Нормативные документы по энергетическому надзору



		

МИНТОПЭНЕРГО РОССИИ

НОРМЫ

ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО

ПРОЕКТИРОВАНИЯ

ПРЕДПРИЯТИЙ ПО ОБЕСПЕЧЕНИЮ

НЕФТЕПРОДУКТАМИ (НЕФТЕБАЗ)

ВНТП 5-95

СОГЛАСОВАНЫ:

Минстрой России приказом

24.03.93 г.

№ 24.1-1/5-2-III

Минприроды России

6.03.95 г. № 03-20/23-708

ГУГПС МВД России

24.03.93 г. № 20/12/473

19.05.94 г. № 20/3.2/928

УТВЕРЖДЕНЫ:

Минтопэнерго России

3.04.95 г. № 64

Волгоград 1995

СОДЕРЖАНИЕ

АННОТАЦИЯ.. 2

1. ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ.. 3

2. КЛАССИФИКАЦИЯ НЕФТЕБАЗ. 4

3. РЕЖИМ РАБОТЫ... 4

4. ХРАНЕНИЕ НЕФТЕПРОДУКТОВ.. 5

5. ПРИЕМ И ОТГРУЗКА НЕФТЕПРОДУКТОВ.. 12

6. ПЕРЕКАЧКА НЕФТЕПРОДУКТОВ.. 18

7. ИЗМЕРЕНИЕ КОЛИЧЕСТВА НЕФТЕПРОДУКТОВ.. 23

8. ПОДОГРЕВ НЕФТЕПРОДУКТОВ.. 24

9. ОТРАБОТАННЫЕ НЕФТЕПРОДУКТЫ (МАСЛА)25

10. МЕРОПРИЯТИЯ ПО ОХРАНЕ ОКРУЖАЮЩЕЙ ПРИРОДНОЙ СРЕДЫ... 27

11. АВТОМАТИЗАЦИЯ, КОНТРОЛЬ И УПРАВЛЕНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИМИ ПРОЦЕССАМИ.. 29

12. СВЯЗЬ И СИГНАЛИЗАЦИЯ.. 29

13. ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКАЯ ЗАЩИТА.. 31

14. ЛАБОРАТОРИИ.. 32

15. ТРЕБОВАНИЯ К СИСТЕМАМ КАНАЛИЗАЦИИ.. 32

16. ТЕПЛОСНАБЖЕНИЕ. ОТОПЛЕНИЕ И ВЕНТИЛЯЦИЯ.. 34

ПРИЛОЖЕНИЕ 1. 36

ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ.. 36

ПРИЛОЖЕНИЕ 2  (рекомендуемое)37

ПЕРЕЧЕНЬ НЕФТЕПРОДУКТОВ, ТРЕБУЮЩИХ ПОДОГРЕВА ПРИ СЛИВЕ.. 37

приложение 3. 39

ЕДИНЫЕ (ОБЩИЕ) СУДОЧАСОВЫЕ НОРМЫ СЛИВА-НАЛИВА НАЛИВНЫХ СУДОВ, ОБРАБАТЫВАЕМЫХ НА ПРИЧАЛАХ НЕ ОБЩЕГО ПОЛЬЗОВАНИЯ, (т/час)39

ПРИЛОЖЕНИЕ 4. 39

СУДОЧАСОВЫЕ НОРМЫ ПОГРУЗКИ-ВЫГРУЗКИ МОРСКИХ СУДОВ.. 39

РИЛОЖЕНИЕ 5. 40

УДЕЛЬНОЕ ОБЪЕМНОЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЕ СОПРОТИВЛЕНИЕ НЕФТЕПРОДУКТОВ.. 40

ПРИЛОЖЕНИЕ 6. 41

ПЕРЕЧЕНЬ НЕФТЕПРОДУКТОВ ДОПУСКАЮЩИХ ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОСТЬ ПЕРЕКАЧКИ ПО ОДНОМУ ТРУБОПРОВОДУ.. 41

ПРИЛОЖЕНИЕ 7 (рекомендуемое)41

ПОКАЗАТЕЛИ ТЕПЛОВОГО РАСЧЕТА РЕЗЕРВУАРОВ С ИЗОЛЯЦИЕЙ; ТОЛЩИНА 0,06 м, КОЭФФИЦИЕНТ ТЕПЛОПРОВОДНОСТИ 0,04, ккал/м×ч×град, ДАВЛЕНИЕ ПАРА 0,4 МПа. 41

ПРИЛОЖЕНИЕ 8. 43

ПЕРЕЧЕНЬ КОНТРОЛИРУЕМЫХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НЕФТЕПРОДУКТОВ (ПРИЕМО-СДАТОЧНЫЙ И КОНТРОЛЬНЫЙ АНАЛИЗЫ)43

ПРИЛОЖЕНИЕ 9. 44

ПРИМЕРНЫЙ РАСХОД ВРЕМЕНИ (Тмин) НА ВЫПОЛНЕНИЕ АНАЛИЗОВ.. 44

ПРИЛОЖЕНИЕ 10  (справочное)44

КОМПЛЕКТНОСТЬ ЛАБОРАТОРИЙ НЕФТЕБАЗ ПО ОСНОВНЫМ ВИДАМ ОБОРУДОВАНИЯ И ПРИБОРОВ.. 44

ПРИЛОЖЕНИЕ 11 (рекомендуемое)46

ОБЪЕМ АВТОМАТИЗАЦИИ И КОНТРОЛЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ НЕФТЕБАЗ. 46

ПРИЛОЖЕНИЕ 12  (рекомендуемое)49

ПЕРЕЧЕНЬ ПРОГРЕССИВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ И АВТОМАТИЗИРОВАННЫХ СИСТЕМ... 49

ПРИЛОЖЕНИЕ 13. 49

ПРИМЕРНЫЕ ШТАТЫ ПРОИЗВОДСТВЕННОГО ПЕРСОНАЛА НЕФТЕБАЗ С УЧЕТОМ АВТОМАТИЗАЦИИ И МЕХАНИЗАЦИИ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ПРОЦЕССОВ.. 49

ПРИЛОЖЕНИЕ 14. 51

УДЕЛЬНЫЕ МЕТАЛЛОВЛОЖЕНИЯ В РЕЗЕРВУАРНУЮ ЕМКОСТЬ С НЕМЕТАЛЛИЧЕСКИМИ ПОНТОНАМИ..51

ПРИЛОЖЕНИЕ 15. 52

ПЕРЕЧЕНЬ  действующих нормативно-технических документов, используемых при проектировании предприятий по обеспечению нефтепродуктами (нефтебаз)52

НОРМЫ

ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ ПРЕДПРИЯТИЙ ПО ОБЕСПЕЧЕНИЮ НЕФТЕПРОДУКТАМИ (НЕФТЕБАЗ)

Разработаны АО "Нефтепродуктпроект" Минтопэнерго России под руководством В.А. Гончарова.

Ответственные исполнители: О.П. Козинцев, В.П. Бутенко, К.А. Логинова, М.И. Дутчак.

При подготовке норм использованы отдельные положения, разработанные институтом "Южгипронефтепровод".

С введением в действие настоящих "Норм технологического проектирования предприятий по обеспечению нефтепродуктами (нефтебаз)" утрачивают силу "Нормы технологического проектирования и технико-экономические показатели складов нефти и нефтепродуктов (нефтебаз)", "Южгипронефтепровод", 1972 г.

Настоящие нормы не могут быть полностью или частично воспроизведены, тиражированы и распространены в качестве официального издания без разрешения АО "Нефтепродуктпроект".

АННОТАЦИЯ

Нормы технологического проектирования предприятий по обеспечению нефтепродуктами (нефтебаз) разработаны с учетом современных достижений науки и техники, отечественного и зарубежного опыта проектирования, строительства и эксплуатации предприятий.

В нормах применены прогрессивные решения технического оснащения указанных предприятий, направленные на:

повышение уровня технической надежности и безопасной эксплуатации технологических сооружений;

автоматизацию и механизацию технологических процессов;

сокращение потерь нефтепродуктов;

улучшение экономических показателей;

повышение пожарной безопасности, соблюдение норм техники безопасности, охраны труда и защиты окружающей среды.

Министерство топлива

и энергетики Российской Федерации (Минтопэнерго России)

Нормы технологического

проектирования предприятий по обеспечению нефтепродуктами (нефтебаз)

ВНТП 5-95

Взамен "Норм технологического проектирования и технике экономических показателей складов нефти и нефтепродуктов (нефтебаз)", 1972 г.

Нормы содержат требования, обязательные при проектировании новых, расширяемых, реконструируемых и технически перевооружаемых предприятий (зданий, сооружений) по обеспечению нефтепродуктами (нефтебаз) и должны соблюдаться всеми организациями и предприятиями, участвующими в разработке проектов, строительстве и эксплуатации, независимо от формы собственности.

Нормы распространяются на проектирование стационарных предприятий для легковоспламеняющихся и горючих нефтепродуктов, имеющих давление насыщенных паров не выше 93,1 кПа (700 мм. рт. ст.) при температуре 20 °С.

При расширении или реконструкции предприятий (зданий, сооружений) по обеспечению нефтепродуктами (нефтебаз) нормы распространяются только на расширяемую или реконструируемую часть. Проектные решения по охране окружающей природной среды должны выполняться в целом по предприятию.

Внесены Главным управлением по государственным поставкам и коммерческой деятельности ГП "Роснефть"

Утверждены приказом Минтопэнерго России от "3" апреля 1995 г. № 64

Срок введения в действие
"1" мая 1995 г.

Проектирование расходных складов нефтепродуктов, входящих в состав предприятий (промышленных, транспортных, энергетических и т.п.), допускается выполнять по настоящим нормам с учетом требований технологических норм проектирования предприятий, в состав которых входят склады нефтепродуктов.

1. ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ

1.1. К объектам предприятий по обеспечению нефтепродуктами (далее нефтебаз) относится комплекс зданий и технологических сооружений производственного и вспомогательного назначения, обеспечивающих прием, хранение и отгрузку нефтепродуктов.

ПРИМЕЧАНИЕ. Термины и понятая, применяемые в настоящих нормах, приведены в приложении I.

1.2. Проектирование объектов нефтебаз должно выполняться и соответствии с действующими нормами и правилами. Государственными стандартами, отраслевыми руководящими документами и с использованием современных достижений науки и техники.

Перечень нормативных документов, используемых при проектировании, приведен в приложении 15.

1.3. При проектировании нефтебаз следует применять освоенные и серийно выпускаемые типы оборудования и материалы. Рекомендуемый перечень основного оборудования и автоматизированных систем приведен в приложении 12.

1.4. Разработка проектов технического перевооружения и реконструкции нефтебаз должна производиться на результатах предпроектного обследования пожарной и экологической ситуации как на территории самой нефтебазы и ее санитарно-защитной зоны, так и на селитебной территории и особо охраняемых природных территориях и объектах, находящихся за границей санитарно-защитной зоны, но в зоне влияния предприятия, для оценки экологической обстановки и возможных последствий аварийных ситуаций.

Предпроектное обследование проводится с обязательным участием надзорных органов (охраны окружающей природной среды, пожарного, санитарно-эпидемиологического и т.д.), заинтересованных организаций и органов местного самоуправления.

1.5. Предпроектным обследованием определяются условия достижения нефтебазой нормативных показателей экологических, санитарных и противопожарных требований в зоне своего влияния на окружающую застройку, которые обязательны при выполнении проектов технического перевооружения и реконструкции. При отсутствии указанных выше условий, подтвержденных предпроектным обследованием нефтебаза подлежит выносу за пределы существующей застройки.

1.6. Проектирование нефтебаз должно выполняться на основании утвержденной схемы развития и размещения предприятий по обеспечению нефтепродуктами, а также задания на проектирование, согласованного и утвержденного в установленном порядке.

1.7. Категории помещений и зданий нефтебаз по взрывопожарной и пожарной опасности следует принимать в соответствии с ОНТП 24-86 МВД СССР "Определение категорий помещений и зданий по взрывопожарной и пожарной опасности" и ВНТП 4-89* Госкомнефтепродукта РСФСР "Нормы технологического проектирования. Определение категорий помещений и зданий объектов нефтепродуктоснабжения по взрывопожарной и пожарной опасности".

2. КЛАССИФИКАЦИЯ НЕФТЕБАЗ

2.1. Нефтебазы подразделяются:

по общей вместимости и максимальному объему одного резервуара - на категории, в соответствии СНиП 2.11.03-93;

по функциональному назначению - на перевалочные, перевалочно-распределительные и распределительные;

по транспортным связям поступления и отгрузки нефтепродуктов - на железнодорожные, водные (морские, речные), трубопроводные, автомобильные, а также смешанные водно-железнодорожные, трубопроводно-железнодорожные и т.п.);

по номенклатуре хранимых нефтепродуктов - на нефтебазы для легковоспламеняющихся и горючих нефтепродуктов, а также нефтебазы общего хранения;

по годовому грузообороту - на пять классов в соответствии с таблицей 1.

Таблица 1

Класс нефтебаз

Грузооборот; тыс. т/год

1

от 500 и более

2

св. 100 до 500 вкл.

3

" 50 " 100 "

4

" 20 " 50 "

5

от 20 и менее

2.2. К основным показателям характеризующим мощность нефтебаз, относятся:

грузооборот нефтепродуктов в тыс. т/год;

вместимость резервуарного парка в тыс. м3.

2.3. Техническая оснащенность нефтебаз должна удовлетворять следующим требованиям:

резервуарный парк - обеспечивать прием, хранение и отгрузку заданного количества и ассортимента нефтепродуктов;

трубопроводные коммуникации - обеспечивать одновременный прием и отгрузку различных марок нефтепродуктов без смещения и потери качества;

наливные и сливные устройства, а также насосное оборудование - обеспечивать выполнение нормы времени по сливу и наливу нефтепродуктов.

3. РЕЖИМ РАБОТЫ

3.1. В зависимости от функционального назначения и транспортных связей расчетное число рабочих дней в году следует принимать по таблице 2.

3.2. Технологическое время механизированного или самотечного слива или налива для всей одновременно подаваемой партии железнодорожных цистерн по фронту одновременного слива и налива, независимо от типа нефтепродукта и грузоподъемности цистерн, не должно превышать 2-х часов.

Таблица 2

Вид транспортных связей

Количество рабочих дней в году

Перевалочные и перевалочно-распределительные

Распределительные

Прием

Отгрузка

Прием

Отгрузка

Железнодорожные

365

365

365

260

Водные, в т.ч.:

 

 

 

 

морские

365

365

365

260

речные

в течение навигационного периода

365

в течение навигационного периода

260

Трубопроводные

Определ. режимом работы НПП, отвода

365

Определ. режимом работы НПП, отвода

260

Автомобильные

-

-

260

260

ПРИМЕЧАНИЯ:

1. Расчетное число рабочих дней в году для морских нефтебаз принято для районов с круглогодичной навигацией, при иных условиях судоходства принимается с учетом продолжительности навигационного периода.

2. Прием и отгрузка нефтепродуктов на перевалочных нефтебазах, прием нефтепродуктов на распределительных нефтебазах производится из условия круглосуточной работы в течение расчетного числа рабочих дней в году.

3. Операции по приему и отгрузке нефтепродуктов на автомобильных нефтебазах, отгрузка нефтепродуктов местным потребителям в автоцистерны и тару на распределительных нефтебазах и раздаточных блоках перевалочных нефтебаз производится в одну смену. При соответствующем обосновании допускается производить отгрузку в две смены или круглосуточно.

3.3. Время на предварительный разогрев и слив вязких и застывающих нефтепродуктов рекомендуется принимать в зависимости от вязкости или температуры застывания, но не более величин, указанных в приложении 2.

3.4. Время погрузки или выгрузки наливных судов следует определять, руководствуясь показателями приложений 3 и 4, утвержденным б. Минречфлотом РСФСР 8 июля 1987 г. иб. Минморфлотом СССР 30 декабря 1977 г. При проектировании эти показатели для каждого порта (бассейна) должны уточняться в процессе сбора исходных данных.

3.5. Время механизированного слива или налива нефтепродуктов из (в) автомобильных (е) цистерн (ы) с учетом операций по оформлению документов, заправке наливных устройств и маневрированию автомобиля не должно превышать 4 мин. на одну тонну груза.

При определении веса груза на автомобильных весах и расчетах времени слива или налива следует дополнительно учитывать время, равное 4 мин., на организацию каждого взвешивания.

4. ХРАНЕНИЕ НЕФТЕПРОДУКТОВ

ВНТП 5-95 НОРМЫ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ ПРЕДПРИЯТИЙ ПО ОБЕСПЕЧЕНИЮ НЕФТЕПРОДУКТАМИ (НЕФТЕБАЗ)

		

МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ  И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ СССР

УТВЕРЖДАЮ:

Министр энергетики и

 электрификации СССР

И.С. Непорожний

"8" октября 1981 г.

НОРМЫ

ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ

ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ

ВНТП  81

Утверждены. Протокол научно-технического Совета Минэнерго СССР от 17 августа 1981 г. №99

по согласованию с Госстроем СССР письмо № АБ-3430-20/4 от 29.06.81.

Москва, 1981 г.

СОДЕРЖАНИЕ

1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ. 1

2. ОХРАНА ПРИРОДЫ... 2

2.1. Охрана земель. 2

2.2. Охрана воздушного бассейна. 3

2.3. Охрана водного бассейна. 3

3. ГЕНЕРАЛЬНЫЙ ПЛАН И ТРАНСПОРТНОЕ ХОЗЯЙСТВО.. 3

3.1. Генеральный план. 3

3.2. Транспортное хозяйство. 4

4. ТОПЛИВНОЕ И МАСЛЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО.. 6

4.1. Разгрузка, подача и хранения твердого топлива. 6

4.2. Прием, подача и хранение мазута. 9

4.3. Газовое хозяйство. 11

4.4. Масляное хозяйство. 11

5. КОТЕЛЬНОЕ ОТДЕЛЕНИЕ.. 12

5.1. Котлоагрегаты.. 12

5.2. Золоулавливание. 14

5.3. Внутристанционное золошлакоудаление. 15

6. ТУРБИННОЕ ОТДЕЛЕНИЕ.. 16

7. ВОДОПОДГОТОВКА И ХИМИЧЕСКИЙ КОНТРОЛЬ. 18

8. ЭЛЕКТРОТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ. 24

9. УПРАВЛЕНИЕ, АВТОМАТИЗАЦИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ И ТЕПЛОТЕХНИЧЕСКИЙ КОНТРОЛЬ. 38

10. ГИДРОТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ. 40

10.1. Системы охлаждения и водоснабжения. 40

10.2. Внешнее золошлакоудаление. 43

10.3. Водопровод, канализация и противопожарные мероприятия. 44

11. ТЕПЛОСНАБЖЕНИЕ.. 44

Приложение:46

Настоящие нормы разработаны Всесоюзным Государственным ордена Ленина и ордена Октябрьской революции проектным институтом "Теплоэлектропрокт", с учетом отзывов и предложений ВТИ им. Ф.Э. Дзержинского, ВНИПИэнергопрома, Союзтехэнерго, ЦКБ Главэнергоремонта, ЦДУ ЕЭС СССР, Госгортехнадзора СССР, НПО ЦКТИ, Минэнергомаша, а также других проектных, научно-исследовательских, эксплуатационных и ремонтных организаций Минэнерго СССР.

Нормы рассмотрены, одобрены Научно-техническим Советом Минэнерго СССР и согласованы с Госстроем СССР письмо № АБ-3430-20/4 от 29 июня 1981 г. и являются обязательными при технологическом проектировании тепловых электрических станций.

Министерство энергетики и электрификации СССР (Минэнерго СССР)

Нормы технологического проектирования тепловых электрических станций

ВНТП-81

Взамен норм технологического проектирования тепловых электростанций и тепловых сетей, утвержденных 8 мая 1973г.

1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ

1.1. Настоящие нормы обязательны при проектировании всех вновь сооружаемых паротурбинных тепловых электростанций с турбоагрегатами мощностью 50 тыс. кВт и выше при начальных параметрах пара у турбин до 24 МПа (240 кгс/см2) и 510-560 °C.

Нормы распространяются также на расширяемые реконструируемые паротурбинные электростанции и газотурбинные установки с соответствующими коррективами, обуславливаемыми существующими технологическими схемами, компоновками оборудования, зданиями и сооружениями.

Примечание: Настоящие нормы не распространяется на проектирование атомных, дизельных и геотермальных электростанций.

При проектировании следует руководствоваться действующими нормативными документами, перечень которых приведен в приложении к настоящим нормам.

Настоящие нормы являются оснополагающим документом при проектировании электростанций.

1.2. в комплекс зданий и сооружений тепловых электростанций входят:

а) здания и сооружения производственного назначения (главный корпус с дымовыми трубами, сооружения электрической части, технического водоснабжения, топливоподачи и газомазутное хозяйство);

б) подсобно производственные здания и сооружения (объединенный вспомогательный корпус, склады, пусковая котельная, административно-бытовой корпус, ремонтные мастерские, маслохозяйство);

в) вспомогательные здания и сооружения (жал, дор. Станция, гараж, сооружения по сбору и очистке сточных, замасленных и фекальных вод, внеплощадочные сооружения, дороги, ограждения и благоустройство территории, сооружение гражданской обороны, временные сооружения).

Внесены институтом "Теплоэлектропроект"

Утверждены Министерством энергетики и электрификации СССР

Протокол от "17" августа 1981 г. №99

Срок введения в действие "8" октября 1981 г.

1.3. Проектирование тепловых электрических станций должно вестись на высоком научно-техническом уровне, с применение прогрессивного высокоэкономичного оборудования.

1.4. Основные технические решения должны приниматься с учетом: обеспечения надежности работы оборудования; максимальной экономии первоначальных капиталовложений и эксплуатационных затрат; снижения металлоемкости; повышения производительности труда в строительстве, эксплуатации и ремонте; охраны природы, а также создания нормальных санитарно-бытовых условий для эксплуатационного и ремонтного персонала.

Объемно-планировочные и конструктивные решения вновь сооружаемых, расширяемых и реконструируемых ТЭС должны приниматься в соответствии со СНиП.

В проектах должны учитываться возможности максимального использования отходов производства сточных вод, сбросного тепла и золошлаков в народном хозяйстве страны.

В проектах электростанций разрабатываются разделы организации эксплуатации и ремонта. Указанные разделы разрабатываются в соответствии: по эксплуатации с "Правилами технической эксплуатации тепловых электростанций и сетей", а по ремонтам с "Инструкцией по проектированию организации и механизации ремонта оборудования, зданий и сооружений на тепловых электростанциях".

1.5. Компоновка технологического оборудования должна обеспечивать нормальные условия обслуживания и ремонта оборудования при его высокой механизации с минимальным использованием ручного труда.

1.6. Для электростанций, сооружаемых в районах с расчетной температурой наружного воздуха для отопления минус 20 °C и выше, допускается проектирование главных корпусов электростанций с открытым котельным отделением, а также с полуоткрытой установкой пиковых водогрейных котлов, работающих на твердом топливе.

Полуоткрытая установка водогрейных котлов на газообразном и жидком топливах применяется в районах с расчетной температурой наружного воздуха для отопления минус 25 °C и выше.

1.7. Служебные и вспомогательные помещения с постоянным пребыванием в них должны располагаться в местах, отделенных от действующего оборудования стенами. Внутри  помещений запрещается прокладка технологических трубопроводов, за исключением трубопроводов отопления, водопровода, вентиляции и трубопроводов, необходимых для технологии проводимых в помещении работ.

Запрещается размещение служебных и вспомогательных помещений, ниже отм. 0,0 м, в зоне расположения фланцевых соединений трубопроводов и арматуры под избыточным давление окружающей среды, под бункерами угля, пыли, золы, аккумуляторными, газоходами котлоагрегатов, на площадках обслуживания технологического оборудования.

При расположении служебных и вспомогательных помещений вблизи мест потенциальной травмоопасности из них должны быть предусмотрены два выхода с противоположных сторон.

Вспомогательные помещения следует размещать в местах с наименьшим воздействием шума, вибрации и других вредных факторов, по возможности в местах с естественным освещением.

Уровни вредных факторов внутри помещений не должны превышать величин, установленных соответствующими научно-техническими документами:

микроклимат - ГОСТ 12.1.05-76 "ССБТ. Воздух рабочей зоны. Общие санитарно-гигиенические требования". ГОСТ 12.1.007-76 "ССБТ. Вредные вещества. Классификация  общие требования безопасности";

шум - ГОСТ 12.1.003-76 "ССБТ. Общие требования безопасности";

вибрация - ГОСТ 12.1.012-78 "ССБТ. Вибрация. Общие требования безопасности".

Освещенность во вспомогательных помещениях должна отвечать требованиям СНиП II-4-79. "Естественное и искусственное освещение".

1.8. Газопроводы, подводящие горячий газ к ТЭС, в том числе, проходящие по территории электростанции до задвижки на вводе в ГРП, не входят  в состав сооружений электростанции и относятся к магистральным газовым сетям.

2. ОХРАНА ПРИРОДЫ

2.1. Охрана земель

2.1.1. Выбор площадки для строительства электростанции должен производиться с соблюдением "Основ земельного законодательства Союза ССР и союзных республик" законодательных актов по охране природы и использованию природных ресурсов, норм и правил строительного проектирования, увязывается со схемой районной планировки или генеральной схемой промышленного узла.

2.1.2. При разработке проектов электростанций следует:

- использовать, как правило, земли несельскохозяйственного назначения и малопродуктивные угодья;

- предусматривать снятие и хранение плодородного слоя почвы (на землях временного и постоянного отвода) с целью нанесения его на рекультивируемые (восстанавливаемые) земли и малопригодные угодья;

- предусматривать компенсацию за изымаемые сельскохозяйственные угодья;

- при отводе земельных участков во временное пользование следует предусматривать последующую рекультивацию этих участков.

2.1.3. Площадь отводимых земельных участков для сооружения объектов электростанции должна использоваться рационально и определяться следующими условиями:

- оптимальной блокировкой производственных зданий и сооружений;

- размещением вспомогательных служб и подсобных производств в многоэтажных зданиях;

- соблюдением нормативной плотности застройки в соответствии с требованиями главы СНиП;

- учетом необходимого резерва площадей для расширения электростанций в соответствии с заданием на проектирование и при соответствующем технико-экономическом обосновании;

- определением площади золошлакоотвалов с учетом использования золы и шлака в народном хозяйстве.

2.1.4. Отвод земель следует производить очередями с учетом фактической потребности в них объектов строительства. Временно отводимые земли под карьеры, отвалы грунта и т. д. после проведения на них всех необходимых работ по рекультивации должны возвращаться землепользователям.

2.1.5. В составе проекта электростанции должен быть раздел по рекультивации земель, отводимых во временное пользование, и улучшению малопродуктивных угодий, как компенсации за изымаемые сельскохозяйственные угодья. Проекты рекультивации выполняются с привлечением проектных организаций Минсельхоза СССР, Гослесхоза СССР и Минрыбхоза СССР. Проекты улучшения малопродуктивных угодий должны выполняться с привлечением проектных институтов по землеустройству (гипроземам) Минсельхоза СССР.

2.1.6. При размещении электростанций в развитых энергосистемах следует рассматривать в проектах возможность отказа от строительства или сокращения объемов строительства на площадке электростанции центральной ремонтной мастерской, материальных складов и ремонтно-строительного цеха на ТЭС, имея в виду централизованное обеспечение нужд электростанции.

2.1.7. При проектировании электростанции следует рассматривать возможность использования существующий строительных баз и укрупнительных площадок близ расположенных предприятий Минэнерго СССР.

2.1.8. Подъездные железные и автомобильные дороги, а также внешние инженерные коммуникации, трассы теплопроводов, линии электропередачи и связи, подводящие и отводящие каналы технического водоснабжения и т. д., если они совпадут по направлению, следует, как правило, размещать в одной полосе отвода земель и по возможности трассировать их, не нарушая существующих границ сельскохозяйственных угодий и полей севооборота.

2.1.9. Золоотвалы должны проектироваться с учетом их консервации или рекультивации после заполнения их золошлаками до проектной высоты.

2.2. Охрана воздушного бассейна

2.2.1. В проектах тепловых электростанций должны быть предусмотрены мероприятия обеспечивающие снижение концентрации вредных веществ и пыли в приземном слое атмосферного воздуха, до величин, не превышающих допустимые санитарными нормами ПДК).

Это условие должно быть обеспечено с учетом работы электростанции при ее конечной мощности, а также с учетом фонда создаваемого другими источниками загрязнения атмосферы.

Расчет концентрации ведется при режиме работы электростанции на полной ее электрической и тепловой нагрузке, соответствующей средней температуре наиболее холодного месяца.

При расчете для летнего режима работы электростанции в случаях установки на ней трех и более турбин учитывается остановка одной из них на ремонт.

2.3. Охрана водного бассейна

2.3.1. Для защиты водного бассейна от загрязнений различными производственными сточными водами, должны быть предусмотрены соответствующие очистные сооружения, обеспечивающие соблюдение санитарных норм Минздрава СССР.

2.3.2. Выбор метода и схемы обработки производственных сточных вод производится в зависимости от конкретных условий проектируемой станции: мощности и устанавливаемого оборудования. Режима работы, вида топлива, способа золошлакоудаления, системы охлаждения, системы водоподготовки, местных климатических, гидрогеологических и прочих факторов с соответствующими технико-экономическими расчетами.

Сброс сточных вод в водоемы должен проектироваться с соблюдением "Правил охраны поверхностных вод от загрязнения сточными водами" и в установленном порядке согласовываться с органами по регулированию использования и охране вод, государственного санитарного надзора, по охране рыбных запасов и регулированию рыбоводства и другими заинтересованными органами.

2.3.3. Проектирование водохранилищ-охладителей, золошлакоотвалов шламоотвалов, прудов-испарителей, водоподготовок и др. Должно осуществляться с учетом разработки комплексных мероприятий по защите поверхностных и грунтовых вод от загрязнения сточным водами.

При разработке мероприятий необходимо рассматривать:

- возможность уменьшения количества загрязненных производственных сточных вод за счет применения в технологическом процессе электростанции совершенного оборудования и рациональных схемных решений;

- применение частично или полностью оборотных систем водоснабжения, повторного использования отработанных в одном технологическом процессе вод на других установках;

- возможность использования существующих, проектируемых очистных сооружений соседних промышленных предприятий и населенных пунктов или строительства общих сооружений с пропорциональным долевым участием;

- в проекте должна быть исключена фильтрация из золошлаковых хранилищ загрязненных вод в грунтовый поток.

3. ГЕНЕРАЛЬНЫЙ ПЛАН И ТРАНСПОРТНОЕ ХОЗЯЙСТВО

3.1. Генеральный план

ВНТП 81 НОРМЫ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ

		

Министерство энергетики и электрификации СССР

ИНСТРУКЦИЯ

ПО ПРОЕКТИРОВАНИЮ ГОРОДСКИХ И ПОСЕЛКОВЫХ

ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ

ВСН 97-83

Минэнерго СССР

СОДЕРЖАНИЕ

 Раздел 1Общие указания

Раздел 2Расчетные электрические нагрузки

Раздел 3Выбор напряжения и режима нейтрали сетей

Раздел 4Схемы сетей

Раздел 5Расчеты сетей

Раздел 6Автоматика, защита и телемеханика

Раздел 7Конструктивное выполнение элементов электрической сети

Приложение 1Основные определения

Приложение 2Перечень основной нормативной документации подлежащей использованию при проектировании городских электрических сетей

Согласована

с Госстроем СССР письмом

Госстроя СССР

25 января 1983 г.

№ ИИ-443-1

Утверждаю

Заместитель Министра

от энергетики и

электрификации СССР

Ф.В. Сапожников

25 марта 1983 г.

Инструкция по проектированию городских и поселковых электрических сетей (ВСН 97-83/Минэнерго СССР) разработана институтами Гипрокоммунэнерго Министерства жилищно-коммунального хозяйства РСФСР и Московским научно-исследовательским институтом типового и экспериментального проектирования (МНИИТЭП) Глав АПУ г. Москвы (раздел 2) при участии Всесоюзного научно-исследовательского института электроэнергетики (ВНИИЭ) Министерства энергетики и электрификации СССР.

С введением в действие настоящей Инструкции утрачивают силу Указания по проектированию городских электрических сетей (ВСН 97-75), утвержденные Минэнерго СССР по согласованию с Госстроем СССР.

Инструкция согласована с Госстроем СССР в качестве общесоюзного нормативного документа, Управлением инженерного оборудования населенных мест Госгражданстроя при Госстрое СССР и Главным управлением пожарной охраны МВД СССР.

Редакторы - к. т. н. В/Д. Лордкипанидзе (Гипрокоммунэнерго), инж. В.М. Подольный (МНИИТЭП), инж. И.З. Рейн (Гипрокоммунэнерго), инж. С.Г. Королев (Минэнерго СССР), к. т. н. Ф.И. Синьчугов (ВНИИЭ), инж. Б.А. Соколов (Госстрой СССР).

Министерство

энергетики и

электрификации СССР (Минэнерго СССР)

Ведомственные

строительные нормы

ВСН 97-83

Минэнерго СССР

Инструкция

по проектированию

городских и

поселковых

электрических сетей

Взамен ВСН 97-75 Минэнерго СССР

Раздел 1

Общие указания

1.1. Требования настоящей Инструкции должны выполняться при проектировании новых и реконструкции существующих электрических сетей городов (районов, микрорайонов) и поселков, включая сети к отдельным объектам независимо от ведомственной принадлежности сетей и объектов.

Требования Инструкции не распространяются на внутренние электрические сети зданий и сооружений.

1.2. Проекты городских и поселковых электрических сетей* должны удовлетворять требованиям настоящей Инструкции, Правил устройства электроустановок (ПУЭ), соответствующих строительных норм и правил (СНиП и СН) и других нормативных документов, перечень которых приведен в приложении 2.

______________________

* В дальнейшем городские и поселковые электрические сети именуются городскими электрическими сетями.

1.3. В состав городских электрических сетей входят все электроустановки, предназначенные для электроснабжения города и поселка и находящиеся на их территории.

Внесены

Министерством

жилищно-коммунального

хозяйства РСФСР

Утверждены

Министерством

энергетики и

электрификации СССР февраля 1983 г.

Срок введения

в действие

1 июля 1983 г.

К городским электрическим сетям относятся:

- электроснабжающие сети напряжением 110 (35) кВ и выше, включая кольцевые сети с понижающими подстанциями, линии и подстанции глубоких вводов;

- распределительные сети напряжением 10 (6) - 20 кВ, включая трансформаторные подстанции (ТП) и линии, соединяющие центры питания (ЦП) с ТП и ТП между собой, и вводы к потребителям;

- распределительные сети напряжением до 1000 В.

При наличии промежуточного элемента - распределительного пункта (РП) в состав распределительной сети напряжением 10 (6) - 20 кВ входят также РП и питающие линии, соединяющие РП с ЦП.

1.4. В составе генерального плана города и поселка необходимо рассматривать основные вопросы перспективного развития его системы электроснабжения, включая баланс электрических нагрузок всех потребителей и источники их покрытия. На плане города и поселка при этом должна предусматриваться территория для размещения электросетевых объектов: коридоров для трасс воздушных линий электропередачи, зон для кабельных линий, площадок для подстанций и баз предприятий электрических сетей.

1.5. Проектирование городских сетей должно быть комплексным, т. е. выполняться с увязкой электроснабжающих сетей 110 (35) кВ и выше и сетей 10 (6) - 20 кВ между собой, с учетом всех потребителей города и прилегающих к нему районов и обеспечивать наибольшую экономичность, требуемую степень надежности электроснабжения и соблюдение установленных норм качества электроэнергии. При этом необходимо предусматривать совместное использование отдельных элементов системы электроснабжения для питания различных потребителей независимо от их ведомственной принадлежности.

1.6. При определении основных принципов развития сетей на расчетный срок генерального плана города и поселка для ориентировочной оценки ожидаемых нагрузок следует исходить из среднегодовых темпов роста нагрузок, принимаемых для характерных районов города на основании анализа их изменения за прошедшие 10 - 15 лет, материалов генерального плана и перспективных планов развития народного хозяйства.

1.7. В проектах должна предусматриваться возможность поэтапного развития системы электроснабжения по мере роста нагрузок на длительную перспективу без коренного переустройства электросетевых сооружений на каждом этапе.

1.8. Построение системы электроснабжения следует производить таким образом, чтобы в нормальном режиме все элементы системы находились под нагрузкой с максимально возможным использованием пропускной способности этих элементов.

Резервирование питания электроприемников потребителей должно предусматриваться в соответствии с их категорийностью при минимальных затратах средств и электрооборудования.

Применение резервных линий и трансформаторов, не несущих нагрузку, допустимо как исключение при наличии технико-экономических обоснований.

1.9. При реконструкции действующих сетей необходимо максимально использовать существующие электросетевые сооружения. Решение о их ликвидации может быть принято только при соответствующих технико-экономических обоснованиях.

Объем и состав проектной документации

1.10. Для города на основе генерального плана, проектов планировки и застройки в увязке со схемой развития электрических сетей энергосистемы разрабатывается схема развития городских электрических сетей напряжением 10 (6) -110 кВ и выше на расчетный срок текущей и следующей пятилеток с выделением очередности строительства.

В схеме должны рассматриваться основные принципы развития сетей на расчетный срок генерального плана города.

Схемы развития городских электрических сетей, прежде всего, должны разрабатываться для крупных и крупнейших городов и городских агломераций.

Допускается разработка схемы развития электрических сетей напряжением 110 (35) кВ и выше и схемы развития электрических сетей напряжением 10 (6) - 20кВ в виде двух самостоятельных взаимоувязанных работ.

1.11. На основе схемы развития городских электрических сетей, выполненной в соответствии с требованиями п. 1.13 настоящей Инструкции, разрабатываются рабочие проекты отдельных элементов сети с продолжительностью строительства не более двух лет.

1.12. При отсутствии схемы развития городских электрических сетей, выполненной в соответствии с требованиями п. 1.13 настоящей Инструкции, разрабатывается проект реконструкции и расширения городской электрической сети в две стадии:

- проект со сводным сметным расчетом стоимости строительства;

- рабочая документация со сметами.

Проект разрабатывается для города и поселка в целом на расчетный срок соответствующий текущей и следующей пятилеткам.

Для малых городов и поселков допускается одностадийное проектирование - разработка рабочих проектов.

1.13. В схеме (проекте, рабочем проекте) рассматриваются:

а) существующая система электроснабжения;

б) активные и реактивные электрические нагрузки с районированием по ЦП и источники их покрытия;

в) выбор схем электроснабжающих сетей районов города и поселка с определением количества, мощности, напряжения и мест расположