Контроль качества электрической энергии

Когда электроэнергия портит оборудование

Показатели качества электрической энергии, поставляемой сетевыми организациями, нередко не соответствуют принятым нормам. Итог — некорректная работа и простои оборудования, ускоренный износ, а в условиях производственного процесса — ощутимые финансовые потери. Определение показателей качества — задача не из простых: нужны приборы нужного класса, недельный цикл измерений и специалисты, умеющие интерпретировать результаты.

Симптомы, с которыми к нам обращаются, обычно выглядят бытово: греются трансформаторы и кабельные линии без видимого роста нагрузки, ложно срабатывает защита, частотные преобразователи уходят в ошибку, выходят из строя блоки питания и контроллеры, в цехе заметно «моргает» освещение, а на счётчике реактивной мощности появляются цифры, которых там раньше не было. За каждым из этих симптомов стоит свой показатель качества, и разложить их можно только измерением.

Главная цель контроля — понять характер отклонений и их источник: внешняя сеть или собственное оборудование объекта. Протоколы замеров становятся аргументом в переписке с поставщиком и основой для технических решений: выбора фильтрокомпенсирующих устройств, перераспределения однофазных нагрузок по фазам, изменения точки подключения искажающего потребителя.

Что нормируется и по какому документу

Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения установлены ГОСТ 32144-2013. Стандарт разделяет изменения характеристик напряжения на две категории. Продолжительные изменения — длительные отклонения от номинальных значений, вызванные изменениями нагрузки или влиянием нелинейных, резкопеременных и несимметричных потребителей; именно для них установлены показатели и нормы качества. Случайные события — внезапные значительные изменения формы напряжения, вызванные непредсказуемыми причинами (повреждения оборудования, погодные условия); для них стандарт даёт справочные данные приложений А и Б.

Порядок организации самих измерений задаёт другой документ — ГОСТ 33073-2014 «Контроль и мониторинг качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения». Он введён в действие приказом Росстандарта от 8 декабря 2014 г. № 1948-ст с 1 января 2015 года, принят Межгосударственным советом по стандартизации (протокол от 5 декабря 2014 г. № 46), действует с поправкой, опубликованной в ИУС № 8, 2019 год. Разделение простое: ГОСТ 32144 отвечает на вопрос «какие значения считать нормой», ГОСТ 33073 — на вопрос «как и сколько мерить, чтобы результат чего-то стоил».

Что изменило Изменение № 1

К ГОСТ 32144-2013 принято Изменение № 1: приказ Росстандарта зарегистрирован 25 октября 2023 года под номером 1224-ст, на территории России изменение введено в действие с 1 ноября 2024 года. Формально оно текстовое, фактически затрагивает почти каждый пункт раздела норм:

• нормы теперь относятся к точкам поставки электрической энергии потребителям — прежняя формулировка «точка передачи электрической энергии пользователю электрической сети» заменена по всему тексту;
• прямо оговорено, что нормы не распространяются на отношения между субъектами электроэнергетики;
• методы измерений даны по ГОСТ IEC 61000-4-30 вместо ГОСТ 30804.4.30; ссылка на ГОСТ 30804.4.7-2013 в части гармоник сохранена;
• переформулирован критерий соответствия по частоте — введены допустимые и предельные допустимые значения с двойным условием проверки;
• в головках таблиц гармоник класс напряжения «0,38 кВ» заменён на «0,4 кВ» со сноской: 0,38 кВ применяется для сетей, спроектированных на этот класс по ГОСТ 29322, и для сетей с сочетанием номинальных напряжений 0,38 и 0,4 кВ;
• в нормы несимметрии добавлено примечание: требования по коэффициенту нулевой последовательности распространяются исключительно на четырёхпроводные сети 0,4 (0,38) кВ;
• в приложение А добавлен абзац о том, что для устойчивости электроприёмников и технологических процессов, чувствительных к случайным событиям, необходимо применять меры защиты от их воздействия.

Практический смысл для заказчика прост: протокол, оформленный по тексту 2013 года без изменения, устарел — и по терминологии, и по ссылкам на методы измерений. Мы работаем по действующей редакции.

