Глава 2.3 «Кабельные линии напряжением до 220 кВ» Правил устройства электроустановок (6-ое издание, утв. Минэнерго СССР 18.08.1975) прокладку кабелей на тросе не предусматривает.

В соответствии с п. 2.3.27 ПУЭ «На территориях промышленных предприятий кабельные линии должны прокладываться в земле (в траншеях), туннелях, блоках, каналах, по эстакадам, в галереях и по стенам зданий».

Таким образом, прокладка кабелей напряжением выше 1 кВ на тросовом подвесе правилами не предусмотрена, на территориях промышленных предприятий кабельные линии должны прокладываться в земле или в кабельных сооружениях — кабельных туннелях, блоках, каналах, по эстакадам, в галереях и по стенам зданий.

Новые ПТЭЭПЭЭ содержат Приложение № 2 «Требования к проведению профилактических испытаний и измерений на электродных котлах потребителей».

Новые ПТЭЭПЭЭ содержат п. 24: «При организации и осуществлении эксплуатации электрооборудования и электроустановок общего назначения потребителей (силовые трансформаторы и масляные шунтирующие реакторы, распределительные устройства, воздушные ЛЭП, кабельные линии, электродвигатели, релейная защита и автоматика, телемеханика и вторичные цепи, заземляющие устройства, защита от перенапряжений, конденсаторные установки, аккумуляторные установки, электрическое освещение) потребители должны выполнять требования в объеме, предусмотренном для указанных видов оборудования и устройств в Правилах технической эксплуатации электрических станций и сетей».

До 06.03.2023 действуют Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации (утв. приказом Минэнерго РФ от 19.06.2003 № 229, зарег. в Минюсте РФ 20.06.2003, рег. № 4799). С 06.03.2023 вступают в силу новые Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации (утв. Приказом Минэнерго РФ от 04.10.2022 № 1070, зарег. в Минюсте РФ 06.12.2022, рег. № 71384, ПТЭСС).

В отношении электрооборудования и электроустановок, эксплуатируемых согласно требованиям Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей, для организации и проведения профилактических измерений и испытаний применяются положения РД 34.45-51.300-97 «Объемы и нормы испытаний электрооборудования» (6-е издание, утв. РАО «ЕЭС России» 08.05.1997) или СТО 34.01-23.1-001-2017 «Объемы и нормы испытаний электрооборудования» (утв. распоряжением ПАО «Россети» от 29.05.2017 № 280р).

Одновременно, при испытаниях электроустановок напряжением до 1000 В Потребителю следует руководствоваться требованиями ГОСТ Р 50571.16-2019 (МЭК 60364-6-2016) «Электроустановки низковольтные. Часть 6. Испытания» (утв. приказом Росстандарта от 09.04.2019 № 127-ст).

В соответствии с п. 6.5.2.1 ГОСТ Р 50571.16-2019 «Периодичность периодических испытаний следует определять с учетом типа установки (и оборудования), ее применения и эксплуатации, частоты и качества обслуживания и внешних воздействий, которым она может подвергаться.

Максимальный интервал между испытаниями может быть установлен узаконенными или национальными правилами.

Интервал может составлять несколько лет (например, четыре года), за исключением случаев, когда может существовать повышенный риск и могут быть необходимы более короткие периоды:

— рабочие места или помещения, в которых существует повышенная опасность поражения электрическим током, пожара, взрыва вследствие деградации;

— рабочие места или помещения, в которых имеется одновременно высокое и низкое напряжение;

— коммунальные услуги;

— строительные площадки;

— установки безопасности (например, аварийное освещение).

Жилым помещениям соответствуют более длительные (например, 10 лет) периоды. Когда жилое помещение подвергается изменениям, испытания электроустановки являются обязательными.

Необходимо учитывать протоколы и рекомендации периодических испытаний, проведенных ранее».

Таким образом:

— периодичность профилактических испытаний и измерений электродных котлов Потребителей устанавливается согласно Приложению № 2 ПТЭЭПЭЭ;

— периодичность профилактических испытаний и измерений электрооборудования и электроустановок общего назначения Потребителей устанавливается согласно РД 34.45-51.300-97 или СТО 34.01-23.1-001-2017;

— периодичность видов профилактических испытаний и измерений электроустановок Потребителей напряжением до 1000 В, указанных в ГОСТ Р 50571.16-2019, устанавливается (если периодичность впрямую не указана в соответствующих правилах или национальных стандартах или технической документации заводов — изготовителей оборудования и продукции) техническим руководителем Потребителя с учетом условий и опыта эксплуатации, технического состояния и срока службы сетей и электрооборудования (например, в жилых помещениях не реже 1 раза в 10 лет, в административных и производственных помещениях с нормальными условиями среды один раз в 4 года, в помещениях с повышенной опасностью один раз в 2 года, в наружных установках, помещениях особо опасных, пожароопасных, взрывоопасных один раз в 1 год).

Принятая периодичность испытаний фиксируется в соответствующей Инструкции, или Регламенте, или Положении, или Стандарте организации, утверждаемых Потребителем в установленном порядке.

Новые и реконструированные электроустановки подвергаются испытаниям согласно требованиям Главы 1.8 Правил устройства электроустановок (утв. приказом Минэнерго РФ от 09.04.2003 № 150), после вступления в силу — требованиям ГОСТ Р «Электроустановки объектов электроэнергетики. Приемо-сдаточные испытания. Нормы и требования» (проект Шифр 1.15.016-1.018.18), требованиям действующего ГОСТ Р 50571.16-2019.

Образец формы отчета о проведенных испытаниях приведен в Приложении Е ГОСТ Р 50571.16-2019.

В соответствии с п. А.1 Приложения А ГОСТ Р 58882-2020 «Паспорт ЗУ должен содержать:

— исполнительную схему ЗУ, выполненную в масштабе с указанием магистралей искусственного заземлителя, заземляемого оборудования, мест присоединения заземляющих проводников к ЗУ (на исполнительной схеме должны быть показаны все подземные и наземные связи ЗУ);

— дату ввода ЗУ в эксплуатацию (дату реконструкции или ремонта ЗУ);

— основные параметры заземлителя (материал, профиль, сечение проводников);

— данные по сопротивлению ЗУ;

— удельное сопротивление грунта;

— данные по напряжению прикосновения;

— данные по сопротивлению связи оборудования с ЗУ;

— степень коррозии искусственных заземлителей;

— сведения по электромагнитной совместимости;

— ведомость дефектов, обнаруженных в ходе текущих проверок;

— сведения по устранению замечаний и дефектов ЗУ;

— заключение о пригодности ЗУ к эксплуатации».

Согласно п. 7.11 ГОСТ Р 58882-2020 «В комплект поставки вместе с ЗУ в общем случае должны входить:

— паспорт ЗУ;

— протоколы измерений и расчетов;

— исполнительная схема ЗУ».

Таким образом паспорт ЗУ может быть оформлен по окончании монтажа заземляющего устройства в целом (при наличии исполнительной схемы ЗУ в целом), после проведения всех измерений и заключения о пригодности ЗУ к эксплуатации.

ГОСТ Р 58882-2020 не предусматривает оформление «паспорта» на отдельную полосу заземления или электрод.

Требования к показателям качества электрической энергии определены ГОСТ 32144-2013 «Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения» (принят Межгосударственным советом по стандартизации, метрологии и сертификации, Протокол от 25.03.2013 № 55-П).

Требования к методам измерений показателей качества электрической энергии определены ГОСТ 30804.4.30-2013 (IEC 61000-4-30:2008) «Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Методы измерений показателей качества электрической энергии» (принят Межгосударственным советом по стандартизации, метрологии и сертификации, Протокол от 25.03.2013 № 55-П).

Требования к средствам измерений показателей качества электрической энергии определены ГОСТ Р 8.655-2009 «Средства измерений показателей качества электрической энергии. Общие технические требования (с Изменением № 1)» (утв. приказом Ростехрегулирования от 29.08.2009 № 307-ст).

Организация и проведение контроля качества электрической энергии в целях определения её соответствия нормам, условиям договоров на поставку или передачу электроэнергии, при осуществлении сертификационных и арбитражных испытаний, рассмотрении претензий, инспекционного контроля, государственного надзора и мониторинга должны соответствовать требованиям ГОСТ 33073-2014 «Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Контроль и мониторинг качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения» (принят Межгосударственным советом по стандартизации, метрологии и сертификации, Протокол от 05.12.2014 № 46).

Нормативные значения показателей качества электрической энергии, установленные ГОСТ 32144-2013, являются обязательными и не могут быть изменены.

Средства измерений показателей качества электрической энергии должны отвечать указанным выше ГОСТ.

Анализ результатов мониторинга качества электрической энергии проводится согласно принятой в организации методики (стандарта организации).

Возможно использование положений:

— РД 153-34.0-15.501-00 «Методические указания по контролю и анализу качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения. Часть 1. Контроль качества электрической энергии» (утв. Госэнергонадзором Минэнерго РФ 27.12.2000);

— РД 153-34.0-15.502-2002 «Методические указания по контролю и анализу качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения. Часть 2. Анализ качества электрической энергии» (утв. Госэнергонадзором Минэнерго РФ 15.07.2002).

В соответствии с п. 7.6 СП 423.1325800.2018 «Соединители, вилки и розетки не разрешается применять во взрывоопасных зонах 0, 20а, 20б, 20в. Применение их в зонах 21а, 21б, 21в, 22а, 22б, 22в должно осуществляться с учетом требований ГОСТ IЕС 61241-0.

Примечание — Соединители, применяемые для взрывозащиты «искробезопасная цепь „i“, не допускается классифицировать как соединители».

Согласно п. 7.7 СП 423.1325800.2018 «Во взрывоопасных зонах классов 2б, 22а, 22б, 22в разрешается применять соединители в оболочке со степенью защиты ГР5Х при условии, что разъединение у них происходит внутри закрытых розеток. Применение соединителей разрешается только для подключения работающих не постоянно электроприемников (например, переносных светильников). Количество соединителей должно быть ограничено, и они должны быть установлены в местах с наименьшей вероятностью образования взрывоопасных смесей».

Далее в п. 24 Правил указаны два возможных варианта создания технической возможности подключения:

1. Заключение договора о подключении с платой, установленной в индивидуальном порядке, без внесения изменений в инвестиционную программу исполнителя и с последующим внесением соответствующих изменений в схему теплоснабжения в установленном порядке;
2. Заключение договора о подключении будет осуществлено после внесения необходимых изменений в схему теплоснабжения и (или) инвестиционную программу исполнителя и (или) смежной организации.

В случае, когда заявителем выбран второй вариант, заявитель в ответном письме подтверждает исполнителю свое согласие на осуществление подключения после выполнения исполнителем мероприятий, указанных в п. 28 Правил.

Указанное письмо является основанием для запроса на корректировку инвестиционной программы теплоснабжающей организации и основанием для внесения необходимых изменений в схему теплоснабжения при очередной ее актуализации. Дальнейшие действия содержатся в п.п. 28-33 Правил.

В случае, когда заявителем выбран первый вариант, а отсутствие технической возможности связано с недостаточной величиной резерва пропускной способности тепловых сетей и мощности источников тепловой энергии смежных организаций, исполнитель обязан обратиться в указанные единой теплоснабжающей организацией смежные организации для заключения договора в соответствии с п. 27 Правил, а также заключить с единой теплоснабжающей организацией соглашение о взаимодействии при подключении объектов заявителя и предоставлять в единую теплоснабжающую организацию сведения о сроке и размере подключаемой тепловой нагрузки, а также копию акта о подключении после исполнения договора о подключении в порядке и в сроки, которые предусмотрены единой теплоснабжающей организацией.

Обоснование ответ:

Согласно п. 1.2.20 ПУЭ Глава 1.2 электроприемники второй категории в нормальных режимах должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания.

Для электроприемников второй категории при нарушении электроснабжения от одного из источников питания допустимы перерывы электроснабжения на время, необходимое для включения резервного питания действиями дежурного персонала или выездной оперативной бригады.

Независимый источник питания – источник питания, на котором сохраняется напряжение в послеаварийном режиме в регламентированных пределах при исчезновении его на другом или других источниках питания (п. 1.2.10 ПУЭ).

Обоснование ответа:

В соответствии с пунктом 5 статьи 37 Федерального закона от 26.03.2003 N 35-ФЗ «Об электроэнергетике» (в редакции Федерального закона от 27.12.2018 N 522-ФЗ) гарантирующие поставщики в ходе обеспечения коммерческого учета электрической энергии (мощности) на розничных рынках и для оказания коммунальных услуг по электроснабжению обязаны осуществлять приобретение, установку, замену, допуск в эксплуатацию приборов учета электрической энергии и (или) иного оборудования, а также нематериальных активов, которые необходимы для обеспечения коммерческого учета электрической энергии (мощности), в отношении многоквартирного дома и помещений в многоквартирных домах, электроснабжение которых осуществляется с использованием общего имущества, при отсутствии, выходе из строя, истечении срока эксплуатации или истечении интервала между поверками приборов учета электрической энергии и (или) иного оборудования, которые используются для коммерческого учета электрической энергии (мощности), в том числе не принадлежащих гарантирующему поставщику, а также последующую их эксплуатацию.

Таким образом, ответственность за приобретение, установку и замену приборов учета электрической энергии перенесена с потребителей на энергетиков: в отношении многоквартирных домов — на гарантирующих поставщиков.

При этом изложенная норма обязывает гарантирующего поставщика осуществлять замену такого прибора, в том числе при истечении интервала между поверками (с истекшим межповерочным интервалом).

В то же время на основании абзаца второго пункта 80(1) Правил предоставления коммунальных услуг собственникам и пользователям помещений в многоквартирных домах и жилых домов, утв. Постановлением Правительства РФ от 06.05.2011 N 354, гарантирующие поставщики в целях организации учета электрической энергии после истечения интервала между поверками приборов учета электрической энергии, в том числе не принадлежащих гарантирующему поставщику, вправе в порядке, установленном законодательством Российской Федерации об обеспечении единства измерений, осуществлять их поверку в течение срока их эксплуатации, установленного заводом-изготовителем, вместо их замены.

С одной стороны, в соответствии с подпунктом «д» пункта 81(12) Правил N 354 в случае истечения межповерочного интервала поверки приборов учета прибор учета считается вышедшим из строя. Это связано с тем, что по истечении межповерочного интервала точность показаний гарантироваться не может.

