Обоснование ответа:

В соответствии со статьей 9 Федерального закона от 21.07.1997 № 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» (далее — Закон) на организацию, эксплуатирующую опасный производственный объект, возложена, в том числе, обязанность по обеспечению проведения экспертизы промышленной безопасности зданий, сооружений и технических устройств, применяемых на опасном производственном объекте.

В свою очередь, экспертиза промышленной безопасности проводится в порядке, установленном федеральными нормами и правилами в области промышленной безопасности (ч.3 ст.13 Закона).

Процедура проведения экспертизы промышленной безопасности (далее — экспертиза, ЭПБ), требования к оформлению заключения экспертизы и требования к экспертам в области промышленной безопасности определены Федеральными нормами и правилами в области промышленной безопасности «Правила проведения экспертизы промышленной безопасности», утв. приказом Ростехнадзора от 20.10.2020 № 420 (далее — Правила).

При этом согласно п.24 и п.25 Правил при проведении экспертизы и технического диагностирования технических устройств в перечне мероприятий отсутствуют мероприятия, указывающие на необходимость проведения каких-либо испытаний на прочность и герметичность. Вместе с этим, в соответствии с п.4.13 «Методики проведения экспертизы промышленной безопасности и определения срока дальнейшей эксплуатации газового оборудования промышленных печей, котлов, ГРП, ГРУ, ШРП и стальных газопроводов», утв. Госгортехнадзором России от 10.06.2003 (далее — Методика) при проведении ЭПБ газопроводов и газового оборудования (технических устройств) необходимо проводить испытания на прочность и герметичность воздухом.

Однако, Методика разработана в развитие ПБ 03-246-96, РД 12-608-03 и предназначена для проведения экспертизы промышленной безопасности технических устройств и сооружений объектов газоснабжения, на которые распространяются ПБ 12-529-03. Перечисленные документы в настоящее время уже не действуют. Следовательно, Методика во многом уже неактуальна.

Следовательно, Методику можно применять только в качестве справочного материала в части, не противоречащей действующему законодательству.

В свою очередь, разработано Руководство по безопасности «Методика технического диагностирования пунктов редуцирования газа», утвержденных приказом Ростехнадзора от 25.05.2023 № 193 (далее — Руководство).

Положения Руководства распространяются на все типы ПРГ, в том числе ГРПШ, ГРПБ, ГРП, ГРУ, ПРГП, которые применяются в сетях газораспределения и сетях газопотребления, предназначенных для транспортирования природного газа, соответствующего ГОСТ 5542-2014 «Газы горючие природные промышленного и коммунально-бытового назначения. Технические условия» (п.3 Руководства).

Руководство содержит рекомендации по проведению технического диагностирования пунктов редуцирования газа (далее — ПРГ), предназначенных для снижения давления газа и поддержания его в заданных пределах независимо от расхода газа в сетях газораспределения и газопотребления, предназначенных для транспортирования природного газа (п.2 Руководства).

Согласно п.17 Руководства техническое диагностирование ПРГ состоит из следующих основных этапов:

— анализ технической документации,

— разработка и утверждение программы технического диагностирования ПРГ,

— анализ технического состояния,

— принятие решения о возможности дальнейшей эксплуатации,

— определение остаточного ресурса,

— оформление результатов технического диагностирования,

— контроль технического состояния, включая неразрушающий контроль.

Основным параметром, определяющим техническое состояние ПРГ при контроле технического состояния, является в том числе герметичность технических устройств и газопроводов (п.25 Руководства).

На основании п.26 Руководства, контроль технического состояния включает в себя:

— визуальный и измерительный контроль,

— неразрушающий контроль сварных соединений,

— замер толщины стенок (ультразвуковую толщинометрию) газопроводов,

— проверку на герметичность,

— контроль функционирования.

То есть проверка на герметичность, которая выражается в проведении либо гидравлических, либо пневматических испытаний, является завершающим этапом технического диагностирования, в том числе в рамках экспертизы.

При этом, пп.«з» п.147 Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила промышленной безопасности при использовании оборудования, работающего под избыточным давлением», утв. приказом Ростехнадзора 15.12.2020 № 536 (далее — ФНП) контроль качества сварных соединений и материалов следует осуществлять с применением в том числе таких методов, как гидравлические испытания.

Согласно п.148 ФНП в зависимости от конструкции и материалов сварного соединения указанные в пункте 147 настоящих ФНП методы контроля могут быть применены при аттестации технологии сварки, аттестации сварщиков и контроле выполненных ими перед допуском к производству работ контрольных сварных соединений в случаях, предусмотренных проектно-конструкторской и технологической документацией, а также при проведении экспертизы промышленной безопасности и эксплуатационного контроля (технического диагностирования) оборудования или отдельных элементов, в случаях, установленных в главе VI настоящих ФНП, технической документации организации-изготовителя, нормативных документах конкретного типа, модели оборудования под давлением.

Руководствуясь п.486 ФНП при проведении экспертизы промышленной безопасности оборудования под давлением выполняются работы, определенные в пункте 24 Правил, а проводимое при этом техническое диагностирование включает мероприятия, предусмотренные пунктом 25 Правил. Объем проводимых работ и применяемых методов контроля определяется в зависимости от конкретного типа оборудования, подвергаемого техническому диагностированию, случая, вызвавшего необходимость проведения экспертизы промышленной безопасности, с учетом указаний технической документации организации-изготовителя, типовых методик диагностирования аналогичных типов оборудования (при наличии), и уточняется в ходе проведения работ по результатам анализа документации, относящейся к оборудованию. При этом, помимо анализа документации для оборудования под давлением, обязательным является проведение визуального и измерительного контроля, применение методов неразрушающего контроля, исследования структуры и свойств металла для оборудования, работающего в условиях ползучести, выполнение расчетных процедур, проведение гидравлического или пневматического испытания пробным давлением в соответствии с требованиями, установленными в главе III настоящих ФНП.

Таким образом, проведение гидравлического или пневматического испытания пробным давлением является обязательным мероприятием, что коррелируется с рекомендуемыми проверкой на герметичность в соответствии с п.26 Руководства.

На основании изложенного выше следует, что требуется проводить испытания на прочность и герметичность наружных и внутренних газопроводов котельных при плановом проведении экспертизы промышленной безопасности (после окончания расчетного срока службы) в случае, если до момента экспертизы не проводились работы, сопровождающиеся нарушением их целостности и разгерметизацией.

Ишмуков Игорь Николаевич

а) для объектов по производству электрической энергии (в том числе по производству в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии), объектов электросетевого хозяйства и энергопринимающих установок потребителей электрической энергии (далее — энергопринимающие установки) — в случаях, предусмотренных... 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, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 27 декабря 2004 г. № 861... (далее — Правила технологического присоединения к электрическим сетям);

в) для вновь вводимых в эксплуатацию или реконструированных объектов по производству электрической энергии... объектов электросетевого хозяйства и энергопринимающих установок... технологическое присоединение которых не осуществляется, — в случае если их параметры (характеристики) идентичны параметрам объектов и установок, для которых получение разрешений на допуск предусмотрено Правилами технологического присоединения к электрическим сетям....».

В соответствии с пп. г) п.7 Правил технологического присоединения к электрическим сетям (далее — ПТПЭС): «...В случае технологического присоединения объектов лиц, указанных в пункте 12 настоящих Правил, технологическое присоединение которых осуществляется по третьей категории надежности (по одному источнику электроснабжения) к электрическим сетям классом напряжения до 20 кВ включительно, объектов лиц, указанных в пунктах 12, 12_1, 13, 13_2-13_5 и 14 настоящих Правил, энергопринимающих устройств, максимальная мощность которых составляет до 150 кВт включительно (с учетом ранее присоединенных в данной точке присоединения энергопринимающих устройств), к электрическим сетям классом напряжения до 20 кВ включительно, которые используются физическими лицами для бытовых и иных нужд, не связанных с осуществлением предпринимательской деятельности, а также в отношении объектов электросетевого хозяйства сетевых организаций классом напряжения до 20 кВ включительно, построенных (реконструированных) в рамках исполнения технических условий в целях осуществления технологического присоединения заявителя, получение разрешения органа федерального государственного энергетического надзора в соответствии с Правилами выдачи разрешений на допуск в эксплуатацию энергопринимающих установок потребителей электрической энергии, объектов по производству электрической энергии, объектов электросетевого хозяйства, объектов теплоснабжения и теплопотребляющих установок, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 30 января 2021 г. № 85... с учетом положений пунктов 18_1-18_4 настоящих Правил не требуется...».

Пункт 12 ПТПЭС указывает энергопринимающие устройства максимальной мощностью свыше 150 кВт и менее 670 кВт третьей категории надежности, юридических лиц или индивидуальных предпринимателей.

Пункт 12_1 ПТПЭС указывает на энергопринимающие устройства максимальной мощностью до 150 кВт включительно (с учетом ранее присоединенных в данной точке присоединения энергопринимающих устройств) второй или третьей категории надежности, юридических лиц или индивидуальных предпринимателей.

Таким образом, дизельная электростанция мощностью 500 кВт, питающая энергопринимающее устройство мощностью более 150 кВт по второй категории надежности, вводится в эксплуатацию после прохождения процедуры получения разрешения на допуск от органа федерального государственного энергетического надзора; дизельная электростанция мощностью 500 кВт, питающая энергопринимающее устройство мощностью до 670 кВт по третьей категории надежности, вводится в эксплуатацию без прохождения процедуры получения разрешения на допуск от органа федерального государственного энергетического надзора.

При этом в соответствии с п.108 Правил технической эксплуатации электроустановок потребителей электрической энергии (утв. приказом Минэнерго РФ от 12.08.2022 № 811, зарег. в Минюсте РФ 07.10.2022, рег. № 70433, далее — ПТЭЭПЭЭ): «К эксплуатации допускаются ТЭП, на которых полностью смонтированы, проверены и испытаны оборудование, устройства релейной защиты и автоматики, контрольно-измерительные приборы и сигнализация, провода и кабели, средства защиты».

Согласно п.109 ПТЭЭПЭЭ: «Режим работы нейтрали ТЭП и защитные меры электробезопасности должны соответствовать режиму работы нейтрали и защитным мерам, принятым в сети (электроприемниках) потребителя».

В соответствии с п.110 ПТЭЭПЭЭ: «Подключение аварийной или резервной ТЭП к объектам электросетевого хозяйства (электроприемникам) потребителя вручную допускается при наличии блокировок между коммутационными аппаратами, исключающих возможность одновременной подачи напряжения:

в электрическую сеть потребителя от резервной (аварийной) ТЭП и из электрической сети сетевой организации;

в электрическую сеть сетевой организации от резервной (аварийной) ТЭП».

Согласно п.111 ПТЭЭПЭЭ: «Автоматическое включение аварийной или резервной ТЭП в случае исчезновения напряжения со стороны энергосистемы должно осуществляться с помощью устройств релейной защиты и автоматики, обеспечивающих отключение коммутационных аппаратов электроустановок от электрической сети энергоснабжающей (сетевой) организации и последующую подачу напряжения электроприемникам от ТЭП».

В соответствии с п.112 ПТЭЭПЭЭ: «Обслуживание ТЭП должно осуществляться персоналом, имеющим группу по электробезопасности, позволяющую работать с такой ТЭП. Обслуживающий персонал в своих действиях должен руководствоваться требованиями утверждаемой потребителем производственной инструкции по эксплуатации ТЭП».

Согласно п.114 ПТЭЭПЭЭ: «Выполнение мероприятий по подготовке к пуску ТЭП, допустимая продолжительность ее работы на холостом ходу или под нагрузкой, а также результаты осмотров и проверок работы ТЭП должны оформляться в эксплуатационной документации».

В соответствии с п.115 ПТЭЭПЭЭ: «Потребитель обязан передать сведения о наличии резервных (аварийных) стационарных или передвижных ТЭП, их установленной мощности, номинальном напряжении и условиям запуска сетевой (энергоснабжающей) организации, с которой указанным потребителем заключен договор оказания услуг по передаче электрической энергии (договор энергоснабжения). Указанные сведения также должны быть учтены в двусторонних документах о технологическом взаимодействии, утверждаемых потребителем и сетевой (энергоснабжающей) организацией на двухсторонней основе в соответствии с пунктом 40 Правил технологического функционирования электроэнергетических систем и отражены на нормальной схеме электрических соединений».

Согласно п.116 ПТЭЭПЭЭ: «Организационно-распорядительным документом потребителя — юридического лица из числа работников потребителя должно быть назначено лицо, ответственное за контроль технического состояния резервных (аварийных) ТЭП и обеспечение их топливом».

Кроме того, при вводе в эксплуатацию дизельной электростанции необходимо руководствоваться требованиями требований технической документации завода — изготовителя ДЭС.

Требования к дизельным электростанциям также изложены в:

— Правилах устройства электроустановок (6-е и 7-е издания), с учетом требуемой категории надежности электроснабжения потребителя и степени автоматизации ДЭС;

— Правилах технической эксплуатации дизельных электростанций (утв. Минтопэнерго РФ 09.02.1993);

— РД 34.45-51.300-97 «Объемы и нормы испытаний электрооборудования» (утв. РАО «ЕЭС России» 08.05.1997);

— ГОСТ Р 33115-2014 Установки электрогенераторные с дизельными и газовыми двигателями внутреннего сгорания. Общие технические условия;

— ГОСТ 58577-2019 Правила установления нормативов допустимых выбросов загрязняющих веществ проектируемыми и действующими хозяйствующими субъектами и методы определения этих нормативов;

— ГОСТ Р 55437-2013 Двигатели внутреннего сгорания поршневые. Классификация по объему автоматизации и технические требования к автоматизации;

— ГОСТ Р 33115-2014 Установки электрогенераторные с дизельными и газовыми двигателями внутреннего сгорания. Общие технические условия;

— ГОСТ 12.1.003-2014 Система стандартов безопасности труда. Шум. Общие требования безопасности;

— ГОСТ Р 53176-2008 Установки электрогенераторные с бензиновыми, дизельными и газовыми двигателями внутреннего сгорания. Показатели надежности. Требования и методы испытаний;

— ГОСТ 33105-2014 Установки электрогенераторные с двигателями внутреннего сгорания. Общие технические требования;

— СП 486.1311500.2020 Системы противопожарной защиты. Перечень зданий, сооружений, помещений и оборудования, подлежащих защите автоматическими установками пожаротушения и системами пожарной сигнализации. Требования пожарной безопасности;

— СанПиН 2.1.3684-21 Санитарно-эпидемиологические требования к содержанию территорий городских и сельских поселений, к водным объектам, питьевой воде и питьевому водоснабжению, атмосферному воздуху, почвам, жилым помещениям, эксплуатации производственных, общественных помещений, организации и проведению санитарно-противоэпидемических (профилактических) мероприятий;

— СТО 34.01-3.2-006-2015 Электрогенераторные установки с двигателями внутреннего сгорания. Типовые технические требования.

Н.И.Рузанова

Согласно п.7.7.3.7 ГОСТ Р 58882-2020 «Заземляющие устройства. Системы уравнивания потенциалов. Заземлители. Заземляющие проводники. Технические требования» (утв. приказом Росстандарта от 16.06.2020 № 254-ст) «Сопротивление ЗУ по ГОСТ Р МЭК 62305-4 должно быть менее 10 Ом (измеренное на низкой частоте)».

В соответствии с п.5.4.1 ГОСТ Р 59789-2021 (МЭК 62305-3:2010) «Молниезащита. Часть 3. Защита зданий и сооружений от повреждений и защита людей и животных от электротравматизма» (утв. приказом Росстандарта от 22.10.2021 № 1266-ст) «Конфигурация и размеры заземляющего устройства имеют важное значение для сведения к минимуму любых потенциально опасных перенапряжений при стекании тока молнии (обладающего высокочастотными свойствами) в землю. Сопротивление заземляющего устройства должно быть не более 10 Ом (при измерении на низкой частоте).

Следует выполнять, как правило, единое заземляющее устройство для молниезащиты, систем электроснабжения и систем связи.

Заземляющие устройства должны быть включены в систему уравнивания потенциалов в соответствии с требованиями 6.2».

А.О.Мурашов

ПТЭСС содержат Раздел XXXVIII «Требования к эксплуатации кабельных линий электропередачи» (п.п.562-586).

В период эксплуатации кабельные линии подвергаются испытаниям в соответствии с требованиями РД 34.45-51.300-97 «Объемы и нормы испытаний электрооборудования» (6-е издание, утв. РАО «ЕЭС России» 08.05.1997, с изм. на 01.10.2006) или СТО 34.01-23.1-001-2017 «Объемы и нормы испытаний электрооборудования» (утв. распоряжением ПАО «Россети» от 29.05.2017 № 280р).

РД 34.45-51.300-97 содержит раздел 29 «Силовые кабельные линии». Проводятся измерения сопротивления изоляции, испытания изоляции кабелей повышенным выпрямленным напряжением, определение целостности жил кабелей и фазировки кабельных линий, определение электрической рабочей емкости кабелей, измерение токораспределения по одножильным кабелям, тепловизионный контроль и т.д.

Правила организации технического обслуживания и ремонта объектов электроэнергетики (утв. приказом Минэнерго РФ от 25.10.2017 № 1013, зарег. в Минюсте РФ 26.03.2018, рег. № 50503, с изм. на 19.12.2023) содержат Приложение № 91 «Перечень работ по техническому обслуживанию кабельных линий электропередачи».

Правила проведения технического освидетельствования оборудования, зданий и сооружений объектов электроэнергетики (утв. приказом Минэнерго РФ от 14.05.2019 № 465, зарег. в Минюсте РФ 16.07.2019, рег. № 55283) предусматривают проведение технического освидетельствования кабельных линий комиссией, с установлением фактического технического состояния кабельной линии и определением возможности и условий ее дальнейшей эксплуатации (с оформлением Акта технического освидетельствования по форме приложения № 3 к Правилам).

Таким образом, для оценки технического состояния высоковольтных кабельных линий необходимо проанализировать документацию, ведущуюся согласно Правилам в отношении кабельных линий, результаты измерений и испытаний кабелей, Акт технического освидетельствования кабельной линии.

Н.И.Рузанова

1) 100 мм между силовыми кабелями до 10 кВ, а также между ними и контрольными кабелями;

2) 250 мм между кабелями 20-35 кВ и между ними и другими кабелями;

3) 500 мм между кабелями, эксплуатируемыми различными организациями, а также между силовыми кабелями и кабелями связи;

4) 500 мм между маслонаполненными кабелями 110-220 кВ и другими кабелями; при этом кабельные маслонаполненные линии низкого давления отделяются одна от другой и от других кабелей железобетонными плитами, поставленными на ребро; кроме того, следует производить расчет электромагнитного влияния на кабели связи.

Допускается в случаях необходимости по согласованию между эксплуатирующими организациями с учетом местных условий уменьшение расстояний, указанных в п.2 и 3, до 100 мм, а между силовыми кабелями до 10 кВ и кабелями связи, кроме кабелей с цепями, уплотненными высокочастотными системами телефонной связи, до 250 мм при условии защиты кабелей от повреждений, которые могут возникнуть при КЗ в одном из кабелей (прокладка в трубах, установка несгораемых перегородок и т.п.).

Расстояние между контрольными кабелями не нормируется«.

Требования к прокладке кабелей в земле содержатся в п.п.2.3.15, 2.3.25, 2.3.29, 2.3.35-2.3.37, 2.3.83-2.3.101 ПУЭ.

Способ прокладки кабелей в одной траншее в два ряда, расположенные один над другим, ПУЭ не предусмотрен.

Для уменьшения охранной зоны и занимаемой кабельными линиями площади возможно проектное решение по прокладке группы кабелей в соответствующем кабельном сооружении (п. 2.3.3 ПУЭ), предусматривающем возможность размещения кабелей рядами по вертикали.

А.О.Мурашов

— ГОСТ Р 55190-2022 Устройства комплектные распределительные в металлической оболочке (КРУ) на номинальное напряжение до 35 кВ. Общие технические условия (с Поправкой), утвержден: приказом Росстандарта от 08.12.2022 № 1453-ст;

— ГОСТ IEC/TR 61641-2022 Низковольтное комплектное распределительное устройство. Руководство по проведению испытаний на воздействие электрической дуги в месте внутреннего короткого замыкания, утвержден приказом Росстандарта от 09.06.2022 № 458-ст;

— ГОСТ Р 58409-2019 Устройства комплектные распределительные негерметизированные на напряжение до 35 кВ для тяговых и трансформаторных подстанций железной дороги. Общие технические условия (с Поправкой), утвержден приказом Росстандарта от 16.05.2019 N 195-ст;

— ГОСТ 14693-90 Устройства комплектные распределительные негерметизированные в металлической оболочке на напряжение до 10 кВ. Общие технические условия, утвержден постановлением Госстандарта СССР от 28.06.1990 № 1957;

— ГОСТ Р 54828-2022 Устройства комплектные распределительные в металлической оболочке с газовой изоляцией (КРУЭ) на номинальные напряжения 110 кВ и выше. Общие технические условия, утвержден приказом Росстандарта от 29.12.2022 № 1690-ст;

— СТО 34.01-21.1-001-2017 Распределительные электрические сети напряжением 0,4-110 кВ. Требования к технологическому проектированию (с Изменениями от 28.09.2021, 28.12.2022).

Также требования к выполнению защиты обслуживающего персонала от внутренних дуговых коротких замыканий, выполняемой при помощи клапанов сброса давления в том числе в КРУ содержатся в стандартах организаций:

— СТО 56947007-29.240.10.248-2017 Нормы технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением 35-750 кВ (НТП ПС), утвержден приказом ПАО «ФСК — Россети» от 25.08.2017 № 343;

— СТО 56947007-33.040.20.295-2019 Технические требования к дуговым защитам ячеек КРУ 6-35 кВ, утвержден приказом ПАО «ФСК — Россети» от 26.12.2019 № 473. И др.

Также требования к выполнению защиты от внутренних дуговых коротких замыканий, выполняемой при помощи клапанов сброса давления, содержатся в технической документации заводов изготовителя (разрабатываются для каждой конкретной марки, типа, уровня напряжения), например, https://etz-vektor.ru/storage/document/file_57.pdf.

Требования к эксплуатации защит от внутренних дуговых коротких замыканий, выполняемой при помощи клапанов сброса давления содержатся в:

— Правилах технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации, утв. приказом Минэнерго России от 04.10.2022 № 1070, глава XL;

— Правилах технического учета и анализа функционирования релейной защиты и автоматики, утв. приказом Минэнерго России от 08.02.2019 № 80;

— Правилах организации технического обслуживания и ремонта объектов электроэнергетики, утв. приказом Минэнерго России от 25 октября 2017 года № 1013;

— Правилах технологического функционирования электроэнергетических систем, утв. пост. Правительства РФ от 13.08.2018 № 937.

Н.И. Рузанова

— ГОСТ 20494-2001 «Штанги изолирующие оперативные и штанги переносных заземлений. Общие технические условия» (введен в действие в качестве государственного стандарта постановлением Госстандарта от 24.10.2001 № 434-ст);

— ГОСТ 20493-2001 «Указатели напряжения. Общие технические условия» (введен в действие в качестве государственного стандарта постановлением Госстандарта от 19.12.2002 № 495-ст);

— ГОСТ 12.4.307-2016 «Перчатки диэлектрические из полимерных материалов. Общие технические требования и методы испытаний» (введен в действие в качестве национального стандарта приказом Росстандарта от 26.12.2016 № 2076-ст).

На период до утверждения обязательного нормативного документа, регулирующего нормы комплектовании электроустановок (КТП, ВРУ и др.) и бригад (ОВБ и др.), целесообразно применение стандартов организаций, например, СТО 34.01-30.1-001-2016 «Порядок применения электрозащитных средств в электросетевом комплексе ПАО „Россети“. Требования к эксплуатации и испытаниям» (утв. распоряжением ПАО «Россети» от 11.08.2016 № 336р).

Приложение 2 СТО 34.01-30.1-001-2016 содержит нормы комплектования электрозащитными средствами РУ до 1000 В, ТП и РП распределительных электросетей 6-20 кВ, помещений (рабочих мест) дежурных электромонтеров, оперативно-выездных бригад, бригад эксплуатационного обслуживания воздушных и кабельных линий, передвижных высоковольтных лабораторий.

Также целесообразно применение СТО 34.01-30.1-003-2019 «Средства индивидуальной защиты. Порядок обеспечения и технические требования» и СТО 34.01-30-001.16-2021 «Организация выполнения работ на высоте в электросетевом комплексе Группы компаний „Россети“. Организационные и технические требования».

Аналогичные определения содержатся в ГОСТ МЭК 60335-1-2008 «Бытовые и аналогичные электрические приборы. Безопасность. Часть 1. Общие требования» (введен в действие в качестве национального стандарта приказом Росстандарта от 17.10.2012 № 544-ст):

3.3.1 основная изоляция (basic insulation): Изоляция частей, находящихся под напряжением, обеспечивающая основную защиту от поражения электрическим током.

3.3.2 дополнительная изоляция (supplementary insulation): Независимая изоляция, дополняющая основную изоляцию для обеспечения защиты от поражения электрическим током в случае повреждения основной изоляции.

3.3.3 двойная изоляция (double insulation): Система изоляции, состоящая из основной и дополнительной изоляции.

3.3.4 усиленная изоляция (reinforced insulation): Единая изоляция частей, находящихся под напряжением, которая при условиях, предусмотренных настоящим стандартом, обеспечивает такую же степень защиты от поражения электрическим током, как и двойная изоляция.

Согласно п. 6.1 ГОСТ МЭК 60335-1-2008 «По защите от поражения электрическим током приборы должны принадлежать к одному из следующих классов: 0, 0I, I, II, III».

При этом в соответствии с п. 39 Правил по охране труда при работе с инструментом и приспособлениями (утв. приказом Минтруда РФ от 27.11.2020 № 835н, зарег. в Минюсте РФ 11.12.2020 № 61411):

0 класс — электроинструмент, в котором защита от поражения электрическим током обеспечивается основной изоляцией; при этом отсутствует электрическое соединение открытых проводящих частей (если они имеются) с защитным проводником стационарной проводки;

I класс — электроинструмент, в котором защита от поражения электрическим током обеспечивается основной изоляцией и соединением открытых проводящих частей, доступных для прикосновения, с защитным проводником стационарной проводки;

II класс — электроинструмент, у которого защита от поражения электрическим током обеспечивается применением двойной или усиленной изоляции;

III класс — электроинструмент, в котором защита от поражения электрическим током основана на питании от источника безопасного сверхнизкого напряжения не выше 50 В и в котором не возникают напряжения выше безопасного сверхнизкого напряжения.

Согласованно с указанными определениями ГОСТ IEC 61851-1-2017 «Система зарядки электрических транспортных средств проводная. Часть 1. Общие требования» (принят Евразийским советом по стандартизации, метрологии и сертификации по результатам голосования в АИС МГС протоколом от 20.04.2017 № 98-П) определены следующие понятия:

3.3.1 зарядное устройство класса I (class I charger): Зарядное устройство, в котором защита от поражения электрическим током обеспечивается основной изоляцией и дополнительной защитной цепью.

Примечание — Защитная цепь обеспечивает соединение всех открытых токопроводящих частей с выводом заземления зарядного устройства.

3.3.2 зарядное устройство класса II (class II charger): Зарядное устройство, имеющее:

— основную изоляцию, обеспечивающую основную защиту и дополнительную изоляцию, обеспечивающую защиту от повреждения; или

— зарядное устройство, в котором основная защита и защита от повреждения обеспечиваются усиленной изоляцией.

Под «дополнительной защитной цепью» в п. 3.3.1 ГОСТ IEC 61851-1-2017 имеется в виду нулевой защитный проводник «PE», соединяющий открытые проводящие части зарядного устройства с PE-проводником сети, питающей зарядное устройство.

Под «усиленной изоляцией» в п. 3.3.2 ГОСТ IEC 61851-1-2017 имеется в виду изоляция токоведущих частей, которая обеспечивает степень защиты от поражения электрическим током, эквивалентную двойной изоляции.

Под «дополнительной изоляцией» в п. 3.3.2 ГОСТ IEC 61851-1-2017 имеется в виду независимая изоляция, применяемая дополнительно к основной изоляции для защиты при повреждении.

— общие данные по рабочим чертежам;

— схемы электрические принципиальные (далее — принципиальные схемы) комплектных трансформаторных подстанций (КТП), питающей, распределительной и групповой сетей;

— принципиальные схемы управления электроприводами;

— схемы (таблицы) подключения;

— планы расположения электрооборудования и прокладки электрических сетей;

— кабельно-трубный или кабельный журнал (при необходимости);

— трубозаготовительную ведомость (при необходимости);

— ведомость заполнения труб кабелями и проводами (при необходимости).

Допускается включать в состав основного комплекта рабочих чертежей прямоугольные изометрические проекции систем, полученные визуализацией трехмерной электронной модели систем«.

Согласно п.6.1.7 ГОСТ 21.613-2014 «... На принципиальных схемах не приводят: ... марки, сечения и длины кабелей и проводов, обозначения и длины труб для электроприемников, для которых всю необходимую информацию о кабелях, проводах и трубах невозможно привести на принципиальной схеме (например, сети с разветвленными цепями управления). Данные об этих кабелях, проводах и трубах помещают в кабельном или кабельно-трубном журнале ...».

В соответствии с п.6.4.2 ГОСТ 21.613-2014 «На планах расположения указывают: ... электрооборудование и электрические сети в виде условных графических обозначений по ГОСТ 21.614 с указанием буквенно-цифровых обозначений по принципиальным схемам, кабельным или кабельно-трубным журналам ... электрооборудование, электрические сети и сети заземления (зануления) в виде условных графических обозначений по ГОСТ 21.210 с указанием буквенно-цифровых обозначений по принципиальным схемам, кабельным или кабельно-трубным журналам ...».

Согласно п.6.5.2 ГОСТ 21.613-2014 «В кабельно-трубный журнал включают кабели, провода и трубы для тех электроприемников, для которых невозможно привести всю необходимую информацию о кабелях, проводах и трубах на принципиальных схемах питающей и распределительной сетей».

В соответствии с п.6.5.4 ГОСТ 21.613-2014 «При выполнении чертежей прокладки кабелей методом трасс выполняют кабельный журнал по форме 7. В графе „Участок трассы кабеля“ указывают обозначения участков трассы по плану прокладки электрических сетей».

Таким образом, оформление кабельного журнала при подготовке рабочей документации обязательно, если всю необходимую информацию о кабелях и проводах невозможно привести на принципиальных схемах, а также при выполнении чертежей прокладки кабелей методом трасс (с участками трасс), или требование об обязательном оформлении кабельного журнала содержится в Задании на проектирование.

Ссылки ведут на документы в системе «Техэксперт».
Если ссылки неактивны или при переходе возникает ошибка, вероятно, вы не являетесь пользователем «Техэксперта» или у вас не настроена утилита «КАссист».
Обратитесь к  представителю «Техэксперта»в вашем регионе.

Согласно п. 4 указанных Правил "Техническому освидетельствованию подлежат следующие объекты:

вращающиеся электрические машины классом напряжения 1 кВ и выше (генераторы, синхронные компенсаторы — совместно с системами возбуждения);

силовые трансформаторы (автотрансформаторы) классом напряжения 1 кВ и выше, шунтирующие реакторы (в том числе управляемые шунтирующие реакторы), линейные регулировочные трансформаторы, вольтодобавочные трансформаторы;

статические компенсаторы;

конденсаторные установки;

измерительные трансформаторы тока и напряжения классом напряжения 1 кВ и выше;

выключатели классом напряжения 1 кВ и выше, в том числе компактные ячейки заводской готовности;

линейные вводы классом напряжения 110 кВ и выше;

разъединители, отделители и короткозамыкатели классом напряжения 1 кВ и выше;

сборные и соединительные шины, шинные мосты, шинопроводы классом напряжения 1 кВ и выше;

токопроводы классом напряжения 1 кВ и выше (в том числе их контактные соединения, а также опорные и подвесные изоляторы, встроенные трансформаторы тока и напряжения);

конденсаторы (связи, для отбора мощности, для делителей напряжения) классом напряжения 1 кВ и выше;

высокочастотные заградители;

токоограничивающие реакторы;

трансформаторные подстанции (закрытые, модульные, блочные комплектные, распределительные пункты) классом напряжения 1 кВ и выше;

системы оперативного тока (аккумуляторные батареи, зарядные устройства, устройства стабилизации напряжения, щиты постоянного тока);

электролизные установки, за исключением указанных в абзаце четвертом пункта 1 Правил;

заземляющие устройства;

линии электропередачи классом напряжения выше 1 кВ;

частотно-регулируемые привода, системы плавного пуска классом напряжения 1 кВ и выше;

насосное оборудование с приводом от электродвигателя напряжением 1 кВ и выше;

теплообменники, за исключением указанных в абзаце четвертом пункта 1 Правил;

паровые турбины;

газовые турбины;

гидравлические турбины;

объект, состоящий из двух или более единиц оборудования, перечисленных в настоящем пункте Правил, документация организации-изготовителя на который выполнена как на единое изделие«.

В соответствии с п. 9 Правил «Техническое освидетельствование объекта технического освидетельствования проводится:

по истечении срока службы (срока эксплуатации), установленного организацией-изготовителем оборудования, либо проектной документацией при первичном техническом освидетельствовании, а в дальнейшем — не позднее срока, установленного при проведении последнего технического освидетельствования (периодическое техническое освидетельствование);

при снижении индекса технического состояния объекта технического освидетельствования, в отношении которого производится оценка его технического состояния в соответствии с Методикой, до значения „26“ и ниже после истечения срока службы (срока эксплуатации), установленного документацией организации-изготовителя оборудования или проектной документацией (внеочередное техническое освидетельствование)».

«Методика оценки технического состояния основного технологического оборудования и линий электропередачи электрических станций и электрических сетей» утверждена приказом Минэнерго РФ от 26.07.2017 № 676 (зарег. в Минюсте РФ 05.10.2017, рег. № 48429, с изм. на 17.03.2020).

Согласно п. 10 Правил «В случае отсутствия в документации организаций-изготовителей, проектной документации сведений об установленных сроках службы (сроках эксплуатации) объектов технического освидетельствования, владелец объекта электроэнергетики использует сроки службы (сроки эксплуатации), установленные национальными стандартами. При отсутствии в национальных стандартах установленного срока службы (срока эксплуатации) объекта технического освидетельствования, владелец объекта электроэнергетики использует сроки службы (сроки эксплуатации), установленные Классификацией основных средств, включаемых в амортизационные группы, утвержденной постановлением Правительства Российской Федерации от 01.01.2002 № 1 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2002, № 1 (ч.II), ст.52; 2018, № 19, ст.2749)».

Таким образом, техническое освидетельствование трансформаторных подстанций потребителей классом напряжения 1 кВ и выше проводить необходимо, сроки технического освидетельствования определяются согласно п.п. 9-11 Правил проведения технического освидетельствования.

Форма Акта содержит сведения о выводах комиссии, схемах, проектной документации, инструкциях, другой документации (по выполненным ремонтам, испытаниям и т.д.), индексе технического состояния оборудования.

Параметры, влияющие на снижение индекса технического состояния, весовые коэффициенты для групп параметров и узлов, бальная шкала оценки отклонения фактических значений параметров от предельно-допустимых, соответствия требованиям, установленным нормативно-технической, конструкторской, проектной документацией, в т.ч. для оборудования подстанций, содержатся в Приложении 2 Методики оценки технического состояния основного технологического оборудования и линий электропередачи электрических станций и электрических сетей (утв. приказом Минэнерго РФ от 26.07.2017 № 676, зарег. в Минюсте РФ 05.10.2017, рег. № 48429, с изм. на 17.03.2020).

Оценка повреждений вследствие попадания молнии, экономической целесообразности защиты от молнии, выбор уровня защиты от молнии проводятся согласно ГОСТ Р МЭК 62305-1-2010 «Менеджмент риска. Защита от молнии. Часть 1. Общие принципы» (утв. приказом Росстандарта от 30.11.2010 № 795-ст).

Технические решения по устройству молниеприёмников, токоотводов, заземляющих устройств принимаются согласно ГОСТ Р 59789-2021 (МЭК 62305-3:2010) «Молниезащита. Часть 3. Защита зданий и сооружений от повреждений и защита людей и животных от электротравматизма» (утв. приказом Росстандарта от 22.10.2021 № 1266-ст).

Проверки, осмотры, испытания элементов молниезащиты проводятся согласно требованиям Раздела 7 и Приложения Е (Е.7) ГОСТ Р 59789-2021.

Максимальный период между проверками системы молниезащиты установлен Таблицей E.2 Приложения Е (Е.7) ГОСТ Р 59789-2021 в зависимости от уровня защиты.

Примечание:

Требование может быть достигнуто:

— выбором соответствующего расстояния между сетями; или

— использованием механического или теплового экранирования«.

В соответствии с п.528.3.4 ГОСТ Р 50571.5.52-2011 «В местах, где электропроводки располагаются в непосредственной близости от неэлектрических сетей, должны быть выполнены два условия:

— электропроводки должны быть соответственно защищены от вредного воздействия других сетей при нормальной эксплуатации; и

— защита при повреждении (от косвенного прикосновения) должна быть обеспечена в соответствии с требованиями МЭК 60364-4-41 (раздел 413), при этом неэлектрические металлические сети рассматривают как сторонние проводящие части».

Системы лотков для прокладки кабелей должны отвечать требованиям ГОСТ Р 52868-2021 «Системы кабельных лотков и системы кабельных лестниц для прокладки кабелей. Общие технические требования и методы испытаний» (утв. приказом Росстандарта от 20.10.2021 № 1189-ст).

Согласно п.2.3.134 Правил устройства электроустановок (ПУЭ, 6-е издание, Глава 2.3, утверждена Минэнерго СССР 18.08.1975) «При прокладке кабельных линий в производственных помещениях должны быть выполнены следующие требования: ...

3. Расстояние между параллельно проложенными силовыми кабелями и всякого рода трубопроводами, как правило, должно быть не менее 0,5 м, а между газопроводами и трубопроводами с горючими жидкостями — не менее 1 м. При меньших расстояниях сближения и при пересечениях кабели должны быть защищены от механических повреждений (металлическими трубами, кожухами и т.п.) на всем участке сближения плюс по 0,5 м с каждой его стороны, а в необходимых случаях защищены от перегрева».

При этом, при определении в котельной категорий по пожарной и взрывопожарной опасности согласно СП 12.13130.2009 (с изм. № 1) необходимо учитывать комплекс технических мероприятий согласно п.6.9.28 СП 4.13130.2013 (с изм. № 4), обеспечивающих недопущение появления в котельном зале взрывоопасной среды.

Соответственно, если в ходе расчета категорий согласно ст.27 Федерального закона от 22 июля 2008 г. № 123-ФЗ (с изменениями на 25.12.2023 года), СП 12.13130.2009 (с изм. № 1) будет установлено, что помещение котельной не относится к категории «А», «Б», «В1-В4», то в этом случае помещение котельной будет относиться к категории «Г» по пожарной и взрывопожарной опасности, а здание в целом — к категории «Г» по пожарной и взрывопожарной опасности.

В соответствии с п. 4.1.25 Правил устройства электроустановок (ПУЭ, 7-ое издание, Глава 4.1, утв. приказом Минэнерго РФ от 20.06.2003 № 242), «Распределительные устройства, установленные в помещениях, доступных для неквалифицированного персонала, должны иметь токоведущие части, закрытые сплошными ограждениями, либо должны быть выполнены со степенью защиты не менее IP2X. В случае применения РУ с открытыми токоведущими частями оно должно быть ограждено и оборудовано местным освещением. При этом ограждение должно быть сетчатым, сплошным или смешанным высотой не менее 1,7 м. Дверцы входа за ограждение должны запираться на ключ. Расстояние от сетчатого ограждения до неизолированных токоведущих частей устройства должно быть не менее 0,7 м, а от сплошных — в соответствии с 4.1.15. Ширина проходов принимается в соответствии с 4.1.23».

Согласно п. 4.1.27 ПУЭ, «Съемные ограждения должны выполняться так, чтобы их удаление было невозможно без специального инструмента. Дверцы должны запираться на ключ».

В соответствии с п. 7.1.28 Правил устройства электроустановок (ПУЭ, 7-ое издание, Глава 7.1, утв. Минтопэнерго РФ 06.10.1999), «ВУ, ВРУ, ГРЩ, как правило, следует устанавливать в электрощитовых помещениях, доступных только для обслуживающего персонала. В районах, подверженных затоплению, они должны устанавливаться выше уровня затопления. ВУ, ВРУ, ГРЩ могут размещаться в помещениях, выделенных в эксплуатируемых сухих подвалах, при условии, что эти помещения доступны для обслуживающего персонала и отделены от других помещений перегородками с пределом огнестойкости не менее 0,75 ч.

При размещении ВУ, ВРУ, ГРЩ, распределительных пунктов и групповых щитков вне электрощитовых помещений они должны устанавливаться в удобных и доступных для обслуживания местах, в шкафах со степенью защиты оболочки не ниже IP31.

Расстояние от трубопроводов (водопровод, отопление, канализация, внутренние водостоки), газопроводов и газовых счетчиков до места установки должно быть не менее 1 м».

Согласно п. 7.1.29 ПУЭ, «Электрощитовые помещения, а также ВУ, ВРУ, ГРЩ не допускается располагать под санузлами, ванными комнатами, душевыми, кухнями (кроме кухонь квартир), мойками, моечными и парильными помещениями бань и другими помещениями, связанными с мокрыми технологическими процессами, за исключением случаев, когда приняты специальные меры по надежной гидроизоляции, предотвращающие попадание влаги в помещения, где установлены распределительные устройства ...».

В соответствии с п. 7.1.30 ПУЭ, «Помещения, в которых установлены ВРУ, ГРЩ, должны иметь естественную вентиляцию, электрическое освещение. Температура помещения не должна быть ниже +5 °С».

Обоснование ответа:

Понятие экспертизы промышленной безопасности определено Федеральным законом от 21.07.1997 № 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» (далее — Закон).

В соответствии с ч.1 ст.13 названного Закона экспертизе промышленной безопасности подлежат в том числе здания и сооружения, а также технические устройства, применяемые на опасном производственном объекте (далее — ОПО), в случаях, установленных ст.7 настоящего Закона.

Так как в вашем случае угольная котельная не является ОПО, то понятие экспертизы неприменимо.

Что касается прочих обследований и свидетельствований в отношении металлических дымовых труб, сообщаем следующее.

«Правила безопасности при эксплуатации дымовых и вентиляционных промышленных труб» (ПБ 03-445-02) отменены приказом Ростехнадзора от 01.07.2014 г. № 287. В рамках реализации механизма «регуляторной гильотины» на основании Постановления Правительства РФ от 06.08.2020 N 1192 с 01.01.2021 были отменены «Методические указания по обследованию дымовых и вентиляционных промышленных труб» (РД 03-610-03). Взамен РД 03-610-03 новый документ издан не был. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности при эксплуатации дымовых и вентиляционных промышленных труб тоже отсутствуют.

Вместе с этим, законодательством в сфере градостроительства и технического регулирования предусмотрены требования к проектированию и эксплуатации дымовых промышленных труб.

В целях выполнения требований «Технического регламента о безопасности зданий и сооружений», утв. Федеральным законом от 30.12.2009 № 384-ФЗ (далее — Технический регламент) применяется СП 13-101-99 «Правила надзора, обследования, проведения технического обслуживания и ремонта промышленных дымовых и вентиляционных труб».

СП 13-101-99 регламентируют процедуру обследования промышленных дымовых и вентиляционных труб, методы, способы, приборное обеспечение, нормативные сроки проведения обследований, технического обслуживания и ремонта их, устанавливают формы и перечень технической документации, а также определяют требования к организациям — исполнителям работ.

Кроме этого, в п.3.3.14 «Правил технической эксплуатации тепловых энергоустановок», утв. приказом Минэнерго России от 24.03.2003 № 115 (далее — Правила) сказано, что в организациях составляются инструкции по эксплуатации металлических дымовых труб. При этом наблюдения за состоянием металлических дымовых труб при их эксплуатации организовываются со следующей периодичностью:

— визуальный внешний осмотр газоотводящего ствола, фундаментов, опорных конструкций, анкерных болтов, вантовых оттяжек и их креплений — один раз в 3 месяца;

— проверка наличия конденсата, отложений сажи на внутренней поверхности трубы и газоходов через люки — один раз в год в период летнего отключения;

— инструментально-визуальное наружное и внутреннее обследование с привлечением специализированной организации — один раз в 3 года в период летнего отключения котлов;

— наблюдение за осадкой фундаментов нивелированием реперов: после сдачи в эксплуатацию до стабилизации осадок (1 мм в год и менее) — один раз в год; после стабилизации осадок — один раз в 5 лет;

— проверка вертикальности трубы геодезическими методами (с помощью теодолита) — один раз в 5 лет; в случае заметного наклона трубы, обнаруженного визуально, организовывается внеочередная инструментальная проверка вертикальности трубы;

— инструментальная проверка сопротивления заземляющего контура трубы — один раз в год, весной перед грозовым периодом.

Аналогичные требования установлены РД 153-34.0-21.524-98 «Типовая инструкция по эксплуатации металлических дымовых труб энергопредприятий», которая по своему статусу является стандартом организации.

В соответствии с п.23 ч.2 ст.2 Технического регламента результат строительства, представляющий собой объемную, плоскостную или линейную строительную систему, имеющую наземную, надземную и (или) подземную части, состоящую из несущих, а в отдельных случаях и ограждающих строительных конструкций и предназначенную для выполнения производственных процессов различного вида, хранения продукции, временного пребывания людей, перемещения людей и грузов, является сооружением. Из этого следует, что металлическая дымовая труба является сооружением.

На основании п.3.3.9 Правил, строительные конструкции производственных зданий и сооружений для тепловых энергоустановок подвергаются один раз в 5 лет техническому освидетельствованию специализированной организацией по перечню, утвержденному руководителем организации и согласованному проектной организацией.

Тепловые сети — это совокупность устройств, предназначенных для передачи и распределения теплоносителя и тепловой энергии (Правила технической эксплуатации тепловых энергоустановок, утв. приказом Минэнерго России от 24.03.2003 № 115).

Под тепловыми сетями в СП 124.13330.2012 понимается не только трубопровод, но и все сопутствующие сооружения и конструкции, а также иные элементы.

п. 166 объект переключений: Подстанция, распределительное устройство электростанции, переключательный пункт или энергопринимающая установка потребителя электрической энергии, на оборудовании и устройствах релейной защиты и автоматики которых производятся переключения.

п. 167 единичные переключения: Переключения, выполняемые одним коммутационным аппаратом (включая все его фазы), одним заземляющим разъединителем (включая все его фазы) или одним переключающим устройством, включая все требуемые проверочные операции.

п. 168 сложные переключения: Переключения в электроустановках, требующие выполнения в строгой последовательности операций с коммутационными аппаратами, заземляющими разъединителями, устройствами релейной защиты и автоматики, а также сложные переключения с устройствами релейной защиты и автоматики.

п. 174 операция (при производстве переключений): Действия по изменению положения одного коммутационного аппарата (при пофазном управлении — одной фазы), заземляющего разъединителя (при пофазном управлении — одной фазы), переключающего устройства релейной защиты и автоматики, изменению технологического режима работы одной единицы оборудования путем воздействия на один орган (ключ, кнопка и т.п.) управления, установке (снятию) одного переносного заземления, а также действия по проверке и осмотру и иные действия аналогичного характера.

Таким образом, воздействия на коммутационные аппараты, изменяющие режим работы ИБП относительно прилегающей сети, следует относить к переключениям.

Виды переключений определяются в соответствии с Правилами переключений в электроустановках (утв. приказом Минэнерго РФ от 13.09.2018 № 757, зарег. в Минюсте РФ 22.11.2018 № 52754, с изм. на 04.10.2022), которые устанавливают требования к разработке и утверждению инструкций по производству переключений в электроустановках, к персоналу, осуществляющему переключения в электроустановках, выдаче и выполнению команд (разрешений, подтверждений) на производство переключений, разработке и применению программ (типовых программ) и бланков (типовых бланков) переключений, организации, порядку и последовательности переключений в электроустановках.