Два стандарта разошлись между собой

Изменение № 1 переписало ГОСТ 32144-2013, но ГОСТ 33073-2014 остался в прежнем виде, и расхождение видно невооружённым глазом. Порядок контроля по-прежнему сформулирован через «точки передачи ЭЭ пользователям электрической сети» и требует измерений «по ГОСТ 30804.4.30, класс измерений А», тогда как нормы адресованы уже точкам поставки, а методы даны по ГОСТ IEC 61000-4-30. На класс средства измерений это не влияет — класс А требуют оба документа. Но обозначение метода в протоколе приходится разрешать явно, иначе оппонент получает формальный повод для возражения.

Мы делаем это так: методы измерений и класс прибора указываем по действующей редакции ГОСТ 32144-2013 (ГОСТ IEC 61000-4-30, класс А), организационную часть — точки, продолжительность, обработку маркированных данных — по ГОСТ 33073-2014 со ссылкой на конкретные пункты, а термин «точка поставки» используем единообразно по всему документу, оговаривая в протоколе, что он соответствует «точке передачи» в терминологии ГОСТ 33073-2014. Разночтение снимается на бумаге до того, как его найдёт вторая сторона.

Нормы по показателям

Ниже — ориентиры действующей редакции ГОСТ 32144-2013. Все показатели усредняются на 10-минутных интервалах, если для показателя не указано иное, и оцениваются за недельный цикл.

Критерий по частоте с 2024 года двойной, и это стоит проговорить отдельно: качество считается соответствующим, если все измеренные за неделю значения укладываются в предельные допустимые и при этом не менее 95 % — в допустимые. Одного условия недостаточно.

По медленным изменениям напряжения база отсчёта — стандартное номинальное напряжение по ГОСТ 29322. Для находящихся в эксплуатации систем стандарт закрывает вопрос прямым примечанием к п. 4.2.2: «В находящихся в эксплуатации системах с номинальным напряжением 220 В (между фазным и нейтральным проводниками для однофазных и четырехпроводных трехфазных систем) и 380 В (между фазными проводниками для трех- и четырехпроводных трехфазных систем), а также в системах с сочетанием номинальных напряжений 220/230 В и 380/400 В допустимые значения положительного и отрицательного отклонений напряжения определяют исходя из значений 220 и 380 В». То есть у объекта, где часть сети живёт на 230/400 В, отклонения всё равно считают от 220 и 380 В — это регулярный источник спора при приёмке протокола.

Согласованное напряжение — не то, о чём договорились «на объекте»

В сетях от 1 до 35 кВ вместо номинального значения может приниматься согласованное напряжение. Термин в стандарте узкий, и его часто трактуют шире, чем он есть. Пункт 3.1.10: «согласованное напряжение U_c: Напряжение, отличающееся от стандартного номинального напряжения электрической сети по ГОСТ 29322, согласованное сетевой организацией для конкретного потребителя в договоре на передачу электрической энергии или в официальной переписке в качестве напряжения в точке поставки и обеспечиваемое сетевой организацией». Примечание к пункту: «Применяется исключительно в точках поставки на номинальном напряжении 35 кВ и ниже».

Отсюда два практических вывода. Первый: источником согласованного напряжения является договор на передачу или официальная переписка с сетевой организацией — устная договорённость, запись в акте разграничения или упоминание в техусловиях сами по себе им не являются. Второй: выше 35 кВ понятия согласованного напряжения нет вовсе, и отклонения там считают только от номинального. Перед циклом измерений мы запрашиваем у заказчика документ, которым согласованное напряжение установлено, — если его нет, протокол строится от номинала, и это фиксируется в отчёте.

Гармоники

Нормы по гармоническим составляющим заданы таблицами стандарта и зависят от порядка гармоники и класса напряжения сети. Логика проверки четырёхступенчатая: значения коэффициентов отдельных гармоник не должны превышать величин таблиц 1–3 в течение 95 % времени и тех же величин, увеличенных в 1,5 раза, в течение 100 % времени; суммарные коэффициенты не должны превышать значений таблицы 4 в течение 95 % времени и таблицы 5 — в течение 100 %.

Суммарные коэффициенты гармонических составляющих напряжения (таблицы 4 и 5 стандарта):

* 0,38 кВ — для сетей, спроектированных на этот класс напряжения по ГОСТ 29322, и для сетей с сочетанием номинальных напряжений 0,38 и 0,4 кВ.

