** Луч А и 2БРТП №*** Луч Б от 23.20.2018, при этом электрические параметры были сняты только для вновь установленных счетчиков (взамен ПУ с истекшей поверкой), то есть для вновь собранных схем учета, для ранее установленных ПУ такие измерения не проводились. Для счетчиков на 2БТРП №*** Луч Б и 2БТРП №*** Луч А инструментальные проверки со снятием векторных диаграмм не проводились вплоть до 14.02.2019 г.
Для удобства анализа все векторные диаграммы и измеренные электрические параметры, полученные в результате проверок приборов учета в процессе эксплуатации, были сведены в таблицы (пример такой таблицы по одному из счетчиков приведен ниже).
Для оценки правильности схемы учета электрической энергии необходимо определить, соответствуют ли измеренные в ходе проверок электрические параметры характеру нагрузки потребителя.
Основными энергопринимающими устройствами потребителя являются светодиодные светильники, которые обеспечивают освещение участка скоростной автомобильной дороги. На их долю приходится более 90% (401 кВт) нагрузки всех энергопринимающих устройств потребителя (425,6 кВт), подключенных к БРТП №***, в том числе с учетом потерь в силовых трансформаторах. Согласно структурной схеме сети, на 2БРТП №*** и присоединенных к ней БКТП имеются 2 трансформатора ТМГ 11-630/10 (по 1 кВт каждый) и 22 трансформатора ТМГ 11-100/10 (по 0,29 кВт каждый), таким образом суммарная мощность холостого хода силовых трансформаторов составляет 8,4 кВт. То есть общая нагрузка потребителей с учетом потерь холостого хода составляет около 434 кВт.
Согласно исследованию [4] светодиодные светильники имеют активно-емкостной характер нагрузки (C), то есть на векторной диаграмме векторы фазных токов должны опережать векторы фазных напряжений.
Кроме того, важным фактором, определяющим вид векторной диаграммы, являются протяженные кабельные линии 10 кВ, по которым электроэнергия от 2БРТП №*** поступает к 11 БКТП вдоль участка автодороги.
Известно [5-9], что в кабельных линиях имеют место токи утечки на землю. Жилы кабеля и земля представляют собой своего рода обкладки протяженного конденсатора, при этом изоляция кабеля играет роль диэлектрика между обкладками данного конденсатора. Поскольку любая изоляция кабельных линий не является идеальной, через нее проходят микротоки, которые имеют емкостный характер, поэтому их также называют емкостными токами (см. рисунок).
Основными энергопринимающими устройствами потребителя являются светодиодные светильники, которые обеспечивают освещение участка скоростной автомобильной дороги. На их долю приходится более 90% (401 кВт) нагрузки всех энергопринимающих устройств потребителя (425,6 кВт), подключенных к БРТП №***, в том числе с учетом потерь в силовых трансформаторах. Согласно структурной схеме сети, на 2БРТП №*** и присоединенных к ней БКТП имеются 2 трансформатора ТМГ 11-630/10 (по 1 кВт каждый) и 22 трансформатора ТМГ 11-100/10 (по 0,29 кВт каждый), таким образом суммарная мощность холостого хода силовых трансформаторов составляет 8,4 кВт. То есть общая нагрузка потребителей с учетом потерь холостого хода составляет около 434 кВт.
Согласно исследованию [4] светодиодные светильники имеют активно-емкостной характер нагрузки (C), то есть на векторной диаграмме векторы фазных токов должны опережать векторы фазных напряжений.
Кроме того, важным фактором, определяющим вид векторной диаграммы, являются протяженные кабельные линии 10 кВ, по которым электроэнергия от 2БРТП №*** поступает к 11 БКТП вдоль участка автодороги.
Известно [5-9], что в кабельных линиях имеют место токи утечки на землю. Жилы кабеля и земля представляют собой своего рода обкладки протяженного конденсатора, при этом изоляция кабеля играет роль диэлектрика между обкладками данного конденсатора. Поскольку любая изоляция кабельных линий не является идеальной, через нее проходят микротоки, которые имеют емкостный характер, поэтому их также называют емкостными токами (см. рисунок).
Величина емкостных токов прямо пропорциональна питающему напряжению, его частоте, емкости и протяженности линии [5], А:
.
.
где Uл – линейное напряжение сети, В;
f – частота питающего напряжения, Гц;
C – удельная емкость кабеля, мкФ/км;
L – протяженность кабельной линии, км.
Согласно структурной схеме сети 10 кВ от 2БРТП №176, фрагмент которой приведен на рисунке 6, линии 10 кВ от 2 БРТП №176 выполнены из кабеля марки АПвПу2г-10 3х120/35, а их общая протяженность составляет ~27,8 км.
Согласно справочным данным [10] удельная емкость кабеля марки АПвПу2г-10 3х120/35 составляет 0,31 мкФ/км. Тогда емкостный ток в кабельных линиях 10 кВ 2БРТП №176 Луч А и Луч Б составит:
f – частота питающего напряжения, Гц;
C – удельная емкость кабеля, мкФ/км;
L – протяженность кабельной линии, км.
Согласно структурной схеме сети 10 кВ от 2БРТП №176, фрагмент которой приведен на рисунке 6, линии 10 кВ от 2 БРТП №176 выполнены из кабеля марки АПвПу2г-10 3х120/35, а их общая протяженность составляет ~27,8 км.