С другой стороны, он считается вышедшим из строя с учетом особенностей, предусмотренных пунктом 80(1) Правил N 354, а названная норма, в свою очередь, разрешает при условии, что срок эксплуатации прибора не вышел, в качестве альтернативы замены прибора провести его поверку (как средства измерения, в соответствии с требованиями, установленными Федеральным законом от 26.06.2008 N 102-ФЗ «Об обеспечении единства измерений»). Если по результатам такой поверки окажется, что прибор учета все равно нужно менять (метрологическим требованиям не соответствует), это должен сделать гарантирующий поставщик.

Обязанности по организации проведения такой поверки и сопутствующие расходы несут гарантирующие поставщики (абзац второй пункта 80(1) Правил N 354).

Обоснование ответа:

Действительно, в Перечне областей аттестации в области промышленной безопасности, по вопросам безопасности гидротехнических сооружений, безопасности в сфере электроэнергетики, утв. Приказом Ростехнадзора от 04.09.2020 N 334, нет области аттестации при эксплуатации тепловых энергоустановок.

Что касается области аттестации «эксплуатация тепловых электрических станций» (Г.2.1), она относится к аттестации в области безопасности в сфере электроэнергетики, а не в сфере теплоснабжения (статья 28.1 Федерального закона от 26.03.2003 N 35-ФЗ «Об электроэнергетике»).

Федеральный закон от 27.07.2010 N 190-ФЗ «О теплоснабжении» не предусматривает аттестацию работников, осуществляющих профессиональную деятельность в сфере теплоснабжения, что также отметило Правовое управление Ростехнадзора в ответе на частное обращение об аттестации работников организаций, ответственных за тепловые энергоустановки и сети теплоснабжения (ранее это была область аттестации Г.2.1).

Правовое управление Ростехнадзора также разъяснило, что вступившим в действие Приказом Ростехнадзора N 334 аттестация руководителей и специалистов организаций по тестовому заданию «Эксплуатация тепловых энергоустановок и тепловых сетей» не предусмотрена.

При этом исключение указанной области аттестации не отменяет обязательной проверки знаний в соответствии с Правилами технической эксплуатации тепловых энергоустановок, утв. Приказом Минэнерго России от 24.03.2003 N 115.

Кроме того, персонал тепловых сетей при условии эксплуатации оборудования, работающего под давлением, дополнительно подлежит аттестации в области промышленной безопасности — требованиям промышленной безопасности к оборудованию, работающему под давлением (Б.8).

При этом учитывается, что в случае отсутствия наличия свободной мощности при наличии утверждённой инвестиционной программы теплоснабжения по развитию системы теплоснабжения, позволяющих обеспечить техническую возможность подключения к системе, отказ заключения договора не допускается (ч. 4 ст. 14 ФЗ № 190 «О теплоснабжении»).

В ч. 5-7 ст. 14 ФЗ № 190 «О теплоснабжении» содержатся действия теплоснабжающей или теплосетевой организаций по изменению ситуации, связанной с отсутствием технической возможности.

В случае, когда объект находится вне радиуса эффективного теплоснабжения, то это попадает под отсутствие технической возможности подключения (четвертый абзац п. 3 Правил, утв. ПП РФ от 30.11.2021 № 2115 (далее — Правила)).

Нахождение объекта вне радиуса эффективного теплоснабжение является основанием для отказа в выдаче информации о возможности подключения (п. 14 Правил).

То есть отказ обоснован только в случае выдачи информации о возможности подключения.

Если заявитель обратился в теплоснабжающую или теплосетевую организацию с запросом о выдаче технических условий подключения, и при этом техническая возможность отсутствует, теплоснабжающая организация, теплосетевая организация направляют заявителю письмо с указанием возможным вариантов создания технической возможности подключения (п. 20 Правил).

Возможные варианты указаны в п. 24 Правил:

— заключение договора о подключении с платой, установленной в индивидуальном порядке, без внесения изменений в инвестиционную программу исполнителя и с последующим внесением соответствующих изменений в схему теплоснабжения в установленном порядке;

— заключение договора о подключении будет осуществлено после внесения необходимых изменений в схему теплоснабжения и (или) инвестиционную программу исполнителя и (или) смежной организации.

Указанное в вопросе «замечание», на наш взгляд, носит формальный характер и не фиксирует нарушений, снижающих защищенность персонала от электротравм.

Подходя к требованиям п. 1.7.120 ПУЭ формально, целесообразно описанную в вопросе единую ГЗШ выполнить разрезной, соединяя разные ГЗШ такими же шинами или проводниками, проводимостью не менее половины проводимости РЕ (PEN)-проводника питающей линии, которая имеет наибольшее сечение. Такое решение также может упростить ведение ряда ремонтных работ по отдельным ГРЩ.

Согласно п.17.4 ПОТЭЭ «При подготовке рабочего места в электроустановках напряжением выше 1000 В для предотвращения ошибочного или самопроизвольного включения коммутационных аппаратов, которыми подается напряжение к месту работы, должны быть приняты следующие меры: ... Меры по предотвращению ошибочного включения коммутационных аппаратов КРУ с выкатными тележками должны быть приняты в соответствии с требованиями, предусмотренными пунктами 29.1, 29.2 Правил».

В соответствии с п.29.1 ПОТЭЭ «При работе на оборудовании тележки или в отсеке шкафа КРУ тележку с оборудованием необходимо выкатить в ремонтное положение; шторку отсека, в котором токоведущие части остались под напряжением, запереть на замок и вывесить плакат безопасности «Стой! Напряжение»; на тележке или в отсеке, где предстоит работать, вывесить плакат «Работать здесь».

Согласно п.29.2 ПОТЭЭ «При работах вне КРУ на подключенном к нему оборудовании или на отходящих ВЛ и КЛ тележку с выключателем необходимо выкатить в ремонтное положение из шкафа; шторку или дверцы запереть на замок и на них вывесить плакаты „Не включать! Работают люди“ или „Не включать! Работа на линии“.

При этом разрешается:

при наличии блокировки между заземляющими ножами и тележкой с выключателем устанавливать тележку в контрольное положение после включения этих ножей;

при отсутствии такой блокировки или заземляющих ножей в шкафах КРУ устанавливать тележку в промежуточное положение между контрольным и ремонтным положением при условии запирания ее на замок. Устанавливать тележку в промежуточное положение разрешается независимо от наличия заземления на присоединении.

При установке заземлений в шкафу КРУ в случае работы на отходящих ВЛ необходимо учитывать требования, предусмотренные пунктом 22.1 Правил».

В соответствии с п.21.2 ПОТЭЭ «Заземленные токоведущие части должны быть отделены от токоведущих частей, находящихся под напряжением, видимым разрывом. Разрешается отсутствие видимого разрыва в случаях, указанных в пункте 17.2 Правил.

Установленные заземления могут быть отделены от токоведущих частей, на которых непосредственно ведется работа, отключенными выключателями, разъединителями, отделителями или выключателями нагрузки, снятыми предохранителями, демонтированными шинами или проводами, выкатными элементами комплектных устройств.

Непосредственно на рабочем месте заземление на токоведущие части дополнительно должно быть установлено в тех случаях, когда эти части могут оказаться под наведенным напряжением (потенциалом)».

Форма Наряда-допуска (приложение 7) ПОТЭЭ, утвержденных приказом Минтруда России от 15.12.2020 года, отличается от формы Наряда-допуска (приложение 7) ранее действовавших ПОТЭЭ, утвержденных приказом Минтруда России от 24.07.2013 года. Таблица раздела «Мероприятия по подготовке рабочих мест к выполнению работ» содержит новый столбец «Что должно быть изолировано (ограждено)».

Дополнение указанной таблицы столбцом «Что должно быть изолировано (ограждено)» продиктовано требованиями п.16.3 ПОТЭЭ «... На токоведущие части до 35 кВ, находящиеся под напряжением, расположенные вблизи рабочего места и находящиеся в пределах досягаемости работника, к которым возможно случайное прикосновение и отключение которых невозможно, необходимо также установить изолирующие покрытия (накладки) или установить ограждение, препятствующее прикосновению ...» и другими пунктами, устанавливающими требования к выполнению работ на токоведущих частях под напряжением.

В столбце «Что должно быть отключено и где заземлено» таблицы раздела «Мероприятия по подготовке рабочих мест к выполнению работ» при работах со снятием напряжения указываются наименования (обозначения) коммутационных аппаратов, присоединений, оборудования, с которыми проводятся операции, и места, где должны быть установлены заземления.

В таблицу «Мероприятия по подготовке рабочих мест к выполнению работ» вносятся те операции с коммутационными аппаратами, которые нужны для подготовки непосредственно рабочего места. Переключения, выполняемые в процессе подготовки рабочего места, связанные с изменением схем (например, перевод присоединений с одной системы шин на другую, перевод питания участка сети с одного источника питания на другой), в таблицу не записываются.

Как правило, методология оценки ограничений мощности центра питания при технологическом присоединении содержится в стандарте организации (СТО), владеющей (эксплуатирующей) объектом энергетики. Такая методология учитывает коэффициенты совмещения максимумов потребления или метод программного наложения моделей профилей нагрузок типовых потребителей.

Соответствующий стандарт организации (СТО) в обязательном порядке должен учитывать требования нормативных документов, регулирующих вопросы, связанные с технологическим управлением объектов энергетики после соответствующего технологического присоединения, например, таких как:

— Методические указания по определению степени загрузки вводимых после строительства объектов электросетевого хозяйства, а также по определению и применению коэффициентов совмещения максимума потребления электрической энергии (мощности) при определении степени загрузки таких объектов (утв. приказом Минэнерго РФ от 06.05.2014 № 250, зарег. в Минюсте РФ 30.05.2014, рег. № 32513),

— Порядок расчета значений соотношения потребления активной и реактивной мощности для отдельных энергопринимающих устройств (групп энергопринимающих устройств) потребителей электрической энергии (утв. приказом Минэнерго РФ от 23.06.2015 № 380, зарег. в Минюсте РФ 22.07.2015, рег. № 38151),

— Межгосударственный стандарт ГОСТ 14209-85 «Трансформаторы силовые масляные общего назначения. Допустимые нагрузки (с Изменением № 1)» (утв. Постановлением Госстандарта СССР от 31.01.1985 № 236),

— Требования к перегрузочной способности трансформаторов и автотрансформаторов, установленных на объектах электроэнергетики, и ее поддержанию (утв. приказом Минэнерго РФ от 19.06.2003 № 229, с изм. на 28.12.2020, утв. приказом Минэнерго РФ от 08.02.2019 № 81, зарег. в Минюсте РФ 28.03.2019, рег. № 54199) и др.

В соответствии с Правилами технологического присоединения (утв. Постановлением Правительства РФ от 27.12.2004 № 861, далее ‒ ПТП), п. 29, в случае несоблюдения любого из указанных в п. 28 ПТП критериев считается, что техническая возможность технологического присоединения отсутствует.

Включение мероприятий по реконструкции или расширению (сооружению новых) объектов электросетевого хозяйства (за исключением объектов заявителей, указанных в пункте 13 ПТП ) и (или) мероприятий по строительству (реконструкции) генерирующих объектов, проведение которых необходимо для обеспечения присоединения объектов заявителя, в инвестиционные программы сетевых организаций, в том числе смежных сетевых организаций, и (или) наличие обязательств производителей электрической энергии по предоставлению мощности, предусматривающих осуществление указанных мероприятий, означают наличие технической возможности технологического присоединения и являются основанием для заключения договора независимо от соответствия критериям, указанным в подпунктах «а» ‒ «г» пункта 28 ПТП.

В случае получения отказа в технологическом присоединении, по причине отсутствия технической возможности, в соответствии с ПТП, п. 31, в целях проверки обоснованности установления сетевой организацией факта отсутствия технической возможности по критериям, указанным в подпунктах «а» ‒ «г» пункта 28 ПТП, Заявитель вправе обратиться в территориальный орган Ростехнадзора для получения заключения о наличии (отсутствии) технической возможности технологического присоединения к электрическим сетям сетевой организацией.

Территориальный орган Ростехнадзора направляет в сетевую организацию запрос о предоставлении документов, подтверждающих факт наличия или отсутствия технической возможности технологического присоединения (схемы, расчеты, результаты измерений и т.д.).

При получении от электросетевой организации документов, должностное лицо Ростехнадзора проверяет достоверность изложенных в представленных документах сведений: схем, расчетов, результатов измерений и др. на предмет наличия (отсутствия) технической возможности технологического присоединения. Результаты расчетов по разным методикам должны находиться в одном диапазоне.

Ответ с выводами направляется Заявителю не позднее 30 дней со дня поступления соответствующего обращения в Ростехнадзор. При отсутствии технической возможности технологического присоединения, Заявителю направляется подтверждение Ростехнадзором обоснованных электросетевой организацией причин отсутствия технической возможности технологического присоединения.

Вентиляция помещений трансформаторов и реакторов должна быть выполнена таким образом, чтобы разность температур воздуха, выходящего из помещения и входящего в него, не превосходила: 15°С для трансформаторов, 30°С для реакторов на токи до 1000 А, 20°С для реакторов на токи более 1000 А.

При невозможности обеспечить теплообмен естественной вентиляцией необходимо предусматривать принудительную, при этом должен быть предусмотрен контроль ее работы с помощью сигнальных аппаратов".

Таким образом, требования п.4.2.104 ПУЭ продиктованы необходимостью не допускать нагрев работающих трансформаторов выше максимально допустимого для них значения при конкретной нагрузке и с учетом перегрузочной способности и температуры окружающей среды. Для обеспечения надлежащего отвода выделяемого трансформаторами тепла следует увеличить кратность воздухообмена, применив принудительную вентиляцию. Установка системы кондиционирования и охлаждения воздуха в трансформаторной камере пунктом 4.2.104 ПУЭ не требуется.

Соответственно, возможно сделать вывод о том, что полки, стойки и лотки, размещаемые на кабельной эстакаде или в помещении, должны выполняться только из материалов НГ (негорючих материалов).

Исходя из анализа требований, установленных п.6.5.27 СП 4.13130.2013 «Системы противопожарной защиты. Ограничение распространения пожара на объектах защиты. Требования к объемно-планировочным и конструктивным решениям» (ред. от 18.07.2013), главами 2.1, 2.2, 2.3 ПУЭ (издание шестое), возможно сделать вывод о том, что укрытие кабелей должно выполняться только материалами НГ (негорючими материалами).