Измерения гармоник выполняются по ГОСТ 30804.4.7-2013, класс I, в интервалах времени по 10 периодов без промежутков, с последующим усреднением на 10-минутных интервалах; в качестве результатов применяются гармонические подгруппы по подразделу 3.2, а в качестве суммарных коэффициентов — суммарные коэффициенты гармонических подгрупп по подразделу 3.3.

Два показателя стандартом пока не нормированы: допустимые уровни интергармонических составляющих напряжения и напряжения сигналов, передаваемых по электрическим сетям, находятся на рассмотрении. Это важно знать заранее: если проблема объекта связана с интергармониками от частотных преобразователей, зафиксировать их прибором можно, а сослаться на превышение нормы — нет.

Быстрые изменения напряжения

Отдельный пункт стандарта, переписанный Изменением № 1, посвящён одиночным быстрым изменениям напряжения — резким переходам среднеквадратического значения от одного установившегося уровня к другому. Такие изменения вызываются резкими изменениями нагрузки в электроустановках потребителей либо плановыми переключениями в сети. Стандарт указывает пороги, за которыми возможны последствия: свыше 6 % в точках поставки в сетях низкого напряжения и свыше 5 % в точках поставки в сетях 6–220 кВ такие изменения могут вызвать нарушения в работе электрооборудования, в том числе микропроцессорных устройств. Формально это не норма, а предупреждение — но для объекта с чувствительной автоматикой именно этот пункт часто объясняет происходящее.

Почему замер «на час» ничего не доказывает

Из конструкции норм следует практическое требование к работе, и ГОСТ 33073-2014 формулирует его прямо: при контроле качества в целях проверки соответствия нормам ГОСТ 32144, в том числе при арбитражных и сертификационных испытаниях и при инспекционном контроле, проводят непрерывные измерения в течение не менее одной недели (семи суток). Тот же срок стандарт устанавливает для проверки договорных требований и для органов государственного контроля и надзора. Единственное послабление — при рассмотрении претензии к качеству продолжительность определяется соглашением сетевой организации и потребителя, но и там не может быть меньше одних суток.

Однократный выезд с прибором на пару часов не подтверждает ни соответствия, ни нарушения: он не покрывает нормируемый период, а показатели оцениваются по доле времени в недельном интервале. Такой «протокол» не примет ни сетевая организация, ни суд.

Второе требование — к приборам, и оно у контроля жёстче, чем у мониторинга. Пункт 5.3.1 ГОСТ 33073-2014 при контроле качества не оставляет выбора: средства измерений должны соответствовать классу измерений А по методам измерений показателей качества и классу I по измерениям гармоник, при интервалах усреднения, установленных ГОСТ 32144, и иметь свидетельство об утверждении типа и свидетельство о поверке. Дозы фликера измеряются фликерметром класса F1, также с утверждением типа и поверкой. Никаких «или» в этом пункте нет — послабления начинаются только в разделе о мониторинге, о чём ниже.

В сетях выше 1000 В применяются измерительные делители напряжения или трансформаторы напряжения с характеристиками не хуже требований ГОСТ 1983 для класса точности 0,5. Условие по нагрузке вторичных цепей стандарт формулирует полностью, и вторую его половину обычно теряют: мощность нагрузки вторичных цепей с учётом входных сопротивлений приборов «должна находиться согласно ГОСТ 1983 в допускаемых пределах от 25% до 100% по отношению к номинальной мощности нагрузки, установленной для класса точности данного ТН при коэффициенте мощности активно-индуктивной нагрузки 0,8». Диапазон 25–100 % без оговорки о cos φ = 0,8 — это уже не требование стандарта, а его пересказ: класс точности трансформатора нормируется именно при этом коэффициенте мощности, и при другом характере нагрузки вторичных цепей погрешность выходит за паспортную.

Это ровно та часть, на которой рассыпаются попытки решить вопрос своими силами: анализатор нужного класса есть далеко не у каждого предприятия, а измерения бытовым мультиметром юридического веса не имеют.

Третье требование — к чистоте самого цикла. Интервалы, в которые попали провалы, прерывания или перенапряжения, помечаются как маркированные данные и при оценке соответствия нормам не учитываются. Но их доля ограничена: число маркированных данных не должно превышать 5 % общего числа усреднённых на 10-минутных интервалах значений в каждые сутки цикла. Если порог превышен, цикл считается непредставительным и измерения повторяются. Мы этот показатель считаем и выносим в отчёт — иначе протокол уязвим при первой же проверке.

Где ставить прибор

Точку измерений выбирают не «где удобно подключиться». По ГОСТ 33073-2014 пунктами контроля служат те же точки, в которых ГОСТ 32144 устанавливает нормы, — точки поставки электрической энергии. Для отклонений напряжения в сети одного центра питания допускается контролировать показатели в двух пунктах: ближайшем к центру питания и наиболее удалённом от него, поскольку между ними укладывается весь диапазон отклонений по фидеру.

Для мониторинга стандарт даёт свои рекомендации по выбору пунктов под каждый показатель: коэффициент несимметрии по нулевой последовательности измеряют на вводно-распределительном устройстве 0,4 кВ жилого здания или на шинах 0,4 кВ трансформаторной подстанции с несимметричными трёхфазными либо смешанными трёх- и однофазными нагрузками; дозы фликера — в точках общего присоединения искажающих и неискажающих потребителей, на шинах 6–35 кВ подстанций и распределительных пунктов, на шинах ВРУ здания или силового шкафа сети 0,4 кВ. При арбитражных испытаниях по претензии пунктом контроля становится точка передачи энергии тому потребителю, который претензию заявил.

На практике этот выбор и определяет, будет ли отчёт отвечать на вопрос об источнике отклонений. Одна точка на вводе фиксирует факт, но не различает, пришло искажение из сети или родилось внутри объекта. Поэтому при задаче «найти источник» мы ставим приборы синхронно на вводе и на отходящих линиях к подозреваемым потребителям.

Провалы и прерывания — отдельная категория

Здесь важна деталь, которую редко объясняют заказчику. Провалы напряжения, перенапряжения, прерывания и импульсные напряжения отнесены стандартом к случайным событиям, и норм для них нет — приведены только справочные данные. Пороговые значения при этом заданы: началом провала считается снижение напряжения ниже 90 % опорного, началом перенапряжения — превышение 110 % опорного, порог прерывания — 5 % опорного напряжения. Прерывания делятся на длительные — продолжительностью более трёх минут — и кратковременные, продолжительностью до трёх минут включительно. Приложение А приводит справочный ориентир частоты событий: «В среднем за год в точке поставки возможно возникновение около 30 перенапряжений». Формулировка именно про средний год, а не про гарантированный лимит на конкретный объект: два десятка событий за неделю измерений сами по себе нарушением нормы не являются, но резко расходятся со справочным ориентиром — и это уже повод разбираться с причиной.

Отдельный абзац приложения А объясняет самый тяжёлый по последствиям сценарий в сетях до 1 кВ: «При обрыве нулевого проводника в трехфазных электрических сетях напряжением до 1 кВ, работающих с глухо заземленной нейтралью, возникают временные перенапряжения между фазой и землей. Уровень таких перенапряжений при значительной несимметрии фазных нагрузок может достигать значений линейного напряжения, а длительность — нескольких часов». Практически это означает 380 В на однофазных потребителях вместо 220 В на протяжении часов — сценарий, который выносит бытовую и офисную технику целыми этажами. И зависит он не только от самого обрыва, но и от перекоса фаз: чем сильнее несимметрия нагрузок, тем выше уровень перенапряжения. Поэтому в жилых и административных зданиях мы всегда снимаем коэффициент несимметрии по нулевой последовательности вместе с регистрацией событий — эти два результата читаются только вместе.

Практическое следствие для объекта с «морганием» и внезапными отключениями оборудования: доказывать проблему через формулу «не соответствует ГОСТ» не получится. Нужна другая логика — фиксация статистики событий, их длительности и остаточного напряжения, привязка к режимам сети и к работе конкретных потребителей. Такой отчёт мы и готовим. Он отвечает на вопрос, где источник — во внешней сети или в собственном оборудовании объекта, и что с этим делать: стандарт прямо указывает, что для устойчивости чувствительных электроприёмников и технологических процессов необходимо применять меры защиты от воздействия случайных событий.

Чего стандарт не делает

Об этом честнее сказать до начала работ. Действующая редакция ГОСТ 32144-2013 прямо оговаривает, что не устанавливает требований к порядку определения причин пониженного качества электрической энергии. Кроме того, её нормы не распространяются на отношения между субъектами электроэнергетики — они адресованы точкам поставки энергии потребителям.