Согласно справочным данным [10] удельная емкость кабеля марки АПвПу2г-10 3х120/35 составляет 0,31 мкФ/км. Тогда емкостный ток в кабельных линиях 10 кВ 2БРТП №176 Луч А и Луч Б составит:
Исходя из совокупной активной мощности всех энергопринимающих устройств, подключенных к 2БРТП №176, можно определить активную составляющую тока фазы. Если принять нагрузку по фазам равномерной, то из формулы (2) средний активный ток фазы при условии, что вся нагрузка передается по одному вводу (Луч А или Луч Б), составит:
где – средний ток фазы, А;
cosφф – средний коэффициент мощности фазы;
Uф – среднее фазное напряжение, кВ;
P – совокупная активная мощность всех энергопринимающих устройств потребителя, подключенных к 2БРТП №176, кВт.
Тогда, при допущении, что коэффициент мощности cosφ светодиодных светильников стремится к 1, и емкостная составляющая в их нагрузке отсутствует, то полный ток фазы определится как геометрическая сумма векторов активной составляющей тока нагрузки и емкостного тока в кабельных линиях 10 кВ
cosφф – средний коэффициент мощности фазы;
Uф – среднее фазное напряжение, кВ;
P – совокупная активная мощность всех энергопринимающих устройств потребителя, подключенных к 2БРТП №176, кВт.
Тогда, при допущении, что коэффициент мощности cosφ светодиодных светильников стремится к 1, и емкостная составляющая в их нагрузке отсутствует, то полный ток фазы определится как геометрическая сумма векторов активной составляющей тока нагрузки и емкостного тока в кабельных линиях 10 кВ
В действительности же cosφ должен быть незначительно ниже, а угол φ несколько больше, за счет наличия емкостной составляющей в нагрузке светодиодных светильников.
Если же нагрузка, присоединенная к 2БРТП №176, равномерно распределена по двум вводам Луч А и Луч Б, то по формуле 6 средний активный ток фазы по каждому вводу составит:
Если же нагрузка, присоединенная к 2БРТП №176, равномерно распределена по двум вводам Луч А и Луч Б, то по формуле 6 средний активный ток фазы по каждому вводу составит:
В режиме холостого хода, когда единственной нагрузкой являются потери мощности в магнитоэлектрической системе силовых трансформаторов, а прочая нагрузка отсутствует, емкостные токи в кабельных линиях будут оказывать максимальное влияние на вид векторной диаграммы. В этом случае активная составляющая токов фаз не будет превышать 0,5А, поэтому полные токи фаз будут близки к значению емкостного тока, а углы сдвига фазных токов относительно напряжений будут стремиться к 90° C, т.е. нагрузка будет практически полностью емкостная, а активная мощность будет определяться только совокупной мощностью холостого хода силовых трансформаторов.
Режим нагрузки потребителя связан с продолжительностью светового дня и изменяется в течение суток. В темное время суток включается освещение автодороги, и нагрузка стремится к максимальной. В светлое же время суток при выключенном освещении, нагрузка потребителя составляет не более 33 кВт (с учетом потерь холостого хода трансформаторов). Что соответствует активным токам 1,8 А. Тогда полный ток с учетом влияния емкостных токов в кабельных линиях 10 кВ составит 15,7 А. То есть максимально близко к значению емкостного тока. Коэффициент мощности составит не более 0,118, а угол φ – не менее 83° C.
С учетом проведенных расчетов составим таблицу электрических параметров и векторных диаграмм, соответствующих различным режимам нагрузки потребителя.
Режим нагрузки потребителя связан с продолжительностью светового дня и изменяется в течение суток. В темное время суток включается освещение автодороги, и нагрузка стремится к максимальной. В светлое же время суток при выключенном освещении, нагрузка потребителя составляет не более 33 кВт (с учетом потерь холостого хода трансформаторов). Что соответствует активным токам 1,8 А. Тогда полный ток с учетом влияния емкостных токов в кабельных линиях 10 кВ составит 15,7 А. То есть максимально близко к значению емкостного тока. Коэффициент мощности составит не более 0,118, а угол φ – не менее 83° C.
С учетом проведенных расчетов составим таблицу электрических параметров и векторных диаграмм, соответствующих различным режимам нагрузки потребителя.
Сопоставляя данные таблиц можно с уверенностью заключить, что измеренные параметры в таблице не соответствуют ни режиму холостого хода, ни нагрузке в светлое время суток. В данных режимах активная мощность должна стремиться к минимальной (не более 33 кВт в режиме дневной нагрузки и не более 8,4 кВт в режиме холостого хода), в то время как во всех случаях измеренная мощность превышает 200 кВт, а совокупная мощность по обоим вводам превышает совокупную мощность всех энергопринимающих устройств потребителя, присоединенных к 2БРТП №176, в некоторых случаях на 20-30%.
Кроме того, измеренные углы также не соответствуют режиму холостого хода и дневной нагрузки, поскольку в условиях значительной составляющей емкостных токов в кабельной линии, они должны стремиться к 90° C.
Измеренные параметры также не соответствуют и режиму максимальной нагрузки.
Таким образом, следует заключить, что векторные диаграммы и измеренные электрические параметры в актах №001144 от 23.10.2018, №001193 от 14.02.2019, №1819207 и №1819207 от 22.05.2019, №1819565 и №1819566 от 23.09.2020 (исходные на холостом ходу) не соответствуют параметрам нагрузки в момент измерения, что указывает на неправильную схему учета электрической энергии по вводам Луч А и Луч Б вплоть до 23.09.2020 г.