В нем в п.4.2.69 указано:

"Для предотвращения растекания масла и распространения пожара при повреждениях маслонаполненных силовых трансформаторов (реакторов) с количеством масла более 1 т в единице должны быть выполнены маслоприемники, маслоотводы и маслосборники с соблюдением следующих требований:

1) габариты маслоприемника должны выступать за габариты трансформатора (реактора) не менее чем на 0,6 м при массе масла до 2 т; 1 м при массе от 2 до 10 т; 1,5 м при массе от 10 до 50 т; 2 м при массе более 50 т. При этом габарит маслоприемника может быть принят меньше на 0,5 м со стороны стены или перегородки, располагаемой от трансформатора (реактора) на расстоянии менее 2 м;

2) объем маслоприемника с отводом масла следует рассчитывать на единовременный прием 100% масла, залитого в трансформатор (реактор).

Объем маслоприемника без отвода масла следует рассчитывать на прием 100% объема масла, залитого в трансформатор (реактор), и 80% воды от средств пожаротушения из расчета орошения площадей маслоприемника и боковых поверхностей трансформатора (реактора) с интенсивностью 0,2 л/с·м в течение 30 мин;

3) устройство маслоприемников и маслоотводов должно исключать переток масла (воды) из одного маслоприемника в другой, растекание масла по кабельным и др. подземным сооружениям, распространение пожара, засорение маслоотвода и забивку его снегом, льдом и т.п.;

4) маслоприемники под трансформаторы (реакторы) с объемом масла до 20 т допускается выполнять без отвода масла. Маслоприемники без отвода масла должны выполняться заглубленной конструкции и закрываться металлической решеткой, поверх которой должен быть насыпан слой чистого гравия или промытого гранитного щебня толщиной не менее 0,25 м, либо непористого щебня другой породы с частицами от 30 до 70 мм. Уровень полного объема масла в маслоприемнике должен быть ниже решетки не менее чем на 50 мм.

Удаление масла и воды из маслоприемника без отвода масла должно предусматриваться передвижными средствами. При этом рекомендуется выполнение простейшего устройства для проверки отсутствия масла (воды) в маслоприемнике;

5) маслоприемники с отводом масла могут выполняться как заглубленными, так и незаглубленными (дно на уровне окружающей планировки). При выполнении заглубленного телеприемника устройство бортовых ограждений не требуется, если при этом обеспечивается объем маслоприемника, указанный в п.2.

Маслоприемники с отводом масла могут выполняться:

• с установкой металлической решетки на маслоприемнике, поверх которой насыпан гравий или щебень толщиной слоя 0,25 м;
• без металлической решетки с засыпкой гравия на дно маслоприемника толщиной слоя не менее 0,25 м.

Незаглубленный маслоприемник следует выполнять в виде бортовых ограждений маслонаполненного оборудования. Высота бортовых ограждений должна быть не более 0,5 м над уровнем окружающей планировки.

Дно маслоприемника (заглубленного и незаглубленного) должно иметь уклон не менее 0,005 в сторону приямка и быть засыпано чисто промытым гранитным (либо другой непористой породы) гравием или щебнем фракцией от 30 до 70 мм. Толщина засыпки должна быть не менее 0,25 м.

Верхний уровень гравия (щебня) должен быть не менее чем на 75 мм ниже верхнего края борта (при устройстве маслоприемников бортовыми ограждениями) или уровня окружающей планировки (при устройстве маслоприемников без бортовых ограждений).

Допускается не производить засыпку дна маслоприемников по всей площади гравием. При этом на системах отвода масла от трансформаторов (реакторов) следует предусматривать установку огнепреградителей;

6) при установке маслонаполненного электрооборудования на железобетонном перекрытии здания (сооружения) устройство маслоотвода является обязательным;

7) маслоотводы должны обеспечивать отвод из маслоприемника масла и воды, применяемой для тушения пожара, автоматическими стационарными устройствами и гидрантами на безопасное в пожарном отношении расстояние от оборудования и сооружений: 50% масла и полное количество воды должны удаляться не более чем за 0,25 ч. Маслоотводы могут выполняться в виде подземных трубопроводов или открытых кюветов и лотков;

8) маслосборники должны предусматриваться закрытого типа и должны вмещать полный объем масла единичного оборудования (трансформаторов, реакторов), содержащего наибольшее количество масла, а также 80% общего (с учетом 30-минутного запаса) расхода воды от средств пожаротушения. Маслосборники должны оборудоваться сигнализацией о наличии воды с выводом сигнала на щит управления. Внутренние поверхности маслоприемника, ограждения маслоприемника и маслосборника должны быть защищены маслостойким покрытием".

Есть отдельные требования в стандартах организаций, в документах, имеющих отношение к ж/д, например в:

— СТО 56947007-29.240.10.248-2017 Нормы технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением 35-750 кВ (НТП ПС);

— ГОСТ 34062-2017 Тяговые подстанции, трансформаторные подстанции и линейные устройства тягового электроснабжения железной дороги. Требования безопасности и методы контроля;

— СП 226.1326000.2014 Электроснабжение нетяговых потребителей. Правила проектирования, строительства и реконструкции;

— СП 224.1326000.2014 Тяговое электроснабжение железной дороги;

И др.

Но основным и обязательным является ПУЭ.

В рассматриваемом случае два трансформатора, расположенные в одной двухтрансформаторной подстанции, не являются двумя независимыми взаимно резервирующими источниками питания. Первая категория надежности электроснабжения не обеспечивается.

Список нормативных правовых актов или нормативно-технических актов.

Правила устройства электроустановок (ПУЭ).

Вывод:

В рассматриваемом случае два трансформатора, расположенные в одной двухтрансформаторной подстанции, не являются двумя независимыми взаимно резервирующими источниками питания. Первая категория надежности электроснабжения не обеспечивается.

В соответствии с п.3.1.19 ПУЭ «Аппараты защиты допускается не устанавливать, если это целесообразно по условиям эксплуатации, в местах: ...

2) снижения сечения питающей линии по ее длине и на ответвлениях от нее, если защита предыдущего участка линии защищает участок со сниженным сечением проводников или если незащищенные участки линии или ответвления от нее выполнены проводниками, выбранными с сечением не менее половины сечения проводников защищенного участка линии...».

Таким образом, ПУЭ допускается не устанавливать аппараты защиты в месте снижения сечения питающей линии, если защита предыдущего участка линии защищает участок со сниженным сечением проводников. В таком случае из требований п.3.1.19 ПУЭ не вытекает необходимость сохранения сечения питающей линии на ответвлении.

Согласно п. 1.1.17 ПУЭ «...Слово „допускается“ означает, что данное решение применяется в виде исключения как вынужденное (вследствие стесненных условий, ограниченных ресурсов необходимого оборудования, материалов и т.п.)...».

Согласно п.17.4 ПОТЭЭ «При подготовке рабочего места в электроустановках напряжением выше 1000 В для предотвращения ошибочного или самопроизвольного включения коммутационных аппаратов, которыми подается напряжение к месту работы, должны быть приняты следующие меры: ... Меры по предотвращению ошибочного включения коммутационных аппаратов КРУ с выкатными тележками должны быть приняты в соответствии с требованиями, предусмотренными пунктами 29.1, 29.2 Правил».

В соответствии с п.29.1 ПОТЭЭ «При работе на оборудовании тележки или в отсеке шкафа КРУ тележку с оборудованием необходимо выкатить в ремонтное положение; шторку отсека, в котором токоведущие части остались под напряжением, запереть на замок и вывесить плакат безопасности «Стой! Напряжение»; на тележке или в отсеке, где предстоит работать, вывесить плакат «Работать здесь».

Согласно п.29.2 ПОТЭЭ «При работах вне КРУ на подключенном к нему оборудовании или на отходящих ВЛ и КЛ тележку с выключателем необходимо выкатить в ремонтное положение из шкафа; шторку или дверцы запереть на замок и на них вывесить плакаты „Не включать! Работают люди“ или „Не включать! Работа на линии“.

При этом разрешается:

при наличии блокировки между заземляющими ножами и тележкой с выключателем устанавливать тележку в контрольное положение после включения этих ножей;

при отсутствии такой блокировки или заземляющих ножей в шкафах КРУ устанавливать тележку в промежуточное положение между контрольным и ремонтным положением при условии запирания ее на замок. Устанавливать тележку в промежуточное положение разрешается независимо от наличия заземления на присоединении.

При установке заземлений в шкафу КРУ в случае работы на отходящих ВЛ необходимо учитывать требования, предусмотренные пунктом 22.1 Правил».

В соответствии с п.21.2 ПОТЭЭ «Заземленные токоведущие части должны быть отделены от токоведущих частей, находящихся под напряжением, видимым разрывом. Разрешается отсутствие видимого разрыва в случаях, указанных в пункте 17.2 Правил.

Установленные заземления могут быть отделены от токоведущих частей, на которых непосредственно ведется работа, отключенными выключателями, разъединителями, отделителями или выключателями нагрузки, снятыми предохранителями, демонтированными шинами или проводами, выкатными элементами комплектных устройств.

Непосредственно на рабочем месте заземление на токоведущие части дополнительно должно быть установлено в тех случаях, когда эти части могут оказаться под наведенным напряжением (потенциалом)».

Форма Наряда-допуска (приложение 7) ПОТЭЭ, утвержденных приказом Минтруда России от 15.12.2020 года, отличается от формы Наряда-допуска (приложение 7) ранее действовавших ПОТЭЭ, утвержденных приказом Минтруда России от 24.07.2013 года. Таблица раздела «Мероприятия по подготовке рабочих мест к выполнению работ» содержит новый столбец «Что должно быть изолировано (ограждено)».

Дополнение указанной таблицы столбцом «Что должно быть изолировано (ограждено)» продиктовано требованиями п.16.3 ПОТЭЭ «... На токоведущие части до 35 кВ, находящиеся под напряжением, расположенные вблизи рабочего места и находящиеся в пределах досягаемости работника, к которым возможно случайное прикосновение и отключение которых невозможно, необходимо также установить изолирующие покрытия (накладки) или установить ограждение, препятствующее прикосновению ...» и другими пунктами, устанавливающими требования к выполнению работ на токоведущих частях под напряжением.

В столбце «Что должно быть отключено и где заземлено» таблицы раздела «Мероприятия по подготовке рабочих мест к выполнению работ» при работах со снятием напряжения указываются наименования (обозначения) коммутационных аппаратов, присоединений, оборудования, с которыми проводятся операции, и места, где должны быть установлены заземления.

В таблицу «Мероприятия по подготовке рабочих мест к выполнению работ» вносятся те операции с коммутационными аппаратами, которые нужны для подготовки непосредственно рабочего места. Переключения, выполняемые в процессе подготовки рабочего места, связанные с изменением схем (например, перевод присоединений с одной системы шин на другую, перевод питания участка сети с одного источника питания на другой), в таблицу не записываются.

В соответствии с п.3.2.3.2 СО 153-34.21.122-2003 «... Заземлитель в виде наружного контура предпочтительно прокладывать на глубине не менее 0,5 м от поверхности земли и на расстоянии не менее 1 м от стен. Заземляющие электроды должны располагаться на глубине не менее 0,5 м за пределами защищаемого объекта и быть как можно более равномерно распределенными; при этом надо стремиться свести к минимуму их взаимное экранирование. Глубина закладки и тип заземляющих электродов выбираются из условия обеспечения минимальной коррозии, а также возможно меньшей сезонной вариации сопротивления заземления в результате высыхания и промерзания грунта».

Согласно п.3.2.3.1 СО 153-34.21.122-2003 «Во всех случаях, за исключением использования отдельно стоящего молниеотвода, заземлитель молниезащиты следует совместить с заземлителями электроустановок и средств связи. Если эти заземлители должны быть разделены по каким-либо технологическим соображениям, их следует объединить в общую систему с помощью системы уравнивания потенциалов».

СО 153-34.21.122-2003, РД 34.21.122-87, ПУЭ не содержат нормируемых численных значений сопротивления заземлителей молниезащиты.

При этом в соответствии с п.3.2.3.2 СО 153-34.21.122-2003 «... Сильно заглубленные заземлители оказываются эффективными, если удельное сопротивление грунта уменьшается с глубиной и на большой глубине оказывается существенно меньше, чем на уровне обычного расположения... Глубина закладки и тип заземляющих электродов выбираются из условия обеспечения минимальной коррозии, а также возможно меньшей сезонной вариации сопротивления заземления в результате высыхания и промерзания грунта».

СО 153-34.21.122-2003, РД 34.21.122-87, ПУЭ не содержат нормируемых численных значений сопротивления заземлителей молниезащиты.

Вместе с тем, Раздел 8 Пособия к «Инструкции по устройству молниезащиты зданий и сооружений» (РД 34.21.122-87) содержит следующие указания:

«До недавнего времени для заземлителей молниезащиты нормировалось импульсное сопротивление растеканию токов молнии: его максимально допустимое значение было принято равным 10 Ом для зданий и сооружений I и II категорий и 20 Ом для зданий и сооружений III категории. При этом допускалось увеличение импульсного сопротивления до 40 Ом в грунтах с удельным сопротивлением более 500 Омм при одновременном удалении молниеотводов от объектов I категории на расстояние, гарантирующее от пробоя по воздуху и в земле. Для наружных установок максимально допустимое импульсное сопротивление заземлителей было принято равным 50 Ом.

Импульсное сопротивление заземлителя является количественной характеристикой сложных физических процессов при растекании в земле токов молнии. Его значение отличается от сопротивления заземлителя при растекании токов промышленной частоты и зависит от нескольких параметров тока молнии (амплитуды, крутизны, длины фронта), варьирующихся в широких пределах. С увеличением тока молнии импульсное сопротивление заземлителя падает, причем в возможном интервале распределения токов молнии (от единиц до сотен килоампер) его значение может уменьшаться в 2-5 раз.

При проектировании заземлителя нельзя предсказать значения токов молнии, которые будут через него растекаться, а следовательно, невозможно оценить наперед соответствующие значения импульсных сопротивлений. В этих условиях нормирование заземлителей по их импульсному сопротивлению имеет очевидные неудобства. Разумнее выбрать конкретные конструкции заземлителей по следующему условию. Импульсные сопротивления заземлителей во всем возможном диапазоне токов молнии не должны превышать указанных максимально допустимых значений...»

Исполнение устройства молниезащиты выбирается проектной организацией, исходя из статистической частоты ударов молний в районе размещения объекта и класса объекта по опасности ударов молнии для самого объекта и его окружения, геометрических размеров конкретного здания, материалов конструкций, уровня защиты от прямого удара молнии, соответствия параметров тока молнии и уровней защиты (таблицы 2.1-2.7 раздела 2.2 СО 153-34.21.122-2003).

Если в задании на проектирование заказчиком указана необходимость исполнения требований ведомственных норм и стандартов организации, проектной организации необходимо также руководствоваться ими. Возможно использование проектных материалов повторного применения, в т.ч. типовых проектов, с привязкой технических решений к конкретному объекту молниезащиты.