Это значит, что автоматического перехода от протокола к выводу «виновата сетевая организация» стандарт не даёт. Заключение об источнике отклонений — результат инженерного анализа: синхронных измерений в нескольких точках, сопоставления с графиками нагрузки объекта, разбора характера искажений и режимов сети. Мы такое заключение даём и обосновываем, но подаём его именно как результат анализа, а не как норму стандарта. Разница существенна: подмена одного другим — самая частая причина, по которой протокол не выдерживает возражений противоположной стороны.

Ещё одно разграничение касается статуса работ. Сертификационные испытания электрической энергии и испытания при инспекционном контроле за сертифицированной энергией ГОСТ 33073-2014 относит к аккредитованным в установленном порядке испытательным лабораториям. Наши замеры — это контроль и мониторинг качества в интересах заказчика: диагностика, доказательная база в переписке с сетевой организацией, основа для технических решений. Если задача именно в сертификации, к работе привлекается аккредитованная лаборатория, и мы оговариваем это заранее.

Периодичность: контроль и мониторинг

ГОСТ 33073-2014 различает две процедуры. Контроль качества — проверка соответствия значений показателей установленным требованиям, с полным недельным циклом. Мониторинг — одиночные, периодические и непрерывные обследования и наблюдения за показателями в установленных интервалах времени, проводимые для оценки существующего уровня качества, анализа, прогноза и принятия мер. Периодический мониторинг проводят, если не организован непрерывный.

Рекомендуемая периодичность измерений по стандарту:

Продолжительность при периодическом мониторинге — не менее двух суток; при автоматическом регулировании напряжения или наличии постоянного оперативного персонала допускается сократить до одних суток. Два дня стандарт отводит также на измерения при рассмотрении претензий, когда разбирается влияние искажающего потребителя, и при допуске в эксплуатацию электроприёмников искажающих потребителей. Общая продолжительность должна быть кратна 24 часам: при длительности от одних до шести суток соответствие оценивается для каждых календарных суток отдельно, при семи сутках (168 часах) — за неделю целиком.

Различие не только в сроках, но и в приборах, и здесь тот случай, когда послабление легко принять за общее правило. Пункт 6.4 ГОСТ 33073-2014: «При проведении мониторинга КЭ допускается применять СИ, соответствующие требованиям ГОСТ 30804.4.30, класс измерений А или S и ГОСТ 30804.4.7, класс I или II соответственно… Измерения кратковременных и длительных доз фликера проводят с использованием фликерметра типа F1 или F3 соответственно». Классы S, II и F3 разрешены только для мониторинга: при контроле, то есть при доказывании соответствия нормам, действует безальтернативное требование п. 5.3.1 — класс А, класс I, фликерметр F1. Прибор класса S в арбитражном или сертификационном протоколе — прямое основание оспорить результат, поэтому и при мониторинге мы работаем приборами класса А: разницы в цене работ это не создаёт, а результат остаётся пригодным для любой задачи, включая спор.

Помимо календарной периодичности есть событийные поводы: изменение величины и характера нагрузок, изменение схемы или свойств сети, подключение нового мощного потребителя, жалобы на работу оборудования. Если у объекта выраженная сезонность нагрузок, замеры стоит разнести на зимний и летний режимы — картина в них различается заметно, и рекомендации самого стандарта построены именно на парах сезонов.

Жилые дома: качество как коммунальная услуга

Для многоквартирного дома вопрос переводится в плоскость коммунальной услуги. Правила предоставления коммунальных услуг, утверждённые постановлением Правительства РФ № 354, задают требование к качеству электроснабжения пунктом 10 приложения № 1: «Постоянное соответствие напряжения и частоты электрического тока требованиям законодательства Российской Федерации о техническом регулировании (ГОСТ 32144-2014)», причём «отклонение напряжения и (или) частоты электрического тока от требований законодательства Российской Федерации о техническом регулировании не допускается».

Санкция там же и посчитана точно: «за каждый час снабжения электрической энергией, не соответствующей требованиям законодательства Российской Федерации о техническом регулировании, суммарно в течение расчетного периода… размер платы за коммунальную услугу за такой расчетный период снижается на 0,15 процента размера платы, определенного за такой расчетный период в соответствии с приложением N 2 к Правилам, с учетом положений раздела IX Правил». Раздел IX — это пункт 98, общее правило об уменьшении платы вплоть до полного освобождения потребителя от оплаты услуги.