Рассмотрим векторные диаграммы, полученные 23.09.2020 г. после изменения схемы учета. Для удобства и наглядности сведем основные данные в таблицу
Кроме того, измеренные углы также не соответствуют режиму холостого хода и дневной нагрузки, поскольку в условиях значительной составляющей емкостных токов в кабельной линии, они должны стремиться к 90° C.
Измеренные параметры также не соответствуют и режиму максимальной нагрузки.
Таким образом, следует заключить, что векторные диаграммы и измеренные электрические параметры в актах №001144 от 23.10.2018, №001193 от 14.02.2019, №1819207 и №1819207 от 22.05.2019, №1819565 и №1819566 от 23.09.2020 (исходные на холостом ходу) не соответствуют параметрам нагрузки в момент измерения, что указывает на неправильную схему учета электрической энергии по вводам Луч А и Луч Б вплоть до 23.09.2020 г.
Рассмотрим векторные диаграммы, полученные 23.09.2020 г. после изменения схемы учета. Для удобства и наглядности сведем основные данные в таблицу
Как видно из таблицы , при исправленной схеме учета на холостом ходу активная мощность равна или стремится к нулю, что соответствует режиму холостого хода (сравнить с таблицей 4). Углы фазовых сдвигов по всем фазам для обоих вводов близки к 90° и имеют полностью или практически полностью емкостный характер (превышение максимально допустимого угла в 90° по фазе «А» ввода Луч Б, с высокой долей вероятности связано с погрешностью измерения), что соответствует емкостным токам в кабельных линиях при отсутствии нагрузки. Токи фаз являются полностью реактивными и не выполняют полезной работы, а их значения близки к расчетному емкостному току, определенному выше. Таким образом, измеренные электрические параметры при измененной схеме учета электроэнергии в режиме холостого хода соответствуют параметрам электрической сети потребителя и характеру нагрузки, что указывает на правильно собранную схему учета.
При этой же схеме под нагрузкой мощности по вводам Луч А и Луч Б составляют соответственно 186 и 193 кВт, что составляет в сумме 87% от совокупной мощности всех энергопринимающих устройств потребителя, подключенных к 2БРТП №176, то есть соответствуют режиму нагрузки. Коэффициенты мощности составляют соответственно 0,49 и 0,5, что несколько ниже расчетного значения для данного режима в таблице 4 (0,612), а углы 60°C, напротив, несколько выше, чем расчетные (52° С). Это объясняется тем, что нагрузка в момент измерения отличается от расчетной 217 кВт. Используя формулы (6) – (8), определим расчетные параметры для данной нагрузки с учетом емкостного тока 15,6А. Получим следующие значения для Луч А:
При этой же схеме под нагрузкой мощности по вводам Луч А и Луч Б составляют соответственно 186 и 193 кВт, что составляет в сумме 87% от совокупной мощности всех энергопринимающих устройств потребителя, подключенных к 2БРТП №176, то есть соответствуют режиму нагрузки. Коэффициенты мощности составляют соответственно 0,49 и 0,5, что несколько ниже расчетного значения для данного режима в таблице 4 (0,612), а углы 60°C, напротив, несколько выше, чем расчетные (52° С). Это объясняется тем, что нагрузка в момент измерения отличается от расчетной 217 кВт. Используя формулы (6) – (8), определим расчетные параметры для данной нагрузки с учетом емкостного тока 15,6А. Получим следующие значения для Луч А:
Как видно, данные значения уже значительно ближе к измеренным. Незначительное отличие расчетных значений от фактически измеренных обусловлено погрешностью расчета, которая не учитывает некоторое влияние емкостной составляющей мощности светодиодных светильников, потери напряжения к кабельной линии и др. Однако, в целом результаты измерений соответствуют оценочным значениям для данного режима работы энергопринимающих устройств потребителя.
По результатам анализа можно заключить, что измеренные электрические параметры при измененной схеме учета электроэнергии в режиме нагрузки также соответствуют параметрам электрической сети потребителя и характеру нагрузки, что подтверждает правильность собранной схемы учета.
Выполним аналогичный анализ для вводов Луч А и Луч Б 2БРТП №190.
В таблицах 7 и 8 приведены сводные данные по векторным диаграммам и измеренным электрическим параметрам для точек учета на вводах 2БРТП №190 Луч А и Луч Б.
Выполним сравнительный анализ электрических параметров для векторных диаграмм при исходной схеме учета (до изменения) в режиме холостого хода из актов №1819563 и №1819564 от 22.09.2020 г. и векторных диаграмм из актов предшествующих им проверок от 23.10.2018 г. (Луч Б, акт №001145) и от 14.02.2019 г. (Луч А – акт №001196, Луч Б – акт №001180).
Основными энергопринимающими устройствами, подключенными от 2БРТП №190, как и в ранее рассмотренном случае, являются светодиодные светильники, которые обеспечивают освещение участка скоростной автомобильной дороги Москва – Санкт-Петербург (трасса М-11) от км 434 до км 457. На их долю приходится более 85% (439 кВт) нагрузки всех энергопринимающих устройств потребителя (514 кВт), подключенных к 2БРТП №190 (см. рисунок 8), в том числе с учетом потерь в силовых трансформаторах. Согласно структурной схеме сети, на 2БРТП №190 и присоединенных к ней БКТП имеются 2 трансформатора ТМГ 11-1000/10 (по 1,4 кВт каждый) и 24 трансформатора ТМГ 11-100/10 (по 0,29 кВт каждый), таким образом суммарная мощность холостого хода силовых трансформаторов составляет 10 кВт. То есть общая нагрузка потребителей с учетом потерь холостого хода составляет около 524 кВт.
Выполним аналогичный анализ для вводов Луч А и Луч Б 2БРТП №190.
В таблицах 7 и 8 приведены сводные данные по векторным диаграммам и измеренным электрическим параметрам для точек учета на вводах 2БРТП №190 Луч А и Луч Б.
Выполним сравнительный анализ электрических параметров для векторных диаграмм при исходной схеме учета (до изменения) в режиме холостого хода из актов №1819563 и №1819564 от 22.09.2020 г. и векторных диаграмм из актов предшествующих им проверок от 23.10.2018 г. (Луч Б, акт №001145) и от 14.02.2019 г. (Луч А – акт №001196, Луч Б – акт №001180).
Основными энергопринимающими устройствами, подключенными от 2БРТП №190, как и в ранее рассмотренном случае, являются светодиодные светильники, которые обеспечивают освещение участка скоростной автомобильной дороги Москва – Санкт-Петербург (трасса М-11) от км 434 до км 457. На их долю приходится более 85% (439 кВт) нагрузки всех энергопринимающих устройств потребителя (514 кВт), подключенных к 2БРТП №190 (см. рисунок 8), в том числе с учетом потерь в силовых трансформаторах. Согласно структурной схеме сети, на 2БРТП №190 и присоединенных к ней БКТП имеются 2 трансформатора ТМГ 11-1000/10 (по 1,4 кВт каждый) и 24 трансформатора ТМГ 11-100/10 (по 0,29 кВт каждый), таким образом суммарная мощность холостого хода силовых трансформаторов составляет 10 кВт. То есть общая нагрузка потребителей с учетом потерь холостого хода составляет около 524 кВт.
Вывод по вопросу №1.
По документам, имеющимся в материалах арбитражного дела №А44-5372/2022, факт изменения схемы подключения расчетных приборов учета возможно установить косвенным способом на основании анализа векторных диаграмм и результатов измерений электрических параметров в актах проверок.
Схемы учета электрической энергии на вводах Луч А и Луч Б 2БРТП №190 и 2БРТП №176 были изменены в ходе проверок 22.09.2020 г. и 23.09.2020 г. соответственно.
Правильные схемы учета, соответствующие паспортным, были смонтированы 22.09.2020 г. на 2БРТП №190 и 23.09.2020 г. на 2БРТП №176, до указанных дат схемы были собраны неверно, что подтверждается результатами анализа векторных диаграмм, приведенными в тексте исследования по настоящему вопросу.
Изменение схемы подключения прибора учета возможно двумя способами: изменением чередования вторичных цепей на клеммнике счетчика или на клеммах испытательной коробки. Во обоих случаях в соответствии с п. 2.11.18 ПТЭ ЭП [11] данные клеммы подлежат обязательной пломбировке. Без нарушения пломб сетевой организации или гарантирующего поставщика доступ к указанным клеммам и способам изменения схемы учета невозможен.
По документам, имеющимся в материалах арбитражного дела №А44-5372/2022, факт изменения схемы подключения расчетных приборов учета возможно установить косвенным способом на основании анализа векторных диаграмм и результатов измерений электрических параметров в актах проверок.
Схемы учета электрической энергии на вводах Луч А и Луч Б 2БРТП №190 и 2БРТП №176 были изменены в ходе проверок 22.09.2020 г. и 23.09.2020 г. соответственно.
Правильные схемы учета, соответствующие паспортным, были смонтированы 22.09.2020 г. на 2БРТП №190 и 23.09.2020 г. на 2БРТП №176, до указанных дат схемы были собраны неверно, что подтверждается результатами анализа векторных диаграмм, приведенными в тексте исследования по настоящему вопросу.
Изменение схемы подключения прибора учета возможно двумя способами: изменением чередования вторичных цепей на клеммнике счетчика или на клеммах испытательной коробки. Во обоих случаях в соответствии с п. 2.11.18 ПТЭ ЭП [11] данные клеммы подлежат обязательной пломбировке. Без нарушения пломб сетевой организации или гарантирующего поставщика доступ к указанным клеммам и способам изменения схемы учета невозможен.
Исследование по вопросу №2
«Являлись ли существовавшие схемы подключения приборов учета до 22.09.2020 и 23.09.2020 причиной завышенных объемов потребления энергоресурса истца?»
Из исследования по вопросу №1 видно, что до изменения схемы учета электрической энергии 22.09.2020 г. на вводах 2БРТП №190 и 23.09.2020 г. на 2БРТП №176 счетчиками в режиме холостого хода, когда нагрузка минимальна и обусловлена только потерями холостого хода в силовых трансформаторах, фиксировалась мощность, близкая к совокупной мощности всех присоединенных к соответствующей БРТП энергопринимающих устройств потребителя, а в режиме нагрузки в некоторых случаях даже превышала эту мощность. Из чего можно заключить, что существовавшие до 22.09.2020 г. и 23.09.2020 г. схемы подключения приборов учета являлись причиной завышенных объемов потребления истца.
Для подтверждения данного вывода выполним анализ почасовых объемов потребления по вводам Луч А и Луч Б 2БРТП №176 и 2БРТП №190. Сначала рассмотрим данные за сентябрь 2020 года, когда были изменены схемы учета электрической энергии (файл «Почасовые объемы потребления за СЕНТЯБРЬ 2020.xlsx» в материалах дела). Для удобства восприятия представим почасовые объемы потребления на графике
Как видно из рисунка, график электропотребления имеет ярко выраженную пилообразную форму, что обусловлено спецификой режима электроснабжения системы освещения: использование в темное время суток и отключение в светлое. Как видно из графика, до момента изменения схемы учета электрической энергии 23.09.2020 г. суммарный объем потребляемой мощности как в темное, так и в светлое время суток существенно превышал совокупную мощность энергопринимающих устройств потребителя, приведенную в таблице на рисунке 8, в том числе с учетом потерь мощности в силовых трансформаторах.
«Являлись ли существовавшие схемы подключения приборов учета до 22.09.2020 и 23.09.2020 причиной завышенных объемов потребления энергоресурса истца?»
Из исследования по вопросу №1 видно, что до изменения схемы учета электрической энергии 22.09.2020 г. на вводах 2БРТП №190 и 23.09.2020 г. на 2БРТП №176 счетчиками в режиме холостого хода, когда нагрузка минимальна и обусловлена только потерями холостого хода в силовых трансформаторах, фиксировалась мощность, близкая к совокупной мощности всех присоединенных к соответствующей БРТП энергопринимающих устройств потребителя, а в режиме нагрузки в некоторых случаях даже превышала эту мощность. Из чего можно заключить, что существовавшие до 22.09.2020 г. и 23.09.2020 г. схемы подключения приборов учета являлись причиной завышенных объемов потребления истца.
Для подтверждения данного вывода выполним анализ почасовых объемов потребления по вводам Луч А и Луч Б 2БРТП №176 и 2БРТП №190. Сначала рассмотрим данные за сентябрь 2020 года, когда были изменены схемы учета электрической энергии (файл «Почасовые объемы потребления за СЕНТЯБРЬ 2020.xlsx» в материалах дела). Для удобства восприятия представим почасовые объемы потребления на графике
Как видно из рисунка, график электропотребления имеет ярко выраженную пилообразную форму, что обусловлено спецификой режима электроснабжения системы освещения: использование в темное время суток и отключение в светлое. Как видно из графика, до момента изменения схемы учета электрической энергии 23.09.2020 г. суммарный объем потребляемой мощности как в темное, так и в светлое время суток существенно превышал совокупную мощность энергопринимающих устройств потребителя, приведенную в таблице на рисунке 8, в том числе с учетом потерь мощности в силовых трансформаторах.
После изменения схемы подключения приборов учета (момент изменения схемы учета обозначен красной пунктирной линией на рисунке ) суммарная мощность по вводам Луч А и Луч Б в темное время суток соответствует совокупной мощности всех энергопринимающих устройств 2БРТП №176, а в светлое время суток составляет в среднем 37 кВт, что в целом соответствует прочей нагрузке (помимо освещения) 2БРТП №176 (см. рисунок 8), включая потери электроэнергии (мощности) в силовых трансформаторах и кабельных линиях.
Таким образом, график на рисунке подтверждает вывод по вопросу №1 о том, что до 23.09.2020 г. схемы подключения приборов учета на 2БРТП №176 были собраны неверно и являлись причиной завышенных показаний счетчиков на вводах Луч А и Луч Б.
Выполним аналогичный анализ для 2БРТП №190, для чего сначала рассмотрим данные за сентябрь 2020 года, когда были изменены схемы учета электрической энергии (файл «Почасовые объемы потребления за СЕНТЯБРЬ 2020.xlsx» в материалах дела). Для удобства восприятия представим почасовые объемы потребления на графике (рисунок ниже).
Таким образом, график на рисунке подтверждает вывод по вопросу №1 о том, что до 23.09.2020 г. схемы подключения приборов учета на 2БРТП №176 были собраны неверно и являлись причиной завышенных показаний счетчиков на вводах Луч А и Луч Б.
Выполним аналогичный анализ для 2БРТП №190, для чего сначала рассмотрим данные за сентябрь 2020 года, когда были изменены схемы учета электрической энергии (файл «Почасовые объемы потребления за СЕНТЯБРЬ 2020.xlsx» в материалах дела). Для удобства восприятия представим почасовые объемы потребления на графике (рисунок ниже).
Как видно из графика, до момента изменения схемы учета электрической энергии 22.09.2020 г. суммарный объем потребляемой мощности как в темное, так и в светлое время суток существенно превышал совокупную мощность энергопринимающих устройств потребителя, приведенную в таблице на рисунке 8, в том числе с учетом потерь мощности в силовых трансформаторах.
После изменения схемы подключения приборов учета (момент изменения схемы учета обозначен красной пунктирной линией на рисунке) суммарная мощность по вводам Луч А и Луч Б в темное время суток соответствует совокупной мощности всех энергопринимающих устройств 2БРТП №190, а в светлое время суток составляет в среднем 63 кВт, что в целом соответствует прочей нагрузке (помимо освещения) 2БРТП №190, включая потери электроэнергии (мощности) в силовых трансформаторах и кабельных линиях.
Таким образом, график на рисунке подтверждает вывод по вопросу №1 о том, что до 22.09.2020 г. схемы подключения приборов учета на 2БРТП №190 были собраны неверно и являлись причиной завышенных показаний счетчиков на вводах Луч А и Луч Б.
После изменения схемы подключения приборов учета (момент изменения схемы учета обозначен красной пунктирной линией на рисунке) суммарная мощность по вводам Луч А и Луч Б в темное время суток соответствует совокупной мощности всех энергопринимающих устройств 2БРТП №190, а в светлое время суток составляет в среднем 63 кВт, что в целом соответствует прочей нагрузке (помимо освещения) 2БРТП №190, включая потери электроэнергии (мощности) в силовых трансформаторах и кабельных линиях.
Таким образом, график на рисунке подтверждает вывод по вопросу №1 о том, что до 22.09.2020 г. схемы подключения приборов учета на 2БРТП №190 были собраны неверно и являлись причиной завышенных показаний счетчиков на вводах Луч А и Луч Б.
Вывод по вопросу №2.
Существовавшие схемы подключения приборов учета до 22.09.2020 и 23.09.2020 являлись причиной завышенных объемов потребления энергоресурса истца.
Существовавшие схемы подключения приборов учета до 22.09.2020 и 23.09.2020 являлись причиной завышенных объемов потребления энергоресурса истца.
Исследование по вопросу №3
«В зависимости от ответа, пояснить: возможно ли установить причину завышенных объемов потребления и определить разницу, по прошествии длительного периода времени, и того, что на сегодняшний день схемы подключения изменены?»
«В зависимости от ответа, пояснить: возможно ли установить причину завышенных объемов потребления и определить разницу, по прошествии длительного периода времени, и того, что на сегодняшний день схемы подключения изменены?»
Как следует из исследования по вопросам №1 и №2, причиной завышенных объемов потребления электрической энергии по приборам учета на вводах 2БРТП №176 до 23.09.2020 г. и 2БРТП №190 до 22.09.2020 г. являлись неправильные схемы учета электрической энергии.
В рамках исследования по данному вопросу восстановим схемы подключения приборов учета до указанных дат на основании анализа векторных диаграмм, при этом целесообразно выполнять сравнение векторных диаграмм при одинаковых параметрах нагрузки. Из актов 22.09.2020 г. и 23.09.2020 г. достоверно известно, что снятие векторных диаграмм до изменения схем учета производилось в режиме холостого хода (без нагрузки). После изменения схем учета измерения так же выполнялись в том числе в режиме холостого хода. Таким образом для установления схем учета до их изменения 22.09.2020 г. и 23.09.2020 г. целесообразно сопоставить векторные диаграммы для режимов холостого хода в актах №1819563 и №1819564 от 22.09.2020 г., №1819565 и №1819566 от 23.09.2020 г.
В качестве примера рассмотрим векторные диаграммы для ввода 2БРТП №190 Луч А (таблица 12). Из исследований по вопросам №1 и 2 следует, что схема, соответствующая паспортной, была смонтирована 22.09.2020 г. До изменения схема учета была собрана неверно. Как видно из последней строки таблицы 12, до изменения схемы учета электрической энергии вектор тока фазы «А» Ia соответствует развернутому на 180° току фазы «C» Ic при правильной схеме, а токи фаз Ib и Iс – соответственно развернутым на 180° токам фаз Ia и Ib.
Таблица– Сравнение векторных диаграмм в режиме холостого хода до и после изменения схемы учета по данным акта №1819564 от 22.09.2020 г.
В рамках исследования по данному вопросу восстановим схемы подключения приборов учета до указанных дат на основании анализа векторных диаграмм, при этом целесообразно выполнять сравнение векторных диаграмм при одинаковых параметрах нагрузки. Из актов 22.09.2020 г. и 23.09.2020 г. достоверно известно, что снятие векторных диаграмм до изменения схем учета производилось в режиме холостого хода (без нагрузки). После изменения схем учета измерения так же выполнялись в том числе в режиме холостого хода. Таким образом для установления схем учета до их изменения 22.09.2020 г. и 23.09.2020 г. целесообразно сопоставить векторные диаграммы для режимов холостого хода в актах №1819563 и №1819564 от 22.09.2020 г., №1819565 и №1819566 от 23.09.2020 г.
В качестве примера рассмотрим векторные диаграммы для ввода 2БРТП №190 Луч А (таблица 12). Из исследований по вопросам №1 и 2 следует, что схема, соответствующая паспортной, была смонтирована 22.09.2020 г. До изменения схема учета была собрана неверно. Как видно из последней строки таблицы 12, до изменения схемы учета электрической энергии вектор тока фазы «А» Ia соответствует развернутому на 180° току фазы «C» Ic при правильной схеме, а токи фаз Ib и Iс – соответственно развернутым на 180° токам фаз Ia и Ib.
Таблица– Сравнение векторных диаграмм в режиме холостого хода до и после изменения схемы учета по данным акта №1819564 от 22.09.2020 г.
Из данного анализа можно заключить, что при схеме учета, существовавшей до 22.09.2020 г., фазные проводники были перепутаны с нулевыми, а также было нарушено чередование фаз на клеммах. Схемы подключения счетчика до и после изменения 22.09.2020 г. приведены в таблице ниже.
Таблица – Схемы подключения токовых цепей счетчика СЕ304 №009154129562060 до и после 22.09.2020 г.
Таблица – Схемы подключения токовых цепей счетчика СЕ304 №009154129562060 до и после 22.09.2020 г.
Анализ векторных диаграмм в таблицах 2, 3 и 7 показывает, что во всех остальных случаях для вводов 2БРТП №176 Луч А и Луч Б и 2БРТП №190 Луч Б имеет место та же самая ошибка подключения.
Зная значения фазных напряжений, токов и углов сдвигов фаз при неправильной схеме подключения можно по формуле (2) определить значение активной мощности при неправильной схеме, а скорректировав углы с учетом таблицы, можно по той же формуле определить активную мощность при правильной схеме учета. Разница этих мощностей, умноженная на время, в течение которого она потреблялась, позволит определить разницу в объеме расхода электрической энергии. Для примера приведем расчет для данных из таблицы.
Для схемы до ее изменения измеренные параметры с учетом коэффициентов трансформации по току Kтт = 40 и напряжению Kтн = 100 составляют:
Iа = 0,376А∙40 = 15,04А;
Ib = 0,365А∙40 = 14,6А;
Ic = 0,374А∙40 = 14,96А;
Ua0 = 60В∙100 = 6000 В;
Ub0 = 60В∙100 = 6000 В;
Uc0 = 60В∙100 = 6000 В.
Углы φ в таблице указаны между фазными токами и линейным опорным напряжением Uab. Для расчета переведем данные значения в значения углов сдвигов между векторами фазных токов и соответствующих фазных напряжений:
φa = 1° L = -29°;
φb = 120° L = -28°;
φc = 120° С = -29°.
Зная значения фазных напряжений, токов и углов сдвигов фаз при неправильной схеме подключения можно по формуле (2) определить значение активной мощности при неправильной схеме, а скорректировав углы с учетом таблицы, можно по той же формуле определить активную мощность при правильной схеме учета. Разница этих мощностей, умноженная на время, в течение которого она потреблялась, позволит определить разницу в объеме расхода электрической энергии. Для примера приведем расчет для данных из таблицы.
Для схемы до ее изменения измеренные параметры с учетом коэффициентов трансформации по току Kтт = 40 и напряжению Kтн = 100 составляют:
Iа = 0,376А∙40 = 15,04А;
Ib = 0,365А∙40 = 14,6А;
Ic = 0,374А∙40 = 14,96А;
Ua0 = 60В∙100 = 6000 В;
Ub0 = 60В∙100 = 6000 В;
Uc0 = 60В∙100 = 6000 В.
Углы φ в таблице указаны между фазными токами и линейным опорным напряжением Uab. Для расчета переведем данные значения в значения углов сдвигов между векторами фазных токов и соответствующих фазных напряжений:
φa = 1° L = -29°;
φb = 120° L = -28°;
φc = 120° С = -29°.
Векторы токов при неправильной схеме включения из-за перепутанных фазных и нулевых проводов развернуты на 180°, а ввиду сдвинутого чередования фаз (Ic, Ia, Ib вместо Ia, Ib, Ic), векторы токов также сдвинуты на 120°. В итоге при неправильной схеме включения векторы фаз сдвинуты на 180 – 120 = 60° по часовой стрелке (в положительную сторону).
Таким образом, для определения правильных углов токов φ следует от углов, измеренных при неправильной схеме φ’, отнять 60°. То есть при правильном расположении векторов тока скорректированные углы φ будут опережать измеренные углы на 60° (см. таблицу 12, строка 4) и составят:
φa = φ’a - 180°+120° = -29 – 60 = -89°;
φb = φ’b - 180°+120° = -28 – 60 = -88°;
φc = φ’c - 180°+120° = -29 – 60 = -89°.
Таким образом, для определения правильных углов токов φ следует от углов, измеренных при неправильной схеме φ’, отнять 60°. То есть при правильном расположении векторов тока скорректированные углы φ будут опережать измеренные углы на 60° (см. таблицу 12, строка 4) и составят:
φa = φ’a - 180°+120° = -29 – 60 = -89°;
φb = φ’b - 180°+120° = -28 – 60 = -88°;
φc = φ’c - 180°+120° = -29 – 60 = -89°.
То есть разница составит 233 361 – 6 199 = 227 162 Вт.
При такой нагрузке в течение часа разница в объеме потребленной энергии составит 227,162 кВт∙ч.
Чем ниже нагрузка, тем сильнее влияние емкостного тока в кабельной линии, и тем выше будет расхождение показаний счетчика.
Для практического подтверждения выводов, полученных в рамках исследования по вопросам №1-3, в период с 13.06.2023 г. по 15.06.2023 г. с участием эксперта проведен эксперимент по определению влияния схем подключения прибора учета, приведенных в таблице, на фиксируемый счетчиком объем потребления (акт экспериментального исследования приведен в приложении 1).
Эксперимент проводился на вводе Луч А 2БРТП №190 и заключался в подключении параллельно имеющемуся на вводе счетчику коммерческого учета Энергомера CE304 S32-JAAQ2HY, зав. №106225749 счетчика технического учета зав. №00954129555012 идентичной модели по двум различным схемам учета в соответствии с таблицей. Подключение осуществлялось от тех же трансформаторов тока, к которым подключен прибор коммерческого учета, но от обмоток, предназначенных для питания устройств телемеханики, для чего цепи телемеханики были предварительно отсоединены . Провода вторичных цепей были промаркированы изоляционной лентой цветов, соответствующих общепринятому обозначению фаз (желтый – фаза «А», зеленый – фаза «B», красный – фаза «C», синий – нулевой проводник). Вид счетчика технического учета №00954129555012 приведен на рисунке, общий вид подключения счетчика технического учета приведен на рисунке.
В первый день эксперимента счетчик технического учета был подключен по проектной (паспортной) схеме .
После монтажа счетчика технического учета с помощью оптического порта, ноутбука и программного обеспечения Admin Tools v. 3.12.8 со счетчиков коммерческого и технического учета были получены измеряемые счетчиками электрические параметры и векторные диаграммы. Для счетчика технического учета также осуществлялось дублирование измерений с помощью прибора «Энерготестер ПКЭ-А», зав. №814 . Измерения проводились в светлое время суток при выключенной системе освещения трассы М-11, то есть в отсутствие основной нагрузки 2БРТП №190. Во время проведения эксперимента оба ввода 2БРТП №190 Луч А и Луч Б находились в работе. Скриншоты измерений из Admin Tools и фотографии измерений на дисплее Энерготестера ПКЭ-А приведены в приложении 2. После окончания измерений электрических параметров счетчик технического учета, испытательная коробка и дверца ячейки с подключенными вторичными цепями были опломбированы представителем ПАО «Россети Северо-Запад» номера пломб занесены в акт №НФ22 063412 от 13.06.2023 г. . Счетчики были оставлены на сутки для измерения электроэнергии и фиксации получасовых профилей мощности.
При такой нагрузке в течение часа разница в объеме потребленной энергии составит 227,162 кВт∙ч.
Чем ниже нагрузка, тем сильнее влияние емкостного тока в кабельной линии, и тем выше будет расхождение показаний счетчика.
Для практического подтверждения выводов, полученных в рамках исследования по вопросам №1-3, в период с 13.06.2023 г. по 15.06.2023 г. с участием эксперта проведен эксперимент по определению влияния схем подключения прибора учета, приведенных в таблице, на фиксируемый счетчиком объем потребления (акт экспериментального исследования приведен в приложении 1).
Эксперимент проводился на вводе Луч А 2БРТП №190 и заключался в подключении параллельно имеющемуся на вводе счетчику коммерческого учета Энергомера CE304 S32-JAAQ2HY, зав. №106225749 счетчика технического учета зав. №00954129555012 идентичной модели по двум различным схемам учета в соответствии с таблицей. Подключение осуществлялось от тех же трансформаторов тока, к которым подключен прибор коммерческого учета, но от обмоток, предназначенных для питания устройств телемеханики, для чего цепи телемеханики были предварительно отсоединены . Провода вторичных цепей были промаркированы изоляционной лентой цветов, соответствующих общепринятому обозначению фаз (желтый – фаза «А», зеленый – фаза «B», красный – фаза «C», синий – нулевой проводник). Вид счетчика технического учета №00954129555012 приведен на рисунке, общий вид подключения счетчика технического учета приведен на рисунке.
В первый день эксперимента счетчик технического учета был подключен по проектной (паспортной) схеме .
После монтажа счетчика технического учета с помощью оптического порта, ноутбука и программного обеспечения Admin Tools v. 3.12.8 со счетчиков коммерческого и технического учета были получены измеряемые счетчиками электрические параметры и векторные диаграммы. Для счетчика технического учета также осуществлялось дублирование измерений с помощью прибора «Энерготестер ПКЭ-А», зав. №814 . Измерения проводились в светлое время суток при выключенной системе освещения трассы М-11, то есть в отсутствие основной нагрузки 2БРТП №190. Во время проведения эксперимента оба ввода 2БРТП №190 Луч А и Луч Б находились в работе. Скриншоты измерений из Admin Tools и фотографии измерений на дисплее Энерготестера ПКЭ-А приведены в приложении 2. После окончания измерений электрических параметров счетчик технического учета, испытательная коробка и дверца ячейки с подключенными вторичными цепями были опломбированы представителем ПАО «Россети Северо-Запад» номера пломб занесены в акт №НФ22 063412 от 13.06.2023 г. . Счетчики были оставлены на сутки для измерения электроэнергии и фиксации получасовых профилей мощности.
Как видно из таблицы 14, измеренные счетчиками электрические параметры и векторные диаграммы практически полностью совпадают. Незначительные отличия обусловлены разным временем проведения измерений. Векторные диаграммы в таблице также совпадают с векторной диаграммой, снятой с помощью прибора Энерготестер ПКЭ-А (см. рисунок 29). Таким образом, можно заключить, что 13.06.2023 г. счетчики коммерческого и технического учета были подключены по одной и той же проектной (паспортной) схеме.
Во второй день эксперимента (14.06.2023) счетчик технического учета был подключен по схеме, реализованной до 22.09.2020 г., определенной экспертом в процессе документального и аналитического исследования (см. рисунок 31).
Предварительно с клеммной крышки счетчика и испытательной коробки были демонтированы установленные 13.06.2020 г. пломбы сетевой организации. За время первых суток эксперимента пломбы не были повреждены, что отмечено в акте №НФ22 063413 от 14.06.2023 г. (см. приложение 3).
Во второй день эксперимента (14.06.2023) счетчик технического учета был подключен по схеме, реализованной до 22.09.2020 г., определенной экспертом в процессе документального и аналитического исследования (см. рисунок 31).
Предварительно с клеммной крышки счетчика и испытательной коробки были демонтированы установленные 13.06.2020 г. пломбы сетевой организации. За время первых суток эксперимента пломбы не были повреждены, что отмечено в акте №НФ22 063413 от 14.06.2023 г. (см. приложение 3).