Обоснование:

Выбор электрооборудования производится в соответствии с классом взрывоопасной зоны (п.7.3.38 ПУЭ).

Трубопроводы, расположенные на промышленной площадке, следует рассматривать как наружные установки.

С учетом требований ПУЭ (п.7.3.43) пространства у наружных установок (технологических установок), содержащих горючие газы, относятся к зонам класса В-Iг.

Взрывоопасная зона наружных взрывоопасных установок ограничена размерами, определяемыми согласно п.7.3.44 ПУЭ (подп. «в» п.7.3.39).

В соответствии с подп. «б» п.7.3.44 ПУЭ для наружных взрывоопасных установок взрывоопасная зона класса В-Iг считается в пределах до 3 м по горизонтали и вертикали от закрытого технологического аппарата, содержащего горючие газы.

Согласно отдельному указанию (абз.7 п.7.3.44 ПУЭ) эстакады и опоры под трубопроводы для горючих газов не относятся к взрывоопасным, за исключением зон в пределах до 3 м по горизонтали и вертикали от запорной арматуры и фланцевых соединений трубопроводов, в пределах которых электрооборудование должно быть взрывозащищенным для соответствующих категории и группы взрывоопасной смеси.

С учетом изложенного, электропривод запорной арматуры, устанавливаемой на наружном газопроводе высокого давления, должен быть во взрывозащищенном исполнении.

1. ККБ доступен ТОЛЬКО квалифицированному обслуживающему персоналу;

2. Конструктивное исполнение ККБ исключает возможность случайного прикосновения к движущимся и вращающимся частям (при этом должно быть предусмотрено вывешивание плакатов, предупреждающих о возможности дистанционного или автоматического пуска двигателей ККБ);

3. ККБ имеет предусмотренный конструкцией аппарат местного управления с фиксацией команды на отключение.

В остальных случаях установка аппарата аварийного отключения (выключателя безопасности) требуется.

Согласно п.6.1.25 ПУЭ «Светильники эвакуационного освещения, световые указатели эвакуационных и (или) запасных выходов в зданиях любого назначения, снабженные автономными источниками питания, в нормальном режиме могут питаться от сетей любого вида освещения, не отключаемых во время функционирования зданий».

В соответствии с п.6.5.16 ПУЭ «Управление освещением безопасности и эвакуационным освещением можно производить: непосредственно из помещения; с групповых щитков; с распределительных пунктов; с вводных распределительных устройств; с распределительных устройств подстанций; централизованно из пунктов управления освещением с использованием системы централизованного управления, при этом аппараты управления должны быть доступны только обслуживающему персоналу».

Согласно п.7.4.24 Правил устройства электроустановок (ПУЭ, 6-ое издание, Глава 7.4, утверждена Главтехуправлением и Госэнергонадзором Минэнерго СССР 05.03.1980), «Щитки и выключатели осветительных сетей рекомендуется выносить из пожароопасных зон любого класса, если это не вызывает существенного удорожания и расхода цветных металлов.

Электроустановки запираемых складских помещений, в которых есть пожароопасные зоны любого класса, должны иметь аппараты для отключения извне силовых и осветительных сетей независимо от наличия отключающих аппаратов внутри помещений. Отключающие аппараты должны быть установлены в ящике из несгораемого материала с приспособлением для пломбирования на ограждающей конструкции из несгораемого материала, а при ее отсутствии — на отдельной опоре.

Отключающие аппараты должны быть доступны для обслуживания в любое время суток».

Таким образом, светильники эвакуационного освещения, световые указатели эвакуационных и запасных выходов склада, снабженные автономными источниками питания, могут питаться от одного источника с рабочим освещением.

Освещение запираемых складских помещений, в которых есть пожароопасные зоны любого класса, должно иметь аппараты для отключения извне.

Пункт 4.1 СП 5.13130.2009 допускает, что автоматические установки пожаротушения могут проектироваться с учетом общероссийских, региональных и ведомственных нормативных документов, действующих в этой области. Тип установки пожаротушения, способ тушения, вид огнетушащего вещества определяются организацией-проектировщиком с учетом пожарной опасности и физико-химических свойств производимых, хранимых и применяемых веществ и материалов, а также особенностей защищаемого оборудования (п.4.3).

В соответствии с обязательным приложением А СП 5.13130.2009 защита, тушение трансформаторов предусматриваются автоматическими установками пожаротушения и автоматической пожарной сигнализацией в следующих случаях (приведены фрагменты таблиц):

II Сооружения. Таблица А.2

IV Оборудование.Таблица А.4

В таблице Д.4 обязательного Приложения Д «Исходные данные для расчета массы газовых огнетушащих веществ» СП 5.13130.2009 приведена нормативная объемная огнетушащая концентрация для трансформаторного масла.

В таблице И.1 Приложения И «Общие положения по расчету установок порошкового пожаротушения модульного типа» СП 5.13130.2009 указаны коэффициенты сравнительной эффективности огнетушащих порошков при тушении различных веществ (в т.ч. для трансформаторного масла).

Дополнительные нормативные документы (в т.ч. ведомственные):

— РД 153-34.0-49.101-2003 «Инструкция по проектированию противопожарной защиты энергетических предприятий»;

— Правила устройства электроустановок (гл.4.2 и др.);

— СТО 34.01-27.3-002-2014 «Проектирование противопожарной защиты объектов электросетевого комплекса ОАО „Россети“. Общие технические требования»;

— РД 153-34.0-03.301-00 (ВППБ 01-02-95*) «Правила пожарной безопасности для энергетических предприятий».

Там, где прокладываются токопроводы без оболочек (IP00), осветительная арматура должна быть установлена так, чтобы было обеспечено безопасное ее обслуживание. В этом случае осветительная электропроводка в туннелях и галереях должна быть экранирована (кабели с металлической оболочкой, электропроводки в стальных трубах и др.)«.

Согласно п. 3.4.11 Правил устройства электроустановок (ПУЭ, 6-ое издание, Глава 3.4 «Вторичные цепи», утверждена Главтехуправлением Минэнерго СССР 03.06.1980) «Кабели вторичных цепей трансформаторов напряжения 110 кВ и выше, прокладываемые от трансформатора напряжения до щита, должны иметь металлическую оболочку или броню, заземленную с обеих сторон. Кабели в цепях основных и дополнительных обмоток одного трансформатора напряжения 110 кВ и выше по всей длине трассы следует прокладывать рядом. Для цепей приборов и устройств, чувствительных к наводкам от других устройств или проходящих рядом цепей, должны быть применены экранированные провода, а также контрольные кабели с общим экраном или кабели с экранированными жилами».

В соответствии с п. 7.5.65 Правил устройства электроустановок (ПУЭ, 7-ое издание, Глава 7.5 «Электротермические установки», утверждена Приказом Минэнерго России от 08.07.2002 № 204) «Провода пирометрических цепей рекомендуется присоединять к приборам непосредственно, не заводя их на сборки зажимов щитов управления.

Компенсационные провода пирометрических цепей от термопар к электрическим приборам (в том числе к милливольтметрам) должны быть экранированы от индукционных наводок и экраны заземлены, а экранирующее устройство по всей длине надежно соединено в стыках».

Согласно п. 1.7.73 Правил устройства электроустановок (ПУЭ, 7-ое издание, Глава 1.7 «Заземление и защитные меры электробезопасности», утверждена Приказом Минэнерго России от 08.07.2002 № 204) «Сверхнизкое (малое) напряжение (СНН) в электроустановках напряжением до 1 кВ может быть применено для защиты от поражения электрическим током при прямом и/или косвенном прикосновениях в сочетании с защитным электрическим разделением цепей или в сочетании с автоматическим отключением питания.

В качестве источника питания цепей СНН в обоих случаях следует применять безопасный разделительный трансформатор в соответствии с ГОСТ 30030 „Трансформаторы разделительные и безопасные разделительные трансформаторы“ или другой источник СНН, обеспечивающий равноценную степень безопасности.

Токоведущие части цепей СНН должны быть электрически отделены от других цепей так, чтобы обеспечивалось электрическое разделение, равноценное разделению между первичной и вторичной обмотками разделительного трансформатора.

Проводники цепей СНН, как правило, должны быть проложены отдельно от проводников более высоких напряжений и защитных проводников, либо отделены от них заземленным металлическим экраном (оболочкой), либо заключены в неметаллическую оболочку дополнительно к основной изоляции.

Вилки и розетки штепсельных соединителей в цепях СНН не должны допускать подключение к розеткам и вилкам других напряжений.

Штепсельные розетки должны быть без защитного контакта.

При значениях СНН выше 25 В переменного или 60 В постоянного тока должна быть также выполнена защита от прямого прикосновения при помощи ограждений или оболочек или изоляции, соответствующей испытательному напряжению 500 В переменного тока в течение 1 мин».

В соответствии с п. 18.1.20 Раздела 18.1 «Общие требования по проектированию и размещению автоматизированных систем учета, контроля и управления» Свода правил СП 256.1325800.2016 «Электроустановки жилых и общественных зданий. Правила проектирования и монтажа (с Изменениями 1, 2, 3, 4)», утверждённого Приказом Министерства строительства и жилищно-коммунального хозяйства РФ от 29.08.2016 № 602/пр, «В электротехнических коробах и плинтусах разрешается прокладка сетей АСКУЭР, АСУД и электропроводки напряжением не более 380/220 В.

При этом провода и кабели слаботочных сетей должны быть отделены от электропроводки сплошной перегородкой или прокладываться в отдельных отсеках.

Для уменьшения взаимного мешающего влияния различных сетей на нормальную работу друг друга в случае их параллельного прохождения на протяженных участках (более 7 м) рекомендуется осуществлять прокладку этих сетей одним из следующих способов:

— в стальных трубах;

— экранированными кабелями;

— проводами со скрученными жилами «витой парой;

— в металлических коробах с разделительными перегородками».

Согласно п. 444.4.2 Национального стандарта ГОСТ Р 50571-4-44-2011 (МЭК 60364-4-44:2007) «Электроустановки низковольтные. Часть 4-44. Требования по обеспечению безопасности. Защита от отклонений напряжения и электромагнитных помех», утверждённого Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 22.09.2011 № 329-ст, "Следующие меры уменьшают воздействие электромагнитных помех:

a) применение для электрического оборудования, чувствительного к электромагнитным помехам, устройств защиты от перенапряжений и/или фильтров для улучшения электромагнитной совместимости в отношении кондуктивных электромагнитных явлений;

b) присоединение металлических оболочек кабелей к совмещенной системе уравнивания потенциалов;

c) устранение индуктивных контуров при помощи прокладки по общим трассам силовых, информационных и сигнальных цепей в электропроводках.

Примечание — Информационные кабели — это кабели, предназначенные для передачи сигналов и информационных данных для оборудования информационных технологий и другого чувствительного к электромагнитным помехам оборудования;

d) разделение силовых и сигнальных кабелей и выполнение пересечения ими друг друга, если это возможно практически, под прямым углом (см. 444.6.3);

e) применение кабелей с концентрическими проводниками для уменьшения токов, наведенных в защитном проводнике;

f) применение симметричных многожильных кабелей (например, экранированных кабелей с отдельными защитными проводниками) для электрических соединений между преобразователями и электродвигателями с частотно-регулируемыми приводами;

g) применение сигнальных и информационных кабелей, соответствующих требованиям изготовителя к электромагнитной совместимости;

h) при наличии системы молниезащиты

— силовые и сигнальные кабели должны быть отделены от токоотводов системы молниезащиты либо минимальным расстоянием, либо при помощи экранирования. Минимальное расстояние должно определяться при проектировании системы молниезащиты в соответствии с МЭК 62305-3 [4];

— металлические оболочки и броня силовых и сигнальных кабелей должны быть присоединены к системе уравнивания потенциалов в соответствии с требованиями молниезащиты, приведенными в МЭК 62305-3 [4] и МЭК 62305-4 [5];

i) при использовании экранированных сигнальных или информационных кабелей для передачи сигналов и информации должны быть приняты меры по ограничению протекания аварийных токов силовых систем по заземленным экранам и жилам сигнальных или информационных кабелей. В этом случае может потребоваться прокладка дополнительных проводников, таких как шунтирующий проводник уравнивания потенциалов для усиления экрана кабеля (см. рисунок 44.R1)

Примечание 1 — Прокладка проводника вблизи оболочки сигнального или информационного кабеля уменьшает площадь контура, связанного с оборудованием, присоединенного к земле только защитным проводником. Эта мера существенно понижает уровень импульсных электромагнитных воздействий при грозовых разрядах;

j) если сигнальные или информационные кабели являются общими для нескольких зданий, питающихся от системы ТТ, должен быть применен шунтирующий проводник уравнивания потенциалов (см. рисунок 44.R2). Минимальное сечение медного шунтирующего проводника должно быть 16 мм2 или эквивалентной проводимости для других металлов. Эквивалентную по проводимости площадь поперечного сечения следует определять в соответствии с МЭК 60364-5-54 (пункт 544.1) [10]

Примечание 2 — Если заземленный экран используется в качестве проводника обратного тока сигнальной цепи, может быть применен сдвоенный коаксиальный кабель.

Примечание 3 — Если согласие о подключении экранов телекоммуникационных кабелей к основной системе уравнивания потенциалов не может быть достигнуто, ответственность за исключение опасности, которая может возникнуть из-за неподключения таких кабелей к основной системе уравнивания потенциалов, возлагается на их владельца или оператора.

Примечание 4 — Ответственность за устранение проблем, вызванных разностью напряжений на поверхности земли в протяженных коммунальных телекоммуникационных сетях, возлагается на операторов телекоммуникационной сети, которые могут применить другие способы;

k) полное сопротивление присоединений в системе уравнивания потенциалов должно быть по возможности минимальным, что обеспечивается следующим:

— за счет наикратчайшей длины присоединения и/или формы поперечного сечения проводника, обеспечивающей низкое значение индуктивного сопротивления и полного сопротивления на метр длины трассы (например, плетеная косичка с отношением ширины к толщине пять к одному);

l) если заземляющая шина предназначена для выполнения функций системы уравнивания потенциалов установки, содержащей значительное количество оборудования информационных технологий в здании, она может быть выполнена в виде замкнутого кольца

Примечание 6 — Этой мере следует отдавать предпочтение в зданиях телекоммуникационной индустрии«.

Согласно п. 444.4.12 ГОСТ Р 50571-4-44-2011 «В качестве сигнальных кабелей следует применять экранированные кабели и/или провода со скрученными парами».

Требования к экранированию кабелей могут содержаться так же в правилах безопасности в различных отраслях.

Так, например, в соответствии с п. 2149 Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности, утвержденных приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 15.12.2020 № 534, зарегистрированным в Минюсте России 29.12.2020, регистрационный № 61888, «Для присоединения передвижных ТП, РП участков и осветительных сетей применяются бронированные или гибкие экранированные кабели». В соответствии с п. 2150 указанных Правил «Присоединение передвижного электрооборудования выполняется гибкими экранированными кабелями».

Также области применения кабелей указываются в технической документации заводов — изготовителей кабельно-проводниковой продукции.

Пункт 4.1 СП 5.13130.2009 допускает, что автоматические установки пожаротушения могут проектироваться с учетом общероссийских, региональных и ведомственных нормативных документов, действующих в этой области.

В соответствии с п.8.5.1 СП 5.13130.2009 класс зон по «Правилам устройства электроустановок» (ПУЭ) является одним из показателей, используемых в качестве исходных данных для расчета и проектирования установок объемного пожаротушения.

Пункт 13.1.11 СП 5.13130.2009 устанавливает, что пожарные извещатели следует применять в соответствии с требованиями данного свода правил, иных нормативных документов по пожарной безопасности, а также технической документации на извещатели конкретных типов, при этом исполнение извещателей должно обеспечивать их безопасность по отношению к внешней среде в соответствии с требованиями «Правил устройства электроустановок».

Таблица 7.4.2 ПУЭ содержит минимальные допустимые степени защиты оболочек электрических аппаратов, приборов, шкафов и сборок зажимов в зависимости от класса пожароопасной зоны.

В соответствии с требованиями п.4.2.5.2 ГОСТ Р 53325-2012 «Техника пожарная. Технические средства пожарной автоматики. Общие технические требования и методы испытаний» степень защиты пожарных извещателей оболочкой определяется областью его применения и устанавливается в технической документации по ГОСТ 14254. Пункт 4.2.6.1(д) дополняет, что на пожарный извещатель должна быть нанесена маркировка, включающая степень защиты оболочкой.

Аналогичное требование содержится в ГОСТ Р 53325-2012 и в отношении приборов приемно-контрольных пожарных и приборов управления пожарных (п.7.2.15, п.7.11.1), а также компонентов системы передачи извещений о пожаре (п.9.2.11).

На основании вышеизложенного считаю, что применение таблицы 7.4.2 ПУЭ (гл.7.4) для определения степени защиты электрооборудования, применяемого в пожароопасных зонах, в т.ч. оборудования и приборов систем противопожарной защиты объекта, обусловлено требованиями вышеприведённых нормативных документов по пожарной безопасности, если нормативными правовыми актами и нормативными документами по пожарной безопасности не установлены иные требования по степени защиты электрооборудования для пожароопасных зон.

Дополнительно сообщаю, что нормативные документы по пожарной безопасности, включённые в раздел «Требования к автоматическим установкам газового пожаротушения» распоряжения Правительства РФ от 10 марта 2009 года N 304-р «Перечень национальных стандартов, содержащих правила и методы исследований (испытаний) и измерений, в том числе правила отбора образцов, необходимые для применения и исполнения Федерального закона „Технический регламент о требованиях пожарной безопасности“ и осуществления оценки соответствия», также ссылаются на применение ПУЭ.

Пунктом 4.1 ГОСТ Р 50969-96 «Установки газового пожаротушения автоматические. Общие технические требования. Методы испытаний» установлено, что наряду с другими нормативными документами разработку, приемку, техническое обслуживание и эксплуатацию установок следует проводить в т.ч. в соответствии с требованиями ПУЭ. Кроме того, п.4.6 определяет, что сосуды (сосуды различного конструктивного исполнения, баллоны, установленные отдельно или в батареях и т.п.), применяемые в установках пожаротушения, должны соответствовать требованиям ПУЭ.

ГОСТ Р 53281-2009 «Установки газового пожаротушения автоматические. Модули и батареи. Общие технические требования. Методы испытаний»:

— п.4.6.2 в технической документации на модуль или батарею должен быть указан уровень взрывозащиты электрооборудования (при наличии данного требования).

ГОСТ Р 53283-2009 «Установки газового пожаротушения автоматические. Устройства распределительные. Общие технические требования. Методы испытаний»:

— п.5.2.2 в технической документации на устройство должны быть указаны требования к классу взрывоопасных и пожароопасных зон размещения в соответствии ПУЭ.

ГОСТ Р 53282-2009 «Установки газового пожаротушения автоматические. Резервуары изотермические пожарные. Общие технические требования. Методы испытаний»:

— п.4.4.2 в технической документации на резервуар должны быть указаны требования к классу взрывоопасных и пожароопасных зон размещения в соответствии с ПУЭ.

Кроме того, согласно с п.2.1.32 Правил устройства электроустановок (ПУЭ, 6-е издание, глава 2.1 «Электропроводки», утверждена Главтехуправлением и Госэнергонадзором Минэнерго СССР 20.10.77) «при выборе вида электропроводки и способа прокладки проводов и кабелей должны учитываться требования электробезопасности и пожарной безопасности».

В соответствии с п.2.1.48 ПУЭ «Провода и кабели должны применяться лишь в тех областях, которые указаны в стандартах...».

ГОСТ 31565-2012 «Кабельные изделия. Требования пожарной безопасности» принят Межгосударственным советом по стандартизации, метрологии и сертификации (протокол N 41-2012 от 24.05.2012), введенный в действие с 01.01.2014 приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 22.11.2012 N 1097-ст, распространяется на кабельные изделия, предназначенные для прокладки в зданиях и сооружениях, и «устанавливает классификацию, требования пожарной безопасности, преимущественные области применения».

Mеталлорукав изготавливается из стальной витой оцинкованной ленты, уплотненной хлопчатобумажной нитью, и предназначен для защиты от механических повреждений электротехнических кабелей, линий связи, а также других проводниковых коммуникаций.

Скрытая электропроводка в металлорукаве, в строениях, выполненных с использованием материалов группы горючести Г4, не соответствует требованиям пожарной безопасности, т.к. металлорукав локализационной способностью не обладает.

Согласно п.15.15 Свода правил СП 256.1325800.2016 «Электроустановки жилых и общественных зданий. Правила проектирования и монтажа», утвержденного приказом Минстроя России от 29.08.2016 N 602/пр, «Электропроводки в полостях над непроходными подвесными потолками и внутри сборных перегородок рассматриваются как скрытые, и их следует выполнять ... за подвесными потолками и в пустотах перегородок, выполненных с применением материалов группы горючести Г3 и Г4, электропроводки следует выполнять в обладающих локализационной способностью металлических трубах, а также в обладающих локализационной способностью металлических глухих коробах ... Локализационная способность — это способность стальной трубы выдерживать короткое замыкание в электропроводке, проложенной в ней, без прогорания ее стенок — таблица 15.1».

Ранее Ассоциацией «Росэлектромонтаж» был выпущен Технический циркуляр N 7/2004 «О прокладке электропроводок за подвесными потолками и в перегородках», согласованный с Госэнергонадзором Минэнерго России 31.03.2004, утвержденный Ассоциацией «Росэлектромонтаж» 02.04.2004, согласно которому «... предлагается при прокладке электропроводок руководствоваться следующим: ... за подвесными потолками и в пустотах перегородок, выполненных с использованием материалов группы горючести Г4, электропроводки выполнять проводами и/или кабелями в обладающих локализационной способностью металлических трубах, а также в обладающих локализационной способностью металлических глухих коробах ... При этом пожаробезопасность электропроводки обеспечивается выполнением требований глав ПУЭ, а общий объем горючей массы изоляции совместно проложенных кабелей и/или проводов должен быть менее 1,5 литров на 1 погонный метр; Настоящий Циркуляр действует до внесения изменений в п. 7.1.38 Правил устройства электроустановок».

Таким образом, для подключения светильников за потолками и в пустотах перегородок из горючих материалов использование металлорукавов не допускается, подключения должны выполняться с использованием металлических труб или коробов, обладающих локализационной способностью согласно ПУЭ и СП 256.1325800.2016.

Согласно п. 3.4.4 ПТЭЭП для электроустановок во взрывоопасных зонах «... проверки полного сопротивления петли фаза-нуль в установках напряжением до 1000 В с глухим заземлением нейтрали (сопротивление проверяется на всех электроприемниках, расположенных во взрывоопасных зонах) с контролем кратности тока однофазного КЗ по отношению к номинальному току ближайшей плавкой вставки предохранителя или уставки автоматического выключателя...»

В соответствии с п. 3.4.12 ПТЭЭП для электроустановок во взрывоопасных зонах «В электроустановках напряжением до 1000 В с глухозаземленной нейтралью (системы TN) при капитальном, текущем ремонтах и межремонтных испытаниях, но не реже 1 раза в 2 года должно измеряться полное сопротивление петли фаза-нуль электроприемников, относящихся к данной электроустановке и присоединенных к каждой сборке, шкафу и т.д., и проверяться кратность тока КЗ, обеспечивающая надежность срабатывания защитных устройств».

Таким образом, измерение полного сопротивления петли фаза-ноль проводится для всех присоединений, относящихся к электроустановке (сборке, шкафу и т.д.) во взрывоопасной зоне, напряжением до 1000 В переменного тока с системой заземления TN-C, TN-C-S, TN-S, в т.ч. в цепях управления, сигнализации, контроля, не реже 1 раза в 2 года.

Рекомендуемая литература:

Мурашов А.О., Рузанова Н.И., Сорокин П.Н. Бурденко М.Ю., Рекомендации по составлению методики испытаний вновь вводимых в эксплуатацию электроустановок напряжением до 1000 В. — СПб.: ПЭИПК, 2011. — 144 с.

Короба могут быть глухими или с открываемыми крышками, со сплошными или перфорированными стенками и крышками. Глухие короба должны иметь только сплошные стенки со всех сторон и не иметь крышек.

Короба могут применяться в помещениях и наружных установках«.

Согласно п. 2.1.11 ПУЭ «Лотком называется открытая конструкция, предназначенная для прокладки на ней проводов и кабелей.

Лоток не является защитой от внешних механических повреждений проложенных на нем проводов и кабелей. Лотки должны изготовляться из несгораемых материалов. Они могут быть сплошными, перфорированными или решетчатыми. Лотки могут применяться в помещениях и наружных установках».

В соответствии с п. 2.1.61 ПУЭ «В коробах провода и кабели допускается прокладывать многослойно с упорядоченным и произвольным (россыпью) взаимным расположением. Сумма сечений проводов и кабелей, рассчитанных по их наружным диаметрам, включая изоляцию и наружные оболочки, не должна превышать: для глухих коробов 35% сечения короба в свету; для коробов с открываемыми крышками 40%».

Согласно п. 6.3.2.4 Свода правил СП 76.13330.2016 «Электротехнические устройства. Актуализированная редакция СНиП 3.05.06-85», утвержденного приказом Министерства строительства и жилищно-коммунального хозяйства РФ от 16.12.2016 № 955/пр, «В коробах изолированные провода и кабели допускается прокладывать многослойно, с упорядоченным и произвольным (россыпью) взаимным расположением.

Сумма площадей поперечных сечений (с изоляцией и оболочкой) проводов и кабелей, прокладываемых в одном коробе, не должна превышать: для глухих коробов — 35% внутреннего поперечного сечения короба в свету; для коробов с открываемыми крышками — 40%. Минимальное допустимое заполнение объема короба кабельными изделиями должно составлять 30%. Для кабельных изделий исполнения типа „не распространяющие горение“ это требование можно не учитывать.

При заполнении кабельной трассы необходимо учитывать категорию кабелей по распространению пламени — А, В, С, D.

В стесненных условиях допускается превышение общего объема горючей массы изоляции проложенных кабелей относительно допустимой массы, соответствующей приведенной категории, при условии применения дополнительной пассивной защиты (например, огнезащитных составов и мастик)».

Положения п. 2.1.61 ПУЭ и п. 6.3.2.4 СП 76.13330.2016 относятся к коробам и не могут быть отнесены к «перфорированному лотку, который не будет закрываться крышками».

Системы электропроводок на кабельных лотках должны соответствовать Национальному стандарту ГОСТ Р 52868-2007 «Системы кабельных лотков и системы кабельных лестниц для прокладки кабелей. Общие технические требования и методы испытаний», утверждённому Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 27.12.2007 № 510-ст (с 01.03.2022 — ГОСТ Р 52868-2021, утверждённому приказом Росстандарта от 20.10.2021 № 1189-ст). Однако ГОСТ Р 52868-2007 не устанавливает требований к предельному проценту заполнения лотков проводами или кабелями.

При этом согласно п. 7.2.2 Свода правил СП 134.13330.2012 «Системы электросвязи зданий и сооружений. Основные положения проектирования (с Изменениями № 1, 2)», утвержденного приказом Минрегиона России от 05.04.2012 № 160, «Закладные устройства для сетей систем электросвязи в строящихся или реконструируемых объектах должны быть выбраны такими, чтобы они оказались достаточными для прокладки кабелей всех обязательных систем с учетом их комфортной эксплуатации. Коэффициент заполнения этих устройств не должен быть более 0,6».

Согласно п. 8.5.10 СП 134.13330.2012 «При определении размеров кабельных лотков, устанавливаемых в кабельную шахту, необходимо предусматривать возможность заполнения соответствующих лотков в объеме не более 50% (резерв не менее 50%) с учетом прокладки кабелей связи для доступа к услугам телефонной связи, передачи данных и телевизионного вещания».

Заполнение внутреннего поперечного сечения лотков проводами или кабелями может рассчитывается по различным методикам, в том числе содержащимся в изданиях:

— Номограммы и таблицы для выбора защитных труб, несущих конструкций при проектировании электрических и трубных проводок (PM4-132-89), введенные ГПКИ «Проектмонтажавтоматика» 01.01.1990;

— Мовсесова Н.С., Храмушина А.М. Справочник по монтажу электроустановок промышленных предприятий. — М.: Энергоиздат, 1982;

— Белоцерковец В.В., Делибаш Б.А. Справочник по монтажу электроустановок предприятий. Книга вторая. — М.: Энергия, 1976.

Выбор способов прокладки и монтажа электропроводок должен соответствовать положениям Национального стандарта ГОСТ Р 50571.5.52-2011 «Электроустановки низковольтные. Часть 5-52. Выбор и монтаж электрооборудования. Электропроводки», утвержденного Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 13.12.2011 № 925-ст (в т.ч. таблиц С.53.3, В.52.17, В.52.20), Межгосударственного стандарта ГОСТ 31565-2012 «Кабельные изделия. Требования пожарной безопасности», принятого Межгосударственным советом по стандартизации, метрологии и сертификации (протокол от 24.05.2012 № 41) (в т.ч. Таблицы 2), Свода правил СП 256.1325800.2016 «Электроустановки жилых и общественных зданий. Правила проектирования и монтажа (с Изменениями 1, 2, 3, 4)», утвержденного Приказом Минстроя РФ от 29.08.2016 № 602/пр (в т.ч. п. 15.15).

Обоснование ответа

Различные нормативные документы дают на поставленный вопрос противоречивые ответы.

Профильные ФНП «Правила безопасности сетей газораспределения и газопотребления», утв. Приказом Ростехнадзора № 531 от 15.12.2020, требований к порядку проведения режимной наладки газоиспользующего оборудования не раскрывают.

Пунктом 312 ФНП ОРПД (Приказ Ростехнадзора № 536 от 15.12.2020) установлено, что эксплуатационные испытания (режимная наладка) котла для определения устойчивых, оптимальных и безопасных режимов его работы в установленных проектом и технической документацией организации-изготовителя пределах минимально и максимально допустимых параметров и диапазонов нагрузки с составлением режимной карты и корректировкой (при необходимости) производственной инструкции по эксплуатации должны проводиться: при вводе котла в эксплуатацию в объёме пуско-наладочных работ; после внесения изменений в его конструкцию; при переводе котла на другой вид или марку топлива; в случаях отклонения параметров работы котла от заданных значений (для выяснения и устранения причин), а также периодически не реже 1 раза в 5 лет.

Котлы должны быть оборудованы необходимыми приспособлениями для проведения эксплуатационных испытаний.

После завершения испытаний проводившая их организация оформляет и передает эксплуатирующей организации отчёт с результатами и рекомендациями (при наличии) и режимные карты для утверждения.

Из изложенного следует, что режимная наладка котла может выполняться только специализированной организацией. При этом объем работ, охватываемых режимной наладкой котла, ФНП ОРПД (в частности, режимная наладка газоиспользующего оборудования) не уточняется. Представляется, что данное положение ФНП коррелирует с нормами пунктов 2.5.4 (требование о проведении режимно-наладочных испытаний) и 12.11 ПТЭ ТЭУ (требование о привлечении специализированной организации к проведению ревизии водоподготовительного оборудования и его наладки, а также теплохимических испытаний паровых и водогрейных котлов и наладке их водно-химических режимов).

В свою очередь, положение п. 5.3.7 ПТЭ ТЭУ коррелирует с нормой
п. 8.7 ГОСТ 54961-2012, которой установлено, что режимная наладка газоиспользующего оборудования должна производиться не реже одного раза в три года с корректировкой (при необходимости) режимных карт.

При этом на основании п. 8.2 ГОСТ 54961, к выполнению работ по ремонту газоиспользующего оборудования, восстановлению работоспособности или замене средств автоматики технологических защит и регулирования процессов сжигания газа с их последующей наладкой должны привлекаться специалисты газовой службы предприятия и/или специализированные организации. Соответственно, проведение режимно-наладочных испытаний газовой части тепловых энергоустановок силами газовой службы предприятия возможно.

Согласно п. 5.2.4 ГОСТ 54961, организация собственной газовой службы на предприятии должна осуществляться в соответствии с положением, утвержденным руководителем предприятия. Положение о газовой службе предприятия должно разрабатываться в соответствии с указанным стандартом и ГОСТ Р 54983.

Газовые службы предприятий должны иметь квалифицированный персонал, а также достаточные для выполнения производственных процессов материально-технические и топливно-энергетические ресурсы.

На основании п. 5.2.5 ГОСТ 54961, кадровый состав газовых служб предприятий должен формироваться в зависимости от состава и объема работ, выполняемых собственными силами.

Для работников газовых служб предприятий должны быть разработаны и утверждены руководителем предприятия (организации) следующие документы:

— должностные инструкции, устанавливающие обязанности, права и ответственность руководителей и специалистов;

— производственные инструкции, устанавливающие последовательность выполнения технологических операций при производстве работ и условия обеспечения их безопасного проведения.

К производственным инструкциям по техническому обслуживанию и ремонту газоиспользующего оборудования должны прилагаться технологические схемы и режимные карты.

Пунктом 5.2.6 ГОСТ Р 54961 определено, что руководители и специалисты газовых служб предприятий должны быть аттестованы в области промышленной безопасности. Рабочие газовых служб предприятий и обслуживающий дежурный персонал должны проходить проверку знаний безопасных методов и приемов выполняемых работ в объеме соответствующих производственных инструкций. Порядок проведения аттестации руководителей и специалистов и проверки знаний рабочими безопасных методов и приемов выполняемых работ устанавливается уполномоченным федеральным органом исполнительной власти в области промышленной безопасности.

Персонал газовой службы предприятия, осуществляющий обслуживание и ремонт электроустановок, должен пройти обучение и проверку знаний правил устройства, технической эксплуатации и правил безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей в пределах требований, предъявляемых к должности или профессии, с присвоением соответствующей группы по электробезопасности. Подготовка и допуск персонала к самостоятельной работе должны осуществляться в соответствии с требованиями ссылочных нормативных документов (№№ 4-6 по списку, приведенному в данном ГОСТ).

Повышение квалификации руководителей и специалистов, а также профессиональная подготовка персонала газовых служб предприятий и обслуживающего дежурного персонала должны осуществляться в учебных организациях (центрах, комбинатах, курсах и др.). Повышение квалификации руководителей и специалистов газовых служб предприятий должно проводиться не реже одного раза в пять лет.

В соответствии с п. 2.3.22 Правил устройства электроустановок (ПУЭ, 6-ое издание, Глава 2.3, утверждена Главтехуправлением Минэнерго СССР 18.08.1975) «Усилия тяжения при прокладке кабелей и протягивании их в трубах определяются механическими напряжениями, допустимыми для жил и оболочек».

Согласно п. 2.3.37 ПУЭ «... Кабели ... должны обладать необходимой стойкостью к механическим воздействиям при прокладке во всех видах грунтов, при протяжке в блоках и трубах, а также стойкостью по отношению к тепловым и механическим воздействиям при эксплуатационно-ремонтных работах».

В соответствии с п. 2.3.97 ПУЭ «При пересечении кабельными линиями железных и автомобильных дорог кабели должны прокладываться в туннелях, блоках или трубах по всей ширине зоны отчуждения ...».

Согласно п. 2.3.33 ПУЭ «Внутри зданий кабельные линии можно прокладывать непосредственно по конструкциям зданий (открыто и в коробах или трубах), в каналах, блоках, туннелях, трубах, проложенных в полах и перекрытиях, а также по фундаментам машин, в шахтах, кабельных этажах и двойных полах».

Национальный стандарт ГОСТ Р МЭК 61386.24-2014 «Трубные системы для прокладки кабелей. Часть 24. Трубные системы для прокладки в земле», утверждённый Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 15.04.2014 № 348-ст, содержит Таблицу 101, согласно которой минимальный внутренний диаметр труб для прокладки кабелей предусмотрен от 18 до 188 мм (наружный диаметр кабеля, например, ВВГ 4×240 — около 52 мм).

Отнесение энергопринимающих устройств к первой категории надежности осуществляется в случае, если необходимо обеспечить беспрерывный режим работы энергопринимающих устройств, перерыв снабжения электрической энергией которых допустим лишь на время автоматического ввода резервного источника снабжения электрической энергии и может повлечь за собой угрозу жизни и здоровью людей, угрозу безопасности государства, значительный материальный ущерб. В составе первой категории надежности выделяется особая категория энергопринимающих устройств, бесперебойная работа которых необходима для безаварийной остановки производства с целью предотвращения угрозы жизни людей, взрывов и пожаров.

Отнесение энергопринимающих устройств ко второй категории надежности осуществляется в случае, если необходимо обеспечить надежное функционирование энергопринимающих устройств, перерыв снабжения электрической энергией которых приводит к недопустимым нарушениям технологических процессов производства.

Энергопринимающие устройства, не отнесенные к первой или второй категориям надежности, относятся к третьей категории надежности.

Для энергопринимающих устройств, отнесенных к первой и второй категориям надежности, должно быть обеспечено наличие независимых резервных источников снабжения электрической энергией. Дополнительно для энергопринимающих устройств особой категории первой категории надежности, а также для энергопринимающих устройств, относящихся к энергопринимающим устройствам аварийной брони, должно быть обеспечено наличие автономного резервного источника питания соответствующей мощности.

Автономные резервные источники питания в случае, если их наличие предусмотрено техническими условиями, подлежат установке владельцем энергопринимающих устройств и технологическому присоединению в порядке, предусмотренном настоящими Правилами. Владелец энергопринимающих устройств обязан поддерживать установленные автономные резервные источники питания в состоянии готовности к использованию при возникновении внерегламентных отключений, введении аварийных ограничений режима потребления электрической энергии (мощности) или использовании противоаварийной автоматики«.

В соответствии с п. 31(6) Правил недискриминационного доступа к услугам по передаче электрической энергии и оказания этих услуг, утвержденных постановлением Правительства РФ от 27.12.2004 № 861 (с изменениями и дополнениями на 29.10.2021):

«Категория надежности обусловливает содержание обязательств сетевой организации по обеспечению надежности снабжения электрической энергией энергопринимающих устройств, в отношении которых заключен договор...

Потребитель услуг (потребитель электрической энергии, в интересах которого заключен договор) обязан обеспечить поддержание автономного резервного источника питания мощностью, достаточной для обеспечения электроснабжения соответствующих электроприемников потребителя, необходимость установки которого определена в процессе технологического присоединения, в состоянии готовности к его использованию при возникновении внерегламентных отключений, введении аварийных ограничений режима потребления электрической энергии (мощности) или использовании противоаварийной автоматики.

Если необходимость установки автономных резервных источников питания возникла после завершения технологического присоединения, то потребитель услуг (потребитель электрической энергии, в интересах которого заключен договор) обязан обеспечить его установку и подключение в порядке, установленном Правилами технологического присоединения энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, объектов по производству электрической энергии, а также объектов электросетевого хозяйства, принадлежащих сетевым организациям и иным лицам, к электрическим сетям.

Сетевая организация не несет ответственности за последствия, возникшие вследствие неисполнения потребителем услуг требований настоящего пункта и повлекшие за собой повреждение оборудования, угрозу жизни и здоровью людей, экологической безопасности и (или) безопасности государства, значительный материальный ущерб, необратимые (недопустимые) нарушения непрерывных технологических процессов производства».

Таким образом, потребитель вправе самостоятельно выбрать любую категорию надежности электроснабжения, которую будет обеспечивать электросетевая организация по сетям внешнего электроснабжения.

При этом во внутренних сетях потребителю необходимо обеспечить требуемую нормативными документами (РД 34.20.185-94, СП 256.1325800.2016 и другими сводами правил проектирования зданий и сооружений, отраслевыми стандартами) категорию надежности электроснабжения внутренних электроустановок, в том числе путём применения технологических электростанций потребителя, автономных источников питания, если по внешним сетям не будет обеспечивается требуемое Правилами устройства электроустановок количество независимых источников питания.

Согласно п. 3.28 ГОСТ Р 55608-2018 «сложные переключения с устройствами релейной защиты и автоматики: Переключения по изменению эксплуатационного состояния или технологического режима работы одного или нескольких устройств релейной защиты и автоматики на одном или нескольких объектах электроэнергетики при выводе из работы (вводе в работу) устройств релейной защиты и автоматики, требующие строгого соблюдения последовательности операций и/или координации действий оперативного персонала объектов электроэнергетики во время этих переключений».

При этом в соответствии с п. 57 Правил переключений в электроустановках (ППЭУ), утвержденных Приказом Минэнерго России от 13.09.2018 № 757, зарегистрированным в Минюсте России 22.11.2018, регистрационный № 52754, «Главный диспетчер ДЦ, технический руководитель владельца объекта электроэнергетики (его филиала) с учетом местных особенностей должен определить переключения в электроустановках, относящиеся к сложным переключениям, и утвердить перечень сложных переключений.

В перечень сложных переключений должны быть включены переключения по выводу в ремонт и вводу в работу после ремонта:

• ЛЭП 110 кВ и выше, за исключением случаев, установленных пунктом 58 Правил, когда допускается не относить к сложным переключениям по выводу ЛЭП в ремонт и вводу их в работу после ремонта;
• автотрансформаторов, трансформаторов высшим классом напряжения 110 кВ и выше;
• выключателя с переводом питания присоединения через ОВ (ШОВ);
• выключателя в схемах: полуторной, треугольника, четырехугольника и иных аналогичных схемах;
• системы (секции) шин (с переводом всех присоединений на оставшуюся в работе систему (секцию) шин);
• оборудования, при изменении эксплуатационного состояния которого возможно возникновение феррорезонанса;
• устройства РЗА, для которого при выводе для технического обслуживания (вводе в работу после технического обслуживания) требуется координация действий оперативного персонала нескольких объектов электроэнергетики (энергопринимающих установок);
• иные переключения в электроустановках — по решению главного диспетчера ДЦ, технического руководителя владельца объекта электроэнергетики или соответствующего его филиала».

Согласно п. 58 ППЭУ «При составлении перечня сложных переключений главный диспетчер ДЦ, технический руководитель владельца объекта электроэнергетики (его филиала) с учетом местных особенностей должен определить необходимость или отсутствие необходимости отнесения к сложным переключениям переключений по выводу в ремонт и вводу в работу после ремонта ЛЭП классом напряжения 110, 220 кВ, выполняемых оперативным персоналом объектов электроэнергетики и НСО, в распределительных устройствах напряжением 110-220 кВ следующих подстанций:

• питаемых по одной или двум радиальным ЛЭП;
• присоединенных к одной или двум проходящим ЛЭП на ответвлениях;
• по схеме мостика;
• с одиночной секционированной или несекционированной системой шин, в том числе с обходной системой шин;
• с двумя секционированными или несекционированными системами шин и подключением ЛЭП через один выключатель, в том числе с обходной системой шин».

В соответствии с п. 59 ППЭУ «Перечни сложных переключений, выполняемых по бланкам (типовым бланкам) или программам (типовым программам) переключений, должны составляться для каждого объекта (группы объектов) электроэнергетики, ЦУС и ДЦ.

Перечни сложных переключений должны актуализироваться при изменении состава ЛЭП, оборудования, устройств РЗА».

Таким образом, к сложным следует относить переключения, при которых задействованы любые перечисленные элементы — коммутационные аппараты, заземляющие разъединители, устройства релейной защиты и автоматики, если при переключениях необходимо выполнение операций в строгой последовательности. При составлении перечня сложных переключений главный диспетчер диспетчерского центра, технический руководитель объекта электроэнергетики определяет необходимость или отсутствие необходимости отнесения переключений к сложным с учетом местных особенностей и актуализирует перечень при изменении состава ЛЭП, оборудования, устройств РЗА.

Таблицей 2 Национального стандарта ГОСТ Р 58882-2020 «Заземляющие устройства. Системы уравнивания потенциалов. Заземлители. Заземляющие проводники. Технические требования», утверждённого Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 16.06.2020 № 254-ст, предусматривается наименьший размер заземлителя или заземляющего проводника, проложенного в земле, из прямоугольной полосы чёрной стали площадью 100 мм и толщиной стенки 4 мм.

Таблицей 1.7.4 Правил устройства электроустановок (ПУЭ, 7-ое издание, Глава 1.7, утверждена Приказом Минэнерго России от 08.07.2002 № 204) также предусматривается наименьший размер заземлителя или заземляющего проводника, проложенного в земле, из прямоугольной полосы чёрной стали площадью 100 мм и толщиной стенки 4 мм.

Таким образом, при выборе материала и минимального сечения заземлителей и заземляющих проводников следует руководствоваться требованиями ГОСТ Р 58882-2020 и Правил устройства электроустановок.

Обоснование:

СП 54.13330 не требует обязательности устройства именно техподполья. Правила эксплуатации соответствующих сетей (например, приказ Минэнерго РФ от 24.03.2003 N 115 «Об утверждении Правил технической эксплуатации тепловых энергоустановок», ПУЭ) не устанавливают обязательность техподполья. Конкретные решения не должны допускать аварий, а уж как это обеспечить — дело проектировщика.

Таким образом, устанавливать индекс технического состояния объекта электроэнергетики может как собственник (эксплуатирующая организация), так и специализированная организация.

Этому способствует требование п.1.7.119. ПУЭ о том, что ГЗШ должна быть расположена «вблизи вводного устройства».

Оно применяется с целью выделить какую-либо электроустановку или ее часть, питающуюся по отдельной линии в административном, административно-хозяйственном или территориальном отношении (см., например, пункты 7.1.3, 7.1.22, 7.1.32 ПУЭ).

Для источников питания применяются другие термины — «независимый» и «взаимно резервирующий» (см., например, пункты 1.2.10, 1.2.19, 1.2.20 ПУЭ).

Исходя из вышеизложенного, вводы от РУ-0,4 кВ одной ТП в здание, в котором расположено несколько ВРУ, будут являться обособленными.

Согласно п. 2.3.113 ПУЭ "Кабельные этажи, туннели, галереи, эстакады и шахты должны быть отделены от других помещений и соседних кабельных сооружений несгораемыми перегородками и перекрытиями с пределом огнестойкости не менее 0,75 ч. Такими же перегородками протяженные туннели должны разделяться на отсеки длиной не более 150 м при наличии силовых и контрольных кабелей и не более 100 м при наличии маслонаполненных кабелей. Площадь каждого отсека двойного пола должна быть не более 600 м².

Двери в кабельных сооружениях и перегородках с пределом огнестойкости 0,75 ч должны иметь предел огнестойкости не менее 0,75 ч в электроустановках, перечисленных в 2.3.76, и 0,6 ч в остальных электроустановках.

Выходы из кабельных сооружений должны предусматриваться наружу или в помещения с производствами категорий Г и Д. Количество и расположение выходов из кабельных сооружений должно определяться, исходя из местных условий, но их должно быть не менее двух. При длине кабельного сооружения не более 25 м допускается иметь один выход.

Двери кабельных сооружений должны быть самозакрывающимися, с уплотненными притворами. Выходные двери из кабельных сооружений должны открываться наружу и должны иметь замки, отпираемые из кабельных сооружений без ключа, а двери между отсеками должны открываться по направлению ближайшего выхода и оборудоваться устройствами, поддерживающими их в закрытом положении.

Проходные кабельные эстакады с мостиками обслуживания должны иметь входы с лестницами. Расстояние между входами должно быть не более 150 м. Расстояние от торца эстакады до входа на нее не должно превышать 25 м.

Входы должны иметь двери, предотвращающие свободный доступ на эстакады лицам, не связанным с обслуживанием кабельного хозяйства. Двери должны иметь самозапирающиеся замки, открываемые без ключа с внутренней стороны эстакады.

Расстояние между входами в кабельную галерею при прокладке в ней кабелей не выше 35 кВ должно быть не более 150 м, а при прокладке маслонаполненных кабелей — не более 120 м.

Наружные кабельные эстакады и галереи должны иметь основные несущие строительные конструкции (колонны, балки) из железобетона с пределом огнестойкости не менее 0,75 ч или из стального проката с пределом огнестойкости не менее 0,25 ч.

Несущие конструкции зданий и сооружений, которые могут опасно деформироваться или снизить механическую прочность при горении групп (потоков) кабелей, проложенных вблизи этих конструкций на наружных кабельных эстакадах и галереях, должны иметь защиту, обеспечивающую предел огнестойкости защищаемых конструкций не менее 0,75 ч.

Кабельные галереи должны делиться на отсеки несгораемыми противопожарными перегородками с пределом огнестойкости не менее 0,75 ч. Длина отсеков галерей должна быть не более 150 м при прокладке в них кабелей до 35 кВ и не более 120 м при прокладке маслонаполненных кабелей. На наружные кабельные галереи, закрытые частично, указанные требования не распространяются«.

В соответствии с п.2.3.122 ПУЭ «Необходимость применения и объем автоматических стационарных средств обнаружения и тушения пожаров в кабельных сооружениях должны определяться на основании ведомственных документов, утвержденных в установленном порядке.

В непосредственной близости от входа, люков и вентиляционных шахт (в радиусе не более 25 м) должны быть установлены пожарные краны. Для эстакад и галерей пожарные гидранты должны располагаться с таким расчетом, чтобы расстояние от любой точки оси трассы эстакады и галереи до ближайшего гидранта не превышало 100 м».

Согласно п.2.3.133 ПУЭ «Прокладка кабелей в коллекторах, технологических галереях и по технологическим эстакадам выполняется в соответствии с требованиями СНиП Госстроя России.

Наименьшие расстояния в свету от кабельных эстакад и галерей до зданий и сооружений должны соответствовать приведенным в таб. 2.3.2...».

В соответствии с п.2.2.31 ПУЭ «В туннелях и галереях, где размещены токопроводы, должно быть выполнено освещение в соответствии с требованиями разд.6. Освещение туннелей и галерей должно питаться от двух источников с чередованием присоединений ламп к обоим источникам.

Там, где прокладываются токопроводы без оболочек (IP00), осветительная арматура должна быть установлена так, чтобы было обеспечено безопасное ее обслуживание. В этом случае осветительная электропроводка в туннелях и галереях должна быть экранирована (кабели с металлической оболочкой, электропроводки в стальных трубах и др.)».

Согласно п.2.3.72 ПУЭ «эстакады и галереи должны быть оборудованы молниезащитой согласно РД 34.21.122-87 „Инструкция по устройству молниезащиты зданий и сооружений“ Минэнерго СССР».

В соответствии с п.2.2.20 Правил технической эксплуатации электроустановок потребителей, утвержденных приказом Министерства энергетики РФ от 13.01.2003 № 6, зарегистрированных в Минюсте РФ 22.01.2003, регистрационный № 4145, «на дверях и внутренних стенках камер ЗРУ, оборудовании ОРУ, лицевых и внутренних частях КРУ наружной и внутренней установки, сборках, а также на лицевой и оборотной сторонах панелей щитов должны быть выполнены надписи, указывающие назначение присоединений и их диспетчерское наименование. На дверях РУ должны быть предупреждающие плакаты и знаки установленного образца...».

Согласно п.6.20 СП 18.13330.2019 «Производственные объекты. Планировочная организация земельного участка (Генеральные планы промышленных предприятий)», утвержденного приказом Минстроя России от 17.09.2019 № 544/пр, «Пересечение кабельных эстакад и галерей с воздушными линиями электропередачи, внутризаводскими железными и автомобильными дорогами, канатными дорогами, воздушными линиями связи и радиофикации и трубопроводами следует выполнять под углом не менее 30°».

Пересечение кабельных эстакад с ограждениями и заборами Правилами устройства электроустановок не нормируется.

По тексту пункта 4.1.22 возможны три варианта ввода кабелей в РУ или НКУ:

– сверху;

– снизу;

– одновременно и снизу, и сверху в одно и то же НКУ.

При этом согласно п. 4.1.19 ПУЭ «Конструкции РУ, НКУ и устанавливаемая в них аппаратура должны соответствовать требованиям действующих стандартов».

Действующий Национальный стандарт ГОСТ Р 51321.1-2007
(МЭК 60439-1:2004) «Устройства комплектные низковольтные распределения и управления. Часть 1. Устройства, испытанные полностью или частично», утверждённый Приказом Федерального агентства Российской Федерации по техническому регулированию и метрологии от 27.12.2007 № 508-ст, не ограничивает возможность ввода кабелей и сверху, и снизу одновременно в одно и то же НКУ.

Действующий Межгосударственный стандарт ГОСТ 32396-2013 «Устройства вводно-распределительные для жилых и общественных зданий. Общие технические условия», принятый Межгосударственным советом по стандартизации, метрологии и сертификации (протокол от 14.11.2013 № 44), предусматривает ввод и вывод кабелей питающей сети в ВРУ снизу, отходящих проводников - как вниз, так и вверх (п. 6.2.7).

Согласно п.2.3.36 ПУЭ «Для кабельных линий, прокладываемых по трассам с различными условиями охлаждения, сечения кабелей должны выбираться по участку трассы с худшими условиями охлаждения, если длина его составляет более 10 м. Допускается для кабельных линий до 10 кВ, за исключением подводных, применение кабелей разных сечений, но не более трех при условии, что длина наименьшего отрезка составляет не менее 20 м (см. также 2.3.70).

В соответствии с п.2.3.39 ПУЭ «В кабельных сооружениях и производственных помещениях при отсутствии опасности механических повреждений в эксплуатации рекомендуется прокладывать небронированные кабели, а при наличии опасности механических повреждений в эксплуатации должны применяться бронированные кабели или защита их от механических повреждений. При смешанной прокладке (земля — кабельное сооружение или производственное помещение) рекомендуется применение тех же марок кабелей, что и для прокладки в земле (см. 2.3.37), но без горючих наружных защитных покровов».

ПУЭ не содержат указаний о возможности применении марок кабелей, предназначенных для прокладки на воздухе, для смешанной прокладки земля — кабельное сооружение, исходя из длин участков в земле и на воздухе. Область применения кабеля должна отвечать требованиям ПУЭ, соответствующих ГОСТ, технической документации завода изготовителя.

1) габариты маслоприемника должны выступать за габариты трансформатора (реактора) не менее чем на 0,6 м при массе масла до 2 т; 1 м при массе от 2 до 10 т; 1,5 м при массе от 10 до 50 т; 2 м при массе более 50 т. При этом габарит маслоприемника может быть принят меньше на 0,5 м со стороны стены или перегородки, располагаемой от трансформатора (реактора) на расстоянии менее 2 м;

2) объем маслоприемника с отводом масла следует рассчитывать на единовременный прием 100 % масла, залитого в трансформатор (реактор).

Объем маслоприемника без отвода масла следует рассчитывать на прием 100 % объема масла, залитого в трансформатор (реактор), и 80 % воды от средств пожаротушения из расчета орошения площадей маслоприемника и боковых поверхностей трансформатора (реактора) с интенсивностью 0,2 л/с·м² в течение 30 мин;

3) устройство маслоприемников и маслоотводов должно исключать переток масла (воды) из одного маслоприемника в другой, растекание масла по кабельным и др. подземным сооружениям, распространение пожара, засорение маслоотвода и забивку его снегом, льдом и т.п.;

4) маслоприемники под трансформаторы (реакторы) с объемом масла до 20 т допускается выполнять без отвода масла. Маслоприемники без отвода масла должны выполняться заглубленной конструкции и закрываться металлической решеткой, поверх которой должен быть насыпан слой чистого гравия или промытого гранитного щебня толщиной не менее 0,25 м, либо непористого щебня другой породы с частицами от 30 до 70 мм. Уровень полного объема масла в маслоприемнике должен быть ниже решетки не менее чем на 50 мм.

Удаление масла и воды из маслоприемника без отвода масла должно предусматриваться передвижными средствами. При этом рекомендуется выполнение простейшего устройства для проверки отсутствия масла (воды) в маслоприемнике;

5) маслоприемники с отводом масла могут выполняться как заглубленными, так и незаглубленными (дно на уровне окружающей планировки). При выполнении заглубленного телеприемника устройство бортовых ограждений не требуется, если при этом обеспечивается объем маслоприемника, указанный в п. 2.

Маслоприемники с отводом масла могут выполняться:

с установкой металлической решетки на маслоприемнике, поверх которой насыпан гравий или щебень толщиной слоя 0,25 м;

без металлической решетки с засыпкой гравия на дно маслоприемника толщиной слоя не менее 0,25 м.

Незаглубленный маслоприемник следует выполнять в виде бортовых ограждений маслонаполненного оборудования. Высота бортовых ограждений должна быть не более 0,5 м над уровнем окружающей планировки.

Дно маслоприемника (заглубленного и незаглубленного) должно иметь уклон не менее 0,005 в сторону приямка и быть засыпано чисто промытым гранитным (либо другой непористой породы) гравием или щебнем фракцией от 30 до 70 мм. Толщина засыпки должна быть не менее 0,25 м.

Верхний уровень гравия (щебня) должен быть не менее чем на 75 мм ниже верхнего края борта (при устройстве маслоприемников с бортовыми ограждениями) или уровня окружающей планировки (при устройстве маслоприемников без бортовых ограждений).

Допускается не производить засыпку дна маслоприемников по всей площади гравием. При этом на системах отвода масла от трансформаторов (реакторов) следует предусматривать установку огнепреградителей;

6) при установке маслонаполненного электрооборудования на железобетонном перекрытии здания (сооружения) устройство маслоотвода является обязательным;

7) маслоотводы должны обеспечивать отвод из маслоприемника масла и воды, применяемой для тушения пожара, автоматическими стационарными устройствами и гидрантами на безопасное в пожарном отношении расстояние от оборудования и сооружений: 50 % масла и полное количество воды должны удаляться не более чем за 0,25 ч. Маслоотводы могут выполняться в виде подземных трубопроводов или открытых кюветов и лотков;

8) маслосборники должны предусматриваться закрытого типа и должны вмещать полный объем масла единичного оборудования (трансформаторов, реакторов), содержащего наибольшее количество масла, а также 80 % общего (с учетом 30-минутного запаса) расхода воды от средств пожаротушения. Маслосборники должны оборудоваться сигнализацией о наличии воды с выводом сигнала на щит управления. Внутренние поверхности маслоприемника, ограждений маслоприемника и маслосборника должны быть защищены маслостойким покрытием«.

В соответствии с п. 1.1.1 Правил устройства электроустановок (ПУЭ, 7-ое издание, Глава 1.1, утверждена приказом Минэнерго России от 08.07.2002 № 204), «Правила устройства электроустановок (ПУЭ) распространяются на вновь сооружаемые и реконструируемые электроустановки постоянного и переменного тока напряжением до 750 кВ, в том числе на специальные электроустановки, рассмотренные в разд. 7 настоящих Правил. Устройство специальных электроустановок, не рассмотренных в разд. 7, должно регламентироваться другими нормативными документами. Отдельные требования настоящих Правил могут применяться для таких электроустановок в той мере, в какой они по исполнению и условиям работы аналогичны электроустановкам, рассмотренным в настоящих Правилах.

Требования настоящих Правил рекомендуется применять для действующих электроустановок, если это повышает надежность электроустановки или если ее модернизация направлена на обеспечение требований безопасности.

По отношению к реконструируемым электроустановкам требования настоящих Правил распространяются лишь на реконструируемую часть электроустановок».

При этом 6-ое издание Главы 4.2 Правил устройства электроустановок (утверждена Главтехуправлением Минэнерго СССР 25.02.1977) включало в себя п. 4.2.70, содержащий требования: «Для предотвращения растекания масла и распространения пожара при повреждениях маслонаполненных силовых трансформаторов (реакторов) с массой масла более 1 т в единице (одном баке) и баковых выключателей 110 кВ и выше должны быть выполнены маслоприемники, маслоотводы и маслосборники ...». Требование об обязательности выполнения маслоприемников под маслонаполненными силовыми трансформаторами (реакторами) с количеством масла более 1000 кг появилось в пункте IV-2-70 Главы IV ПУЭ 5-го издания, вступившей в силу 01.05.1978.

Правила устройства электроустановок не делают исключений по устройству маслоприемников для мобильных ПС.

Таким образом, проектная документация по реконструкции или устройству мобильной ПС с силовым трансформатором с объемом масла более 1 тонны должна содержать технические решения по устройству маслоприемника, маслоотводов и маслосборника.

Согласно пункту 5.10.3 правил технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации (ПТЭЭС) «каждый элемент установки, подлежащий заземлению, должен быть присоединен к заземлителю посредством отдельного заземляющего проводника. Последовательное соединение заземляющими проводниками нескольких элементов установки не допускается».

Необходимо обратить внимание на то, что требования пункта ПТЭСС совпадают с требованиям п. ПУЭ.

Согласно п.1.7.144 ПУЭ «присоединение каждой открытой проводящей части электроустановки к нулевому защитному или защитному заземляющему проводнику должно быть выполнено при помощи отдельного ответвления. Последовательное включение в защитный проводник открытых проводящих частей не допускается...»

При этом согласно п.1.7.122 ПУЭ «...сторонние проводящие части могут быть использованы в качестве РЕ-проводников, если они, кроме того, одновременно отвечают следующим требованиям: 1) непрерывность электрической цепи обеспечивается либо их конструкцией, либо соответствующими соединениями, защищенными от механических, химических и других повреждений; 2) их демонтаж невозможен, если не предусмотрены меры по сохранению непрерывности цепи и ее проводимости».

Таким образом, основным критерием при выборе схемы присоединения заземляемых частей к заземлителю должен быть следующий: при демонтаже одного из элементов сохраняется непрерывность цепи для всех остальных элементов. Следовательно, магистральная схема заземления элементов выключателя 110 кВ, когда при демонтаже любого ответвления — к раме выключателя, или к шкафу привода, или к опорной металлоконструкции, не нарушается целостность цепи присоединения остальных элементов к заземляющему устройству ПС, соответствует требованиям ПУЭ. Прокладка от каждой проводящей части выключателя, требующей заземления, отдельного заземляющего проводника непосредственно в землю к заземляющему устройству, будет избыточной.

Вывод из эксплуатации и демонтаж данной сети без согласования с указанными потребителями не допускается (ч. 8 ст. 21 ФЗ № 190-ФЗ).

В противном случае собственник здания обязан будет возместить убытки, причиненные юридическим и физическим лицам в результате такого нарушения (ч. 9 ст. 21 ФЗ № 190-ФЗ).

Правила вывода из эксплуатации тепловых сетей утверждены ПП РФ от 06.09.2012 № 889.

В адрес заявителей, за исключением случаев осуществления технологического присоединения по индивидуальному проекту, сетевая организация направляет для подписания заполненный и подписанный ею проект договора в 2 экземплярах и подписанные технические условия как неотъемлемое приложение к договору в течение 20 рабочих дней со дня получения заявки.

В целях временного технологического присоединения сетевая организация направляет заявителю в бумажном виде для подписания заполненный и подписанный ею проект договора в 2 экземплярах и подписанные технические условия как неотъемлемое приложение к такому договору в течение 10 дней со дня получения заявки, направленной в том числе посредством официального сайта сетевой организации ...

При необходимости согласования технических условий с системным оператором ... указанный срок по инициативе сетевой организации может быть увеличен на срок согласования технических условий с системным оператором. В этом случае заявитель уведомляется об увеличении срока и дате его завершения. При этом сетевая организация направляет заявителю для подписания заполненный и подписанный ею проект договора в 2 экземплярах и подписанные технические условия как неотъемлемое приложение к договору, согласованные с системным оператором, не позднее 3 рабочих дней со дня их согласования с системным оператором...«.

Согласно п. 30.4 указанных Правил «В случае осуществления технологического присоединения по индивидуальному проекту сетевая организация направляет заявителю для подписания заполненный и подписанный со своей стороны проект договора в 2 экземплярах, индивидуальные технические условия (в случае, если индивидуальные технические условия в соответствии с настоящими Правилами подлежат согласованию с системным оператором, — индивидуальные технические условия, согласованные с системным оператором), являющиеся неотъемлемым приложением к этому договору, а также копию решения уполномоченного органа исполнительной власти в области государственного регулирования тарифов об установлении платы за технологическое присоединение по индивидуальному проекту не позднее 3 рабочих дней со дня вступления в силу указанного решения».

«... б) вдоль подземных кабельных линий электропередачи — в виде части поверхности участка земли, расположенного под ней участка недр (на глубину, соответствующую глубине прокладки кабельных линий электропередачи), ограниченной параллельными вертикальными плоскостями, отстоящими по обе стороны линии электропередачи от крайних кабелей на расстоянии 1 метра (при прохождении кабельных линий напряжением до 1 киловольта в городах под тротуарами — на 0,6 метра в сторону зданий и сооружений и на 1 метр в сторону проезжей части улицы) ...

д) вокруг подстанций — в виде части поверхности участка земли и воздушного пространства (на высоту, соответствующую высоте наивысшей точки подстанции), ограниченной вертикальными плоскостями, отстоящими от всех сторон ограждения подстанции по периметру на расстоянии, указанном в подпункте „а“ настоящего документа, применительно к высшему классу напряжения подстанции».

При этом согласно п. 8 указанных Правил «В охранных зонах запрещается осуществлять любые действия, которые могут нарушить безопасную работу объектов электросетевого хозяйства, в том числе привести к их повреждению или уничтожению, и (или) повлечь причинение вреда жизни, здоровью граждан и имуществу физических или юридических лиц, а также повлечь нанесение экологического ущерба и возникновение пожаров, в том числе: ... б) размещать любые объекты и предметы (материалы) в пределах созданных в соответствии с требованиями нормативно-технических документов проходов и подъездов для доступа к объектам электросетевого хозяйства, а также проводить любые работы и возводить сооружения, которые могут препятствовать доступу к объектам электросетевого хозяйства, без создания необходимых для такого доступа проходов и подъездов; ... г) размещать свалки; д) производить работы ударными механизмами, сбрасывать тяжести массой свыше 5 тонн, производить сброс и слив едких и коррозионных веществ и горюче-смазочных материалов (в охранных зонах подземных кабельных линий электропередачи)».

В соответствии с п. 9 Правил «В охранных зонах, установленных для объектов электросетевого хозяйства напряжением свыше 1000 вольт, помимо действий, предусмотренных пунктом 8 настоящих Правил, запрещается:

а) складировать или размещать хранилища любых, в том числе горюче-смазочных, материалов;

б) размещать детские и спортивные площадки, стадионы, рынки, торговые точки, полевые станы, загоны для скота, гаражи и стоянки всех видов машин и механизмов, проводить любые мероприятия, связанные с большим скоплением людей, не занятых выполнением разрешенных в установленном порядке работ (в охранных зонах воздушных линий электропередачи) ...»

Согласно п. 10 Правил «В пределах охранных зон без письменного решения о согласовании сетевых организаций юридическим и физическим лицам запрещаются: а) строительство, капитальный ремонт, реконструкция или снос зданий и сооружений; ... ж) земляные работы на глубине более 0,3 метра (на вспахиваемых землях на глубине более 0,45 метра), а также планировка грунта (в охранных зонах подземных кабельных линий электропередачи) ...».

Таким образом, в охранной зоне кабельной линии запрещается складировать материалы, устраивать свалки, размещать объекты на проходах и подъездах к объектам электросетевого хозяйства. Без письменного согласования электросетевой организации запрещается строительство, капитальный ремонт, реконструкция или снос зданий и сооружений, земляные работы на глубине более 0,3 метра и планировка грунта в охранной зоне подземной кабельной линии. Запрет на размещение детских и спортивных площадок, стадионов, рынков, торговых точек, гаражей и стоянок машин и механизмов относится к охранным зонам воздушных линий электропередачи и на охранные зоны кабельных линии не распространяется.

Охранная зона вокруг трансформаторной подстанции устанавливается согласно подпункту д) Приложения к Правилам, не зависимо от питания по воздушным или кабельным линиям, и для ТП с высшим классом напряжения 6-10-20 кВ будет составлять 10 метров от всех стен ТП.

Согласно п. 2.7.9 ПТЭЭП «Визуальные осмотры видимой части заземляющего устройства должны производиться по графику, но не реже 1 раза в 6 месяцев ответственным за электрохозяйство Потребителя или работником, им уполномоченным. При осмотре оценивается состояние контактных соединений между защитным проводником и оборудованием, наличие антикоррозионного покрытия, отсутствие обрывов. Результаты осмотров должны заноситься в паспорт заземляющего устройства».

В соответствии с п. 2.7.10 ПТЭЭП «Осмотры с выборочным вскрытием грунта в местах, наиболее подверженных коррозии, а также вблизи мест заземления нейтралей силовых трансформаторов, присоединений разрядников и ограничителей перенапряжений должны производиться в соответствии с графиком планово-профилактических работ (далее — ППР), но не реже одного раза в 12 лет. Величина участка заземляющего устройства, подвергающегося выборочному вскрытию грунта (кроме ВЛ в населенной местности — см. п. 2.7.11) определяется решением технического руководителя Потребителя».

В соответствии с п. 2.7.13 ПТЭЭП «Для определения технического состояния заземляющего устройства в соответствии с нормами испытаний электрооборудования (приложение 3) должны производиться:

измерение сопротивления заземляющего устройства;

измерение напряжения прикосновения (в электроустановках, заземляющее устройство которых выполнено по нормам на напряжение прикосновения), проверка наличия цепи между заземляющим устройством и заземляемыми элементами, а также соединений естественных заземлителей с заземляющим устройством;

измерение токов короткого замыкания электроустановки, проверка состояния пробивных предохранителей;

измерение удельного сопротивления грунта в районе заземляющего устройства.

Для ВЛ измерения производятся ежегодно у опор, имеющих разъединители, защитные промежутки, разрядники, повторное заземление нулевого провода, а также выборочно у 2% железобетонных и металлических опор в населенной местности.

Измерения должны выполняться в период наибольшего высыхания грунта (для районов вечной мерзлоты — в период наибольшего промерзания грунта).

Результаты измерений оформляются протоколами...»

Согласно п. 2.7.14 ПТЭЭП «Измерения параметров заземляющих устройств — сопротивление заземляющего устройства, напряжение прикосновения, проверка наличия цепи между заземлителями и заземляемыми элементами — производятся также после реконструкции и ремонта заземляющих устройств, при обнаружении разрушения или перекрытия изоляторов ВЛ электрической дугой. При необходимости должны приниматься меры по доведению параметров заземляющих устройств до нормативных».

Согласно п. 3.6.2 ПТЭЭП «Конкретные сроки испытаний и измерений параметров электрооборудования электроустановок при капитальном ремонте (далее — К), при текущем ремонте (далее — Т) и при межремонтных испытаниях и измерениях, т.е. при профилактических испытаниях, выполняемых для оценки состояния электрооборудования и не связанных с выводом электрооборудования в ремонт (далее — М), определяет технический руководитель Потребителя на основе Приложения 3 настоящих Правил с учетом рекомендаций заводских инструкций, состояния электроустановок и местных условий».

Согласно разделу 26 Приложения 3 ПТЭЭП — «Заземляющие устройства» — К, Т, М — в сроки, устанавливаемые системой ППP.

Согласно п. 26.4 Приложения 3 ПТЭЭП измерения сопротивлений заземляющих устройств опор воздушных линий электропередачи производятся после ремонтов, но не реже 1 раза в 6 лет для ВЛ напряжением до 1000 В и 12 лет для ВЛ выше 1000 В, после реконструкции и ремонта заземляющих устройств, а также при обнаружении разрушения или следов перекрытия изоляторов электрической дугой. Для других заземляющих устройств — при проведении капитального ремонта (К), текущего ремонта (Т) и межремонтном обслуживании (М) в сроки, установленные системой ППР на предприятии.

Таким образом, измерения сопротивления заземляющих устройств мачт освещения должны проводиться при межремонтном обслуживании, текущем и капитальном ремонтах, согласно установленной на предприятии системы ППР с учетом местных условий и требований технической документации заводов-изготовителей, а также после реконструкции заземляющих устройств. В случае, если мачты освещения являются элементом воздушной линии электропередачи — измерения сопротивления заземляющих устройств таких мачт производятся не реже 1 раза в 6 лет. В случае, если мачты освещения являются элементом воздушной линии электропередачи и на них установлены разъединители, защитные промежутки, разрядники, повторное заземление нулевого провода, а также выборочно для 2% железобетонных и металлических опор в населенной местности измерения сопротивления заземляющих устройств таких мачт производятся не реже 1 раза в год.