Две детали, о которых стоит знать заранее. Первая: приложение № 1 ссылается на «ГОСТ 32144-2014» — стандарта с таким годом не существует, действует ГОСТ 32144-2013 (в редакции Изменения № 1). Опечатка в тексте Правил живёт годами и иногда всплывает в переписке как аргумент; содержательно она ничего не меняет — иного стандарта на нормы качества электроэнергии в системах общего назначения просто нет.

Протокол — доказательство внутри процедуры, а не её замена

Вторая деталь важнее и обычно становится неприятным открытием. Перерасчёт по Правилам запускает не протокол измерений, а акт проверки, и порядок его получения расписан в разделе X Правил:

• п. 105 — при обнаружении нарушения качества потребитель уведомляет аварийно-диспетчерскую службу исполнителя; п. 106 — сообщение можно сделать письменно или устно, в том числе по телефону, и оно подлежит обязательной регистрации АДС, а потребителю сообщают номер и время регистрации;
• п. 108 — если причины нарушения сотруднику АДС неизвестны, он обязан согласовать с потребителем дату и время проведения проверки;
• п. 109 — «По окончании проверки составляется акт проверки»; при установленном факте нарушения в акте указываются дата и время проверки, выявленные нарушения параметров качества, «использованные в ходе проверки методы (инструменты) выявления таких нарушений», выводы о дате и времени начала нарушения качества;
• п. 110 — если между участниками возник спор о факте нарушения или о величине отступления от параметров приложения № 1, любой заинтересованный участник проверки вправе инициировать экспертизу качества коммунальной услуги;
• п. 111 — определяет дату и время, начиная с которых услуга считается предоставленной с нарушениями качества; именно от них считаются часы для 0,15 %.

Отсюда роль наших замеров. Протокол измерений — это тот самый «использованный в ходе проверки метод (инструмент) выявления нарушений» из пункта 109 и материал экспертизы по пункту 110. Он не заменяет ни обращения в АДС, ни акта проверки: без зарегистрированного сообщения и акта перерасчёта не будет даже при безупречном протоколе, а без протокола акт останется без измеренных параметров и рассыплется в споре. Поэтому управляющим организациям и советам домов мы сразу выстраиваем последовательность: обращение в АДС с регистрацией → согласование даты проверки → цикл измерений на период проверки → протокол в состав акта. Тот же протокол работает и как основание для экспертизы по пункту 110, если исполнитель факт нарушения оспорит.

Для жилых домов стоит помнить и про примечание Изменения № 1: нормы по коэффициенту несимметрии напряжений по нулевой последовательности распространяются исключительно на четырёхпроводные сети 0,4 (0,38) кВ. Именно такие сети и питают жилую застройку, где перекос фаз от неравномерно распределённых однофазных нагрузок — типовая причина жалоб.

Управляющим организациям, ТСЖ и ЖСК мы делаем такие замеры вместе с тепловизионным обследованием, когда вопросы к качеству коммунальных услуг у жителей возникают сразу по нескольким ресурсам: тепловизор при этом заодно показывает греющиеся контакты в этажных щитах — частое последствие того самого перекоса.

Как мы работаем

Замеры проводят штатные специалисты с собственным парком измерительного оборудования — в разовом порядке или по регулярному графику, согласованному с заказчиком. Работа начинается с разбора схемы электроснабжения и согласования точек контроля: от этого выбора зависит, сможет ли отчёт различить внешний и внутренний источник отклонений. Дальше — установка приборов, недельный цикл, снятие данных и анализ.

По результатам вы получаете исчерпывающую картину качества электроэнергии на объекте: протоколы с указанием точек и периода измерений, копии свидетельств о поверке применённых приборов, графики показателей за цикл, реестр зарегистрированных случайных событий и заключение с рекомендациями. Контроль качества электроэнергии логично совмещать с энергетическим обследованием — часть исходных данных для обоих видов работ общая. Для сетевых организаций смежная практика компании — тарифные дела на передачу электроэнергии, где нормативы потерь и качество энергии идут рука об руку.