Согласно п. 8_2 указанных Правил «Потребитель электрической энергии, владеющий на праве собственности или ином законном основании объектами электросетевого хозяйства, должен разрабатывать и утверждать инструкции по производству переключений в электроустановках объектов электросетевого хозяйства, оборудование и устройства которых находятся в технологическом управлении или ведении структурного подразделения потребителя, указанного в п. 4 Правил. Указанные инструкции должны разрабатываться в соответствии с требованиями Правил, с учетом требований инструкций по производству переключений в электроустановках всех ДЦ, в диспетчерском управлении или ведении которых находятся оборудование, устройства РЗА подстанций потребителя электрической энергии или отходящие от них ЛЭП, а также требований инструкций по производству переключений в электроустановках, утвержденных ЦУС, в технологическом управлении или ведении которого находятся оборудование, устройства РЗА подстанций потребителя электрической энергии или отходящие от них ЛЭП».

В соответствии с п. 12 Правил технической эксплуатации электроустановок потребителей электрической энергии (утв. приказом Минэнерго РФ от 12.08.2022 № 811, зарег. в Минюсте РФ 07.10.2022, рег. № 70433, ПТЭЭПЭЭ) «Потребителем должны быть определены работники: а) имеющие право выполнения переключений в электроустановках, ведения оперативных переговоров; ...»;

Согласно п. 17 ПТЭЭПЭЭ «Переключения в электроустановках должны осуществляться потребителем в соответствии с Правилами переключений в электроустановках, утвержденными приказом Минэнерго России от 13 сентября 2018 года № 757, с учетом требований настоящего пункта Правил.

Переключения в электроустановках объектов электросетевого хозяйства классом напряжения 0,4 кВ и ниже, присоединенных к электрическим сетям на уровне напряжения 0,4 кВ, допускается выполнять единолично работнику из числа оперативного (оперативно-ремонтного) персонала, обслуживающего эти электроустановки».

Согласно п. 33 ПТЭЭПЭЭ «Для организации и осуществления эксплуатации электроустановок потребителем должны быть разработаны и утверждены производственные инструкции по эксплуатации электроустановок, организации и осуществлению оперативно-технологического управления, в том числе по вопросам производства переключений в электроустановках, ведения оперативных переговоров, предотвращения развития и ликвидации нарушений нормального режима в электроустановках».

В соответствии с Правилами по охране труда при эксплуатации электроустановок (утв. приказом Минтруда РФ от 15.12.2020 № 903н, зарег. в Минюсте РФ 30.12.2020, рег. № 61957, с изм. на 29.04.2022, ПОТЭЭ):

п. 46.3: «Командирующая организация в сопроводительном письме должна указать цель командировки, а также работников, которым могут предоставляться права выдачи нарядов-допусков и распоряжений, права назначаться ответственными руководителями, производителями работ, членами бригады, а также работников, имеющих право проведения специальных работ, и подтвердить группы этих работников».

п. 46.5: «Предоставление командированному персоналу привлекаемой организации права работы в действующих электроустановках в качестве выдающих наряды-допуски и распоряжения, ответственных руководителей и производителей работ, допускающих на ВЛ в соответствии с пунктом 5.13 Правил, членов бригады разрешается оформить руководителем организации (обособленного подразделения) — владельцем электроустановки резолюцией на письме командирующей организации или ОРД организации (обособленного подразделения).

В случае, если электроустановки организации постоянно по договору оказания услуг обслуживаются командированным персоналом привлекаемой организации, допускается предоставлять их работникам права оперативного и оперативно-ремонтного персонала после прохождения необходимых этапов подготовки и проверки знаний в комиссии по месту постоянной работы с предоставлением необходимых прав работы в действующих электроустановках и назначением ответственных лиц согласно главе V Правил. При этом перечень электроустановок, в которых предоставляются данные права, перечень ответственных лиц с предоставлением соответствующих прав должны быть оформлены ОРД организации (обособленного подразделения) — владельца электроустановки».

п. 46.7: «Командирующая организация является ответственной за соответствие присвоенных командированному персоналу групп и прав, предоставляемых ему в соответствии с пунктом 46.3 Правил, а также за соблюдение им Правил».

п. 46.8: «Организация, в электроустановках которой производятся работы командированным персоналом, является ответственной за выполнение предусмотренных мер безопасности выполнения работ в электроустановках, обеспечивающих защиту работников от поражения электрическим током рабочего и наведенного напряжения электроустановки, и допуск к работам».

п. 46.10: «Командированным персоналом работы проводятся в действующих электроустановках по нарядам-допускам и распоряжениям, а в случае если командированному персоналу предоставляются права оперативно-ремонтного персонала, работы могут проводиться и в порядке текущей эксплуатации в соответствии с главой VIII Правил».

п. 5.1: «Организационными мероприятиями, обеспечивающими безопасность работ в электроустановках, являются:

оформление работ нарядом-допуском, распоряжением или перечнем работ, выполняемых в порядке текущей эксплуатации».

п. 7.1: «Работы в электроустановках могут проводиться по распоряжению, являющемуся письменным заданием на производство работы, определяющим ее содержание, место, время, меры безопасности (если они требуются) и работников, которым поручено ее выполнение, с указанием их групп по электробезопасности (далее — распоряжение). Распоряжение имеет разовый характер, срок его действия определяется продолжительностью рабочего дня или смены исполнителей».

п. 8.1: «Небольшие по объему ремонтные работы и работы по техническому обслуживанию, выполняемые в течение рабочей смены и разрешенные к производству в порядке текущей эксплуатации, должны содержаться в перечне работ. Перечень работ подписывается техническим руководителем или работником из числа административно-технического персонала (руководящих работников и специалистов), на которого возложены обязанности по организации безопасного проведения всех видов работ в электроустановках, в том числе оперативного и (или) технического обслуживания, ремонта, наладки, испытаний, в соответствии с действующими правилами и нормативно-техническими документами (далее — ответственный за электрохозяйство) и утверждается руководителем организации или руководителем обособленного подразделения».

Таким образом, если в отношении обслуживания ИБП нет договора оказания услуг, работы на ИБП командированного персонала проводятся по нарядам-допускам и распоряжениям. Если ИБП напряжением 0,4 кВ эксплуатируется командированным персоналом по договору оказания услуг по обслуживанию, этому командированному персоналу предоставлены права оперативно-ремонтного персонала, допускается выполнять переключения единолично работнику, которому предоставлено право выполнения переключений в электроустановках.

— Правилами организации технического обслуживания и ремонта объектов электроэнергетики (утв. приказом Минэнерго РФ от 25.10.2017 № 1013, зарег. в Минюсте РФ 26.03.2018, рег. № 50503, с изм. на 13.07.2020);

— Правилами проведения технического освидетельствования оборудования, зданий и сооружений объектов электроэнергетики (утв. приказом Минэнерго РФ от 14.05.2019 № 465, зарег. в Минюсте РФ 16.07.2019, рег. № 55283);

— 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);

— ГОСТ Р 50571.16-2019 (МЭК 60364-6-2016) «Электроустановки низковольтные. Часть 6. Испытания» (утв. приказом Росстандарта от 09.04.2019 № 127-ст).

— ГОСТ 31937-2011 «Здания и сооружения. Правила обследования и мониторинга технического состояния» (введен в действие в качестве национального стандарта приказом Росстандарта от 27.12.2012 № 1984-ст);

— СП 18.13330.2019 «Производственные объекты. Планировочная организация земельного участка (Генеральные планы промышленных предприятий) (с Изменениями № 1, 2)» (утв. приказом Минстроя РФ от 17.09.2019 № 544/пр);

— СП 43.13330.2012 «Сооружения промышленных предприятий. Актуализированная редакция СНиП 2.09.03-85 (с Изменениями № 1, 2, 3)» (утв. приказом Минрегиона РФ от 29.12.2011 № 620).

Обоснование ответа

1. Пунктом 96 ФНП ОРПД установлено, что наладку оборудования под давлением, в том числе при эксплуатации ОПО должны осуществлять специализированные организации, а также индивидуальные предприниматели, специализирующиеся на производстве работ при осуществлении одного или нескольких видов деятельности в области промышленной безопасности (далее — специализированные организации), в том числе работ по наладке оборудования, в случаях, предусмотренных руководством по эксплуатации организацией-изготовителем, или наладке системы (технологического комплекса), в состав которой входит оборудование, в случаях, предусмотренных проектной документацией ОПО, перед вводом в эксплуатацию после монтажа (пусконаладка) и в процессе эксплуатации (режимная наладка).

Таким образом, мнение надзорного органа о необходимости выполнения работ по наладке котлов, включая режимно-наладочные испытания, специализированными организациями, обоснованно.

2. В соответствии с п. 325 ФНП ОРПД, докотловая и внутрикотловая обработка воды, регулирование качества воды осуществляются по инструкциям и режимным картам по ведению водно-химического режима, разрабатываемым наладочными организациями при проведении пуско-наладочных после монтажа или режимно-наладочных работ в процессе эксплуатации, и должны обеспечивать качество питательной, котловой, подпиточной и сетевой воды в соответствии с нормами, установленными проектной документацией, организацией — изготовителем котла и приложением N 9 к ФНП.

Эксплуатация установок докотловой обработки воды осуществляется по производственным инструкциям, разработанным на основании руководств (инструкций) по эксплуатации организаций — изготовителей установок с учетом требований проектной и технологической документации.

Инструкции и режимные карты должны быть утверждены руководителем эксплуатирующей организации и находиться на рабочих местах персонала.

Из изложенного следует, что инструкции и режимные карты по ведению ВХР должны разрабатываться при проведении пусконаладочных работ после монтажа и корректироваться после проведения режимно-наладочных работ (при наличии соответствующих изменений), силами наладочных (то есть специализированных) организаций, проводящих указанные работы. При этом специальное разрешение, лицензия на данный вид деятельности не требуются.

При этом периодичность переработки инструкций и режимных карт в тех случаях, когда изменения в ВХР не вносятся (например, по аналогии с п. 12.11 ПТЭ ТЭ — 1 раз 5 лет; ПТЭ ТЭ на ТЭС не распространяются — прим. эксперта), ФНП ОРПД не регламентируется.

Для силовых масляных трансформаторов и автотрансформаторов, не указанных в абзаце первом настоящего пункта, допускается длительная перегрузка по току любой обмотки на 5% номинального тока ответвления, если напряжение на ответвлении не превышает номинального. Значение и длительность допустимой аварийной перегрузки таких трансформаторов и автотрансформаторов должны определяться производственной (местной) инструкцией с учетом требований документации организации — изготовителя«.

Согласно п. 476 ПТЭСС: «Допустимые перегрузки сухих трансформаторов и трансформаторов с элегазовой изоляцией должны определяться владельцем объекта электроэнергетики с учетом требований документации организации — изготовителя».

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

Обоснование ответа

Требования к выполнению пусконаладочных работ газовых котлов регламентируются не только Правилами пользования газом и предоставления услуг по газоснабжению в Российской Федерации, но и другими нормативными документами.

Согласно Правилам технической эксплуатации тепловых энергоустановок, утв. приказом Минэнерго России от 24.03.2003 N 115, тепловой энергоустановкой является энергоустановка, предназначенная для производства или преобразования, передачи, накопления, распределения или потребления тепловой энергии и теплоносителя. Таким образом, котел является тепловой энергоустановкой.

Пунктом 2.4.4 ПТЭ ТЭ установлено, что приемосдаточные испытания оборудования и пусконаладочные работы отдельных элементов тепловых энергоустановок и системы в целом проводятся перед приемкой тепловых энергоустановок в эксплуатацию.

Котлы относятся к оборудованию, работающему под избыточным давлением. Помимо ПТЭ ТЭ, необходимость проведения пусконаладочных работ котлов, подпадающих под требования ФНП ОРПД (приказ Ростехнадзора № 536 от 15.12.2020) (давление более 0,07 МПа, температура воды более 115 градусов Цельсия, любая мощность) определяется пунктами 272 («в»), 312, 325 и 327 указанных Правил.

Таким образом, пусконаладочные работы котлов необходимо проводить независимо от их мощности.

Обоснование:

1. В соответствии с п.1 ФНП N 444 к технологическим трубопроводам относятся трубопроводы, предназначенные для перемещения в пределах промышленного предприятия или группы этих предприятий — ОПО с оборотом опасных веществ, указанных в подпунктах «а», «б», «в», «д», «е», «ж» пункта 1 Приложения 1 ФЗ N 116 от 21.07.1997 сырья, полуфабрикатов, готового продукта, вспомогательных материалов, включающих в том числе пар, воду, воздух, газы, хладагенты, смазки, эмульсии, и обеспечивающие ведение технологического процесса и эксплуатацию оборудования.

Таким образом, ключевыми критериями отнесения трубопроводов к технологическим согласно п.1 ФНП N 444 является их применение на ОПО с оборотом опасных веществ для реализации технологических процессов. Вода к средам, перечисленным в ФНП N 444, также относится.

Исключений из области применения ФНП N 444 относительно электростанций не установлено.

Определение сети водоснабжения не нормируется.

2. На основании п.4 ст.2 ФЗ от 07.12.2011 N 416-ФЗ «О водоснабжении и водоотведении», водоснабжением называются водоподготовка, транспортировка и подача питьевой или технической воды абонентам с использованием централизованных или нецентрализованных систем холодного водоснабжения (холодное водоснабжение) или приготовление, транспортировка и подача горячей воды абонентам с использованием централизованных или нецентрализованных систем горячего водоснабжения (горячее водоснабжение).

Водопроводной сетью является комплекс технологически связанных между собой инженерных сооружений, предназначенных для транспортировки воды, за исключением инженерных сооружений, используемых также в целях теплоснабжения (п.5 ст.2 ФЗ N 416).

Технической водой называется вода, подаваемая с использованием централизованной или нецентрализованной системы водоснабжения, не предназначенная для питья, приготовления пищи и других хозяйственно-бытовых нужд населения или для производства пищевой продукции (п.24 ст.2 ФЗ N 416).

Напротив, п.45 ГОСТ 25151-82 называет водопроводной сетью систему трубопроводов с сооружениями на них для подачи воды к местам ее потребления.

Критерии отнесения трубопроводов к технологически установлены выше. Таким образом, с учетом изложенного, трубопроводы осветленной, химочищенной и коагулированной воды, используемые в цикле работы химического цеха ТЭЦ (то есть в технологическом процессе ОПО — участка (площадки) предприятия с оборотом опасных веществ), подпадают под требования ФНП N 444. Трубопроводы же технической воды, пожаротушения и питьевой воды в технологическом процессе не используются, и, соответственно, под требования ФНП N 444 не подпадают (как раз относятся к сетям водоснабжения (водопроводной сети)).

3. Согласно пп.«ж» п.5 ФНП N 444 данные Правила не применяются в отношении технологических трубопроводов, являющихся неотъемлемой частью машин и оборудования (систем подачи смазки, охлаждающей жидкости, корпуса, части сосудов и аппаратов).

На основании п.4 ТР ТС 032/2013 сосудом является герметически закрытая емкость (стационарно установленная или передвижная), предназначенная для ведения химических, тепловых и других технологических процессов, а также для хранения и транспортировки газообразных, жидких и других веществ.

Согласно п.103 ФНП ОРПД основными элементами сосуда являются корпус сосуда и его составные части (цилиндрические и конические обечайки, приварные и съемные днища, корпусные фланцы, люки, быстросъёмные крышки), внутренние элементы, конические переходы, бобышки, штуцера и патрубки (неразъемно присоединенные к корпусу), входящие в состав конструкции сосуда в пределах границ, определенных разработчиком проекта, сведения о которых внесены организацией-изготовителем в паспорт сосуда.

Трубопроводом называется сооружение из труб, деталей трубопровода, арматуры, плотно и прочно соединенных между собой, предназначенное для транспортирования газообразных и жидких продуктов (п.3.1.32 ГОСТ 32569-2013).

С учетом изложенного, в качестве элемента сосуда (и, соответственно, его неотъемлемой части) могут рассматриваться только патрубки, к которым присоединены соответствующие трубопроводы.

В этой связи с учетом назначения трубопроводы охлаждающей воды (перемещение вспомогательных материалов в целях ведения технологического процесса и эксплуатации оборудования) относятся к технологическим трубопроводам. Следовательно, под требования ФНП N 444 они подпадают.

Указания по наладке электротехнических устройств содержатся в СП 76.13330.2016 «Электротехнические устройства» (утв. приказом Минстроя РФ 16.12.2016 № 955/пр).

СП 76.13330.2016 не содержит указаний о возможности оформления результатов наладки в электронном виде.

Указания по наладке и испытаниям систем автоматизации содержатся в СП 77.13330.2016 «Системы автоматизации» (утв. приказом Минстроя РФ от 20.10.2016 № 727/пр).

СП 77.13330.2016 не содержит указаний о возможности оформления результатов наладки и испытаний в электронном виде.

Формы протоколов испытаний и наладки электрооборудования также содержатся в рекомендательных документах:

— ВСН 123-90 «Инструкция по оформлению приемо-сдаточной документации
по электромонтажным работам» (утв. Минмонтажспецстроем СССР 24.12.1990);

— И 1.13-07 «Инструкция по оформлению приемо-сдаточной документации по электромонтажным работам» (утв. Ассоциацией «Росэлектромонтаж» 12.04.2007, рекомендована к применению Минрегионразвития РФ письмом № 12677-ЮТ/02 от 05.07.2007).

Общие требования к лабораториям содержатся в ГОСТ ISO/IEC 17025-2019 «Общие требования к компетентности испытательных и калибровочных лабораторий» (введен в действие в качестве национального стандарта приказом Росстандарта от 15.07.2019 № 385-ст).

Согласно п. 7.8.1.2 ГОСТ ISO/IEC 17025-2019 «Результаты должны быть представлены точно, четко, недвусмысленно и объективно, как правило, в форме отчета (например, отчет об испытаниях, свидетельство (сертификат) о калибровке или акт отбора образцов) и должны включать в себя всю информацию, согласованную с заказчиком и необходимую для интерпретации результатов, а также всю информацию, требуемую в соответствии с применяемым методом. Все оформленные отчеты должны быть сохранены в качестве технических записей.

Примечание 1 — Для целей настоящего стандарта отчеты об испытаниях и свидетельства (сертификаты) о калибровке иногда могут называться протоколами испытаний и отчетами о калибровке соответственно.

Примечание 2 — Отчеты могут быть изданы на бумажном носителе или с помощью электронных средств при условии, что требования настоящего стандарта выполнены».

Необходимо обратить внимание на то, что в настоящее время Минэнерго РФ разрабатывается проект приказа «Об утверждении требований к обеспечению надежности электроэнергетических систем, надежности и безопасности объектов электроэнергетики и энергопринимающих установок «Требования к объему и нормам испытаний электрооборудования». После прохождения предусмотренных действующим законодательством процедур проект приказа будет направлен на государственную регистрацию в Минюст РФ с последующим опубликованием.

Согласно п. 6.3.8.13 СП 76.13330.2016: «Для заземления экранов кабелей рекомендуется использовать специальную конструкцию в виде специальных зажимов с большой площадью контакта. Ее можно расположить по всему периметру нижней части шкафа. Для большего числа кабелей допускается установка дополнительного ряда зажимов в середине, если это возможно по условиям монтажа.

Экраны контрольных и силовых кабелей следует заземлять с обоих концов».

В соответствии с п. 10.5 СТО 56947007-29.130.15.114-2012: «Руководящие указания по проектированию заземляющих устройств подстанций напряжением 6-750 кВ» (утв. приказом ОАО «ФСК ЕЭС» от 03.02.2012 № 55): «Экраны вторичных кабелей следует заземлять с обоих концов.

Для заземления экранов рекомендуется использовать специальные зажимы или разъемы.

Заземлённые с обоих концов экраны проверяются на термическую стойкость. Если контрольный кабель состоит из отрезков, разделённых клеммными шкафами, то на термическую стойкость проверяется каждый их этих отрезков, выходящих или находящихся на ОРУ, при условии ввода тока в точку заземления оборудования высокого напряжения, находящегося вблизи клеммного шкафа».

Согласно п. 13.4 СТО 56947007-29.130.15.114-2012: «Внутри зданий (ГЩУ, РЩ и ОПУ), а также других зданий и сооружений, содержащих вторичное оборудование и системы связи, должна быть применена замкнутая сеть заземления (система уравнивания потенциалов) в соответствии с п.10 настоящих Руководящих указаний.

Экраны вторичных кабелей следует заземлять с обоих концов. Для заземления экранов рекомендуется использовать специальные зажимы или разъемы».

В соответствии с п. 4.5.1 СТО 56947007-29.060.20.020-2009 «Методические указания по применению силовых кабелей с изоляцией из сшитого полиэтилена на напряжение 10-35 кВ) (утв. распоряжением ОАО «ФСК ЕЭС» от 22.01.2009 № 22р, с изм. от 10.05.2018): «Экран кабеля должен быть заземлен. Способ заземления выбирается при проектировании кабельной линии».

Согласно п. 9.14 СТО 56947007-29.060.20.020-2009: «На стадии проектирования сечения экранов кабеля должны быть проверены расчетом на термическую стойкость при коротком замыкании с учетом развития сети на перспективу на срок не менее 30 лет».

СТО содержат указания по расчету распределения напряжений и токов промышленной частоты по экранам контрольных кабелей при однофазном КЗ в первичных цепях с учётом допустимых токов в экранах, выбору способа заземления экранов с учетом вероятности увеличения потенциала на них.

Электрическое сопротивление экрана, пересчитанное на 1 км длины кабеля, должно указывается в технических условиях на кабели конкретных марок, либо в соответствующих ГОСТ на конкретные типы кабелей.

Номинальное сечение экрана указывается в технических условиях на кабели конкретных марок, количество выводов экранов, подключаемых к заземлённым частям, как правило, указывается в технической документации завода — изготовителя кабеля.

Конкретные технические решения по присоединению экранов контрольных кабелей к заземлённым частям принимаются на стадии проектирования с учётом Стандартов организации, например, СТО 1.1.1.01.001.0902-2013 «Кабельные изделия для атомных электростанций. Технические требования эксплуатирующей организации» (утв. приказом ОАО «Концерн Росэнергоатом» от 02.04.2014 № 9/366-П).

При этом в соответствии с п. 2.1.12 ГОСТ 10434-82 «Соединения контактные электрические. Классификация. Общие технические требования» (утв. постановлением Госстандарта СССР от 03.02.1982 № 450): «К каждому болту (винту) плоского вывода или к штыревому выводу рекомендуется присоединять не более двух проводников, если иное не указано в стандартах или технических условиях на электротехнические устройства конкретных видов».

Согласно п. 2.3.53 ПУЭ «Для кабельных линий до 35 кВ допускается применять одножильные кабели... Сечение этих кабелей должно выбираться с учетом их дополнительного нагрева токами, наводимыми в оболочках.

Должны быть также выполнены мероприятия по обеспечению равного распределения тока между параллельно включенными кабелями и безопасного прикосновения к их оболочкам, исключению нагрева находящихся в непосредственной близости металлических частей и надежному закреплению кабелей в изолирующих клицах».

Требования пункта 2.3.52 ПУЭ направлены на недопущение прокладки нулевых жил отдельно от фазных в четырехпроводных сетях при применении многожильных кабелей и не содержат принципиального запрета на прокладку кабелей в одножильном исполнении. Пунктом 2.3.53 ПУЭ допускается применять одножильные кабели. Так же необходимо обратить внимание на то, что действующая Глава 2.3 ПУЭ (6-ое издание) была утверждена 47 лет назад, и, соответственно, не учитывает характеристики кабельно-проводниковой продукции, выпускаемой современными заводами-изготовителями.

При этом ГОСТ 31996-2012 «Кабели силовые с пластмассовой изоляцией на номинальное напряжение 0,66; 1 и 3 кВ. Общие технические условия» (введён в действие приказом Росстандарта от 29.11.2012 № 1414-ст в качестве национального стандарта с 01.01.2014) предусматривает производство одножильных кабелей с номинальным сечением токопроводящей жилы из ряда: 1,5; 2,5; 4; 6; 10; 16; 25; 35; 50; 70; 95; 120; 150; 185; 240; 300; 400; 500; 625; 630; 800; 1000 мм².

В приложении «Н» ГОСТ Р 50571.5.52-2011 (МЭК 60364-5-52:2009) «Электроустановки низковольтные. Часть 5-52. Выбор и монтаж электрооборудования. Электропроводки (с Поправкой)» (утв. приказом Росстандарта от 13.12.2011 № 925-ст) приведены примеры конфигураций параллельных одножильных кабелей.

В соответствии с п. 6.4.1.15 СП 76.13330.2016 «Электротехнические устройства. Актуализированная редакция СНиП 3.05.06-85» (утв. приказом Минстроя РФ от 16.12.2016 № 955/пр): «Одножильные кабели, не объединенные в треугольник, следует прокладывать так, чтобы вокруг кабеля не было замкнутого магнитного металлического контура».

Согласно п. 6.4.1.16 СП 76.13330.2016: «Крепление для одножильных кабелей, не объединенных в треугольник, должно быть выполнено из немагнитного материала.

При расположении фаз кабелей треугольником кабели должны скрепляться с шагом от 1 до 1,5 м».

Таким образом, прокладка одножильных кабелей в сетях 0,4 кВ согласно ПУЭ, ГОСТ Р 50571.5.52-2011, СП 76.13330.2016 допускается. Так же следует руководствоваться требованиями технической документации завода-изготовителя кабельно-проводниковой продукции.

Соответственно, электропомещения, электрощитовые, помещения КТП подлежат категорированию по взрывопожарной и пожарной опасности, в том числе расположенные в зданиях и сооружениях класса Ф 5.

Определение категорий по пожарной и взрывопожарной опасности в отношении помещений инженерно-технического назначения (инженерно-технических помещений, технических помещений) является необходимым действием, в целях установления требований пожарной безопасности, в том числе к ограждающим конструкциям, заполнениям проемов, противопожарным системам и т.п.

В соответствии с ч. 3 ст. 27 Федерального закона от 22 июля 2008 г. № 123-ФЗ «Технический регламент о требованиях пожарной безопасности» (с изменениями на 14 июля 2022 года) категории помещений по пожарной и взрывопожарной опасности определяются исходя из вида НАХОДЯЩИХСЯ в помещениях горючих ВЕЩЕСТВ И МАТЕРИАЛОВ, их количества и пожароопасных свойств, а также исходя из объемно-планировочных решений помещений и характеристик проводимых в них технологических процессов.

К примеру, в соответствии с ч. 7 ст. 27 Федерального закона от 22 июля 2008 г. № 123-ФЗ «Технический регламент о требованиях пожарной безопасности» (с изменениями на 14 июля 2022 года) к категориям В1-В4 относятся помещения, в которых НАХОДЯТСЯ (обращаются) горючие и трудногорючие жидкости, твердые горючие и трудногорючие вещества и материалы (в том числе пыли и волокна), вещества и материалы, способные при взаимодействии с водой, кислородом воздуха или друг с другом только гореть, при условии, что помещения, в которых они находятся (обращаются), не относятся к категории А или Б.

Соответственно, при определении категории по пожарной и взрывопожарной опасности электропомещения учитываются горючие и трудногорючие твердые материалы и вещества, входящие в состав электроприборов, электрооборудования, кабелей и проводов, а также горючие жидкости при наличии (трансформаторное масло).

Классификация пожароопасных зон

В настоящий момент классификация пожароопасных зон установлена ст. 18 Федерального закона от 22 июля 2008 г. № 123-ФЗ «Технический регламент о требованиях пожарной безопасности» (с изменениями на 14 июля 2022 года).

В соответствии со ст. 17 Федерального закона от 22 июля 2008 г. № 123-ФЗ классификация пожароопасных и взрывоопасных зон применяется для выбора электротехнического и другого оборудования по степени их защиты, обеспечивающей их пожаровзрывобезопасную эксплуатацию в указанной зоне.

В соответствии с ч. 1 ст. 18 Федерального закона от 22 июля 2008 г. № 123-ФЗ к пожароопасным зонам относятся зоны, в которых именно ОБРАЩАЮТСЯ горючие вещества.

Пожароопасная (взрывоопасная) зона — часть замкнутого или открытого пространства, в пределах которого постоянно или периодически ОБРАЩАЮТСЯ горючие вещества и в котором они могут находиться при нормальном режиме технологического процесса или его нарушении (аварии) (п. 30 ст. 2 Федерального закона от 22 июля 2008 г. № 123-ФЗ).

Технологическая среда — вещества и материалы, ОБРАЩАЮЩИЕСЯ в технологической аппаратуре (технологической системе) (п. 46 ст. 2 Федерального закона от 22 июля 2008 г. № 123-ФЗ).

В настоящий момент Федеральным законом от 22 июля 2008 г. № 123-ФЗ, СП 12.13130.2012 (с изм. № 1), ГОСТ 12.1.004-91 «ССБТ. Пожарная безопасность. Общие требования» (ред. от 01.10.1993), ГОСТ Р 12.3.047-2012 «Пожарная безопасность технологических процессов. Общие требования. Методы контроля», главой 7.4 ПУЭ не установлено четкое определение (термин) «обращаются».

В настоящий момент ст. 1 Федерального закона от 24.06.1998 № 89-ФЗ (ред. от 19.12.2022) «Об отходах производства и потребления» установлено понятие ОБРАЩЕНИЕ с отходами — деятельность по сбору, накоплению, транспортированию, обработке, утилизации, обезвреживанию, размещению отходов.

То есть можно сделать вывод о том, что пожароопасные зоны образуют горючие вещества и материалы, которые производятся, собираются, размещаются, накапливаются, транспортируются, обрабатываются, утилизируются, обезвреживаются, то есть те вещества и материалы, которые образуют постоянную или временную технологическую среду, которую в свою очередь и от которой необходимо защищать электрооборудование.

В соответствии с подпунктом «б» п. 16 Правил противопожарного режима в Российской Федерации (утверждены Постановлением Правительства РФ от 16 сентября 2020 года № 1479) (с изменениями на 24 октября 2022 года) на объектах защиты запрещается использовать технические помещения (в том числе электропомещения) для организации производственных участков, мастерских, а также для хранения продукции, оборудования, мебели и других предметов.

Исходя из вышеизложенного, можно сделать вывод о том, что в электропомещениях (пожарная нагрузка в которых состоит только из горючих и трудногорючих твердых материалов, входящих в состав электроприборов, электрооборудования, кабелей и проводов) отсутствуют пожароопасные и взрывоопасные зоны.

Данный подход можно также обосновать тем, что требования пожарной безопасности и взрывобезопасности к уровню защиты электрооборудования устанавливаются впоследствии исходя из определенного класса зоны, то есть исходя из определенного уровня взрывопожароопасности технологической среды.

При этом в электропомещениях, в которых в электрооборудовании находится трансформаторное масло (ГЖ), уже будет иметься пожароопасная зона класса П - I.

— Правилах организации технического обслуживания и ремонта объектов электроэнергетики (утв. приказом Минэнерго РФ от 25.10.2017 № 1013);

— РД 34.46.501-76 «Инструкция по эксплуатации трансформаторов.
Второе издание, переработанное и дополненное» (утв. Минэнерго СССР 08.12.1976);

— РД 34.43.105-89 «Методические указания по эксплуатации трансформаторных масел» (утв. Минэнерго СССР 01.12.1989);

— РД 34.45-51.300-97 «Объемы и нормы испытаний электрооборудования» (6-е издание, утв. РАО «ЕЭС России» 08.05.1997);

— возможно применение СТО 56947007-29.180.01.116-2012 «Инструкция по эксплуатации трансформаторов» (утв. приказом ОАО «ФСК ЕЭС» от 02.03.2012 № 113);

— возможно применение СТО 02.01.124-2020 «Силовые трансформаторы. Организация технической эксплуатации. Нормы и требования» (утв. Приказом ПАО «РусГидро» от 02.12.2020 № 1025);

— возможно применение СТО 34.01-23.1-001-2017 «Объемы и нормы испытаний электрооборудования» (утв. распоряжением ПАО «Россети» от 29.05.2017 № 280р).

«Правила организации технического обслуживания и ремонта объектов электроэнергетики» содержат Приложение № 16 «Ведомость параметров технического состояния трансформатора (автотрансформатора)» и Приложение № 88 «Перечень работ типового капитального ремонта силового трансформатора», предусматривающиЕ вскрытие трансформатора, РД 34.46.501-76 содержит п.п. 9.3, 9.6, Прил. 7, РД 34.45-51.300-97 содержит п. 6.7.2 по вскрытию трансформаторов.

Обоснование:

Очевидно, в вопросе речь идет о Постановлении Правительства РФ от 05.07.2013 N 570 «О стандартах раскрытия информации теплоснабжающими организациями, теплосетевыми организациями и органами регулирования».

В терминологии Стандарта N 570 для обозначения в том числе теплосетевых организаций, функционирующих в поселениях и городских округах, не отнесенных к ценовым зонам теплоснабжения, а также функционирующих в поселениях и городских округах, отнесенных к ценовым зонам, до окончания переходного периода в ценовых зонах теплоснабжения, используется понятие «регулируемые организации» (подпункт «б» пункта 1 Стандарта N 570).

На основании пункта 15 Стандарта N 570 регулируемой организацией подлежит раскрытию информация:

а) о регулируемой организации (общая информация);

б) о ценах (тарифах) на регулируемые товары (услуги);

в) об основных показателях финансово-хозяйственной деятельности регулируемой организации, включая структуру основных производственных затрат (в части регулируемых видов деятельности);

г) об основных потребительских характеристиках регулируемых товаров и услуг регулируемой организации;

д) об инвестиционных программах регулируемой организации и отчетах об их реализации;

е) о наличии (отсутствии) технической возможности подключения (технологического присоединения) к системе теплоснабжения, а также о регистрации и ходе реализации заявок на подключение (технологическое присоединение) к системе теплоснабжения;

ж) об условиях, на которых осуществляется поставка регулируемых товаров (оказание регулируемых услуг), и (или) об условиях договоров о подключении (технологическое присоединение) к системе теплоснабжения;

з) о порядке выполнения технологических, технических и других мероприятий, связанных с подключением (технологическим присоединением) к системе теплоснабжения;

и) о способах приобретения, стоимости и объемах товаров, необходимых для производства регулируемых товаров и (или) оказания регулируемых услуг регулируемой организацией;

к) о предложении регулируемой организации об установлении цен (тарифов) в сфере теплоснабжения.

Единственная информация, раскрытие которой применительно к текущему ремонту, предусмотрено Стандартом N 570 в составе информации об основных показателях финансово-хозяйственной деятельности регулируемой организации, включая структуру основных производственных затрат (в части регулируемых видов деятельности), это сведения о:

— общепроизводственных расходах, в том числе отнесенных к ним расходах на текущий и капитальный ремонт;

— общехозяйственных расходах, в том числе отнесенных к ним расходах на текущий и капитальный ремонт;

— расходах на капитальный и текущий ремонт основных производственных средств (в том числе информации об объемах товаров и услуг, их стоимости и способах приобретения у тех организаций, сумма оплаты услуг которых превышает 20 процентов суммы расходов по указанной статье расходов) (подпункт «б» пункта 19 Стандарта N 570).

Речь идет о раскрытии себестоимости производимых товаров (оказываемых услуг) по регулируемому виду деятельности (в тыс. рублей), то есть о раскрытии числовых значений тех или иных показателей по данным годового бухгалтерского баланса (пункт 29 Стандарта N 570).

Что касается раскрываемой информации об условиях, на которых осуществляется поставка товаров (оказание услуг), то она содержит сведения об условиях публичных договоров поставок регулируемых товаров (оказания регулируемых услуг) (пункт 24 Стандарта N 570).

Теплосетевые организации, функционирующие в поселениях и городских округах, отнесенных к ценовым зонам теплоснабжения, после окончания переходного периода в ценовых зонах теплоснабжения, также раскрывают названные сведения (пункт 33(13) Стандарта N 570).

Раскрытие (размещение) теплосетевыми организациями самих документов (актов выполненных работ), подтверждающих факт понесения расходов, в том числе выполнение текущего ремонта, произведенного на тепловых сетях, Стандартом N 570 не предусмотрено.

Право запрашивать и получать от регулируемых организаций акты выполненных работ и платежные документы, подтверждающие факт понесения расходов по договорам, принадлежит органам регулирования (пункт 2 части 3 статьи 7 Федерального закона от 27.07.2010 N 190-ФЗ «О теплоснабжении», пункт 50 Основ ценообразования в сфере теплоснабжения, утв. Постановлением Правительства РФ от 22.10.2012 N 1075).

В соответствии с п. 1.7.79 Правил устройства электроустановок (ПУЭ, 7-ое издание, Глава 1.7, утв. приказом Минэнерго РФ от 08.07.2002 № 204): «В системе TN время автоматического отключения питания не должно превышать значений, указанных в табл. 1.7.1.

Таблица 1.7.1

Наибольшее допустимое время защитного автоматического отключения для системы TN

Приведенные значения времени отключения считаются достаточными для обеспечения электробезопасности, в том числе в групповых цепях ...»

При выборе автоматического выключателя необходимо учесть требования к защите от перегрузки, содержащиеся в ГОСТ Р 50571.4.43-2012/МЭК 60364-4-43:2008 «Электроустановки низковольтные. Часть 4-43. Требования по обеспечению безопасности. Защита от сверхтока» (утв. приказом Росстандарта от 15.11.2012 № 865-ст) и положения ГОСТ Р 50571.5.53-2013/МЭК 60364-5-53:2002 «Электроустановки низковольтные. Часть 5-53. Выбор и монтаж электрооборудования. Отделение, коммутация и управление» (утв. приказом Росстандарта от 06.09.2013 № 973-ст).

Время защитного автоматического отключения выбирается согласно токо-временной характеристике аппарата защиты — зависимости времени его отключения от протекающего через него тока. Различают характеристики A, B, C, D, K, Z, различные по форме и кратности тока срабатывания к номинальному току.

Под селективностью защиты понимают возможность защиты отобрать неисправный (ближайший) элемент электроустановки и в первую очередь отключить его, а не всю сеть.

Таким образом, при выборе номинального тока автоматических выключателей следует руководствоваться требованиями ПУЭ, ГОСТ Р, технической документацией организаций-изготовителей аппаратов защиты. Во всех случаях отключающая способность аппаратов защиты должна соответствовать току короткого замыкания, аппараты защиты должны соответствовать по току срабатывания характеру присоединенной нагрузки, должны обеспечивать наименьшее время срабатывания, обеспечивать селективность защиты.

В ПТЭЭПЭЭ содержатся обязательные требования по содержанию электроустановок в исправном состоянии и их безопасной эксплуатации:

ПТЭЭПЭЭ, п. 7. При эксплуатации электроустановок потребитель должен обеспечить: а) содержание электроустановок в исправном состоянии и их безопасную эксплуатацию; б) проведение технического обслуживания и ремонта электроустановок в целях поддержания исправного состояния и безопасной эксплуатации электроустановок; г) подготовку и подтверждение готовности работников, осуществляющих трудовые функции по эксплуатации электроустановок (далее — персонал), к выполнению трудовых функций в сфере электроэнергетики, связанных с эксплуатацией электроустановок.

В соответствии с ПТЭЭПЭЭ, п. 8. Потребителем организационно-распорядительным актом должна быть определена организационная структура управления электроустановками, распределены границы эксплуатационной ответственности и функции по обслуживанию и контролю за техническим состоянием ЛЭП, оборудования, устройств, зданий и сооружений электроустановок между структурными подразделениями и должностными лицами потребителя — юридического лица, определены должностные обязанности персонала, отвечающего за эксплуатацию и контроль состояния ЛЭП, оборудования, устройств, зданий и сооружений электроустановок потребителя.

Для непосредственного выполнения обязанностей по организации эксплуатации электроустановок руководитель потребителя организационно- распорядительным документом назначает из числа административно-технического персонала потребителя лицо, на которое возложены обязанности по организации проведения всех видов работ в электроустановках потребителя (далее — ответственный за электрохозяйство), и его заместителя с соблюдением требований, предусмотренных пунктами 10 и 11 ПТЭЭПЭЭ.

Случаи, в которых осуществляется замещение ответственного за электрохозяйство для выполнения его обязанностей, должны определяться руководителем потребителя в организационно-распорядительном документе. Лицо, замещающее ответственного за электрохозяйство, назначается руководителем потребителя на время отсутствия ответственного за электрохозяйство из числа административно-технического персонала.

ПТЭЭПЭЭ, п. 10. Назначение ответственного за электрохозяйство и его заместителя осуществляется после проверки знаний в соответствии с главой IV Правил и присвоения им следующей группы по электробезопасности: V — в электроустановках напряжением выше 1000 В; IV — в электроустановках напряжением до 1000 В.

ПТЭЭПЭЭ, п. 11. Необходимость назначения ответственных за электрохозяйство структурных подразделений потребителя определяется руководителем потребителя самостоятельно с учетом организационной структуры управления, количества и состава электроустановок потребителя, их территориального расположения, наличия у потребителя филиалов.

Таким образом, руководитель организации — потребителя электрической энергии принимает решение о минимальном количестве административно-технического персонала своего предприятия — энергетиков, основываясь на требованиях обязательных действующих норм и правил.

Расчет численности персонала для различных направлений энергетического производства и эксплуатации электроустановок и электрических сетей ведется исходя из условных единиц оборудования, находящихся в эксплуатации.

При расчете возможно использование рекомендаций:

— «Рекомендации по нормированию труда работников энергетического хозяйства. Часть 3. Нормативы численности работников коммунальных электроэнергетических предприятий» (утв. приказом Госстроя России от 03.04.2000 № 68);

— «Нормативы численности промышленно-производственного персонала распределительных электрических сетей. Информационный материал» (утв. РАО ЕЭС России 03.12.2004);

— «Нормативы численности промышленно-производственного персонала тепловых сетей» (утв. приказом РАО «ЕЭС России» от 03.12.2004), Таблица 4.3.5 «Оперативное, техническое обслуживание и ремонт электрохозяйства».

В соответствии с пп. г) п. 7 раздела III Правил, утв. ПП РФ от 27.04.2004 № 861, получение разрешения органа Ростехнадзора на допуск к эксплуатации является частью процедуры технологического присоединения энергопринимающих устройств.

Разрешение на допуск Ростехнадзора в эксплуатацию не требуется:

— в случае технологического присоединения объектов по третьей категории надежности к эл.сетям классом напряжения до 20 кВ включительно;

— в случае технологического присоединения объектов энергопринимающих устройств с максимальной мощностью до 150 кВт включительно, к электрическим сетям классом напряжения до 20 кВ включительно, которые используются физическими лицами для бытовых и иных нужд, не связанных с осуществлением предпринимательской деятельности;

— в отношении объектов электросетевого хозяйства сетевых организаций классом напряжения до 20 кВ включительно, построенных (реконструированных) в рамках исполнения технических условий в целях осуществления технологического присоединения заявителя.

В указанном случае заявители (юридические лица или индивидуальные предприниматели), направляют в адрес Ростехнадзора уведомление о готовности на ввод в эксплуатацию объектов с приложением всех необходимых документов в соответствии с п. 18_1-18_4 Правил, утв. ПП РФ от 27.04.2004 № 861.

В остальных случаях требуется получение Допуска Ростехнадзора на допуск в эксплуатацию объектов электросетевого хозяйства.

Согласно п. 198 ПТЭСС «Перед пуском оборудования после ремонта должны быть проверены исправность и готовность к включению основного и вспомогательного оборудования, КИП, средств дистанционного и автоматического управления, устройств релейной и технологической защиты, блокировок, средств телемеханики и связи. Выявленные при этом неисправности должны быть устранены до пуска».

В соответствии с п. 199 ПТЭСС «Перед пуском оборудования после нахождения его в резерве более трех суток должны быть проверены:

работоспособность КИП, средств дистанционного и автоматического управления, устройств технологической защиты, блокировок, средств телемеханики и связи;

прохождение команд технологических защит на все исполнительные устройства;

исправность и готовность к включению тех устройств и оборудования, на которых за время простоя проводились ремонтные работы. Выявленные при этом неисправности должны быть устранены до пуска.

При неисправности защитных блокировок и устройств защиты, действующих на останов оборудования, пуск его не допускается».

Согласно п. 201 ПТЭСС «Объем включенного вспомогательного оборудования, КИП, средств дистанционного и автоматического управления, устройств технологической защиты, блокировок, средств информации на работающем оборудовании должен обеспечивать возможность достижения номинальной мощности (производительности) генерирующего оборудования (за исключением случаев наличия ограничений мощности)».

Таким образом, порядок пуска основного генерирующего оборудования устанавливается техническим руководителем организации — владельца объекта генерации. Для ввода в работу оборудования как правило разрабатывается программа, согласно требований п.п. 13-26, 97, 100, 196, 198-201 ПТЭСС, технической документации организаций-изготовителей оборудования, проектной документации, ГОСТ Р 58176-2018, и утверждаемая техническим руководителем (главным инженером). Организационно-распорядительным документом, утверждающим программу, назначается лицо, ответственное за проведение данного пуска.

Для новых и реконструированных объектов генерации также необходимо получение Разрешения на допуск в эксплуатацию, в порядке, предусмотренном Правилами выдачи разрешений на допуск в эксплуатацию энергопринимающих установок потребителей электрической энергии, объектов по производству электрической энергии, объектов электросетевого хозяйства, объектов теплоснабжения и теплопотребляющих установок (утв. постановлением Правительства РФ от 30.01.2021 № 85).

В соответствии с п. 5 ПТПЭУ «При присоединении энергопринимающих устройств к распределительным устройствам электростанции последняя выполняет функции сетевой организации в части определения технической возможности технологического присоединения, согласования технических условий с субъектами оперативно-диспетчерского управления и смежными сетевыми организациями, а также выполнения необходимых условий договора».

Критерии наличия (отсутствия) технической возможности технологического присоединения и особенности осуществления технологического присоединения по индивидуальному проекту приведены в Разделе III ПТПЭУ.

Таким образом, возможно направление заявки на технологическое присоединение энергопринимающих устройств к распределительным устройствам электростанции, электростанция выполняет функции сетевой организации в части определения технической возможности присоединения, согласования технических условий со смежной сетевой организацией, выполнения необходимых условий договора, отказать в технологическом присоединении электростанция вправе при отсутствии технической возможности.

Право на проведение испытаний подтверждается записью в поле «Свидетельство на право проведения специальных работ» удостоверения о проверке знаний правил работы в электроустановках. Испытательные установки (электролаборатории) должны быть зарегистрированы в федеральном органе исполнительной власти, осуществляющем федеральный государственный энергетический надзор ...«.

В настоящее время органом федерального государственного энергетического надзора является Федеральная служба по экологическому, технологическому и атомному надзору (Постановление Правительства РФ «О государственном энергетическом надзоре» от 30.06.2021 № 1085).

При регистрации электролабораторий органы Ростехнадзора руководствуются «Инструкцией о порядке допуска в эксплуатацию электроустановок для производства испытаний (измерений) — электролабораторий» (введена в действие Информационным письмом Минэнерго РФ № 32-01-04/55 от 13.03.2001).

Согласно п. 2 указанной Инструкции «Допуск в эксплуатацию электроустановок для производства испытаний и измерений — электролабораторий производится органами государственного энергетического надзора после ее осмотра на основании акта комиссии, назначенной этим органом, и оформляется путем регистрации электролаборатории в „Журнале регистрации допуска в эксплуатацию электролабораторий“ с выдачей Свидетельства о регистрации».

В соответствии с п. 5 указанной Инструкции «Регистрация электролабораторий производится сроком на три года, а также при модернизации испытательного оборудования или изменении ее назначения».

Таким образом, срок действия Свидетельства о регистрации электролаборатории, выданного в 2020-м году, истекает в 2023-м году.

Требования к деятельности электролабораторий содержатся в Национальном стандарте ГОСТ Р 50571.16-2019 (МЭК 60364-6-2016) «Электроустановки низковольтные. Часть 6. Испытания» (утв. приказом Росстандарта от 09.04.2019 № 127-ст).

Требования к компетентности испытательных лабораторий содержатся в Межгосударственном стандарте ГОСТ ISO (IEC 17025-2019) «Общие требования к компетентности испытательных и калибровочных лабораторий» (принят Межгосударственным советом по стандартизации, метрологии и сертификации, Протокол от 28.06.2019 № 55).

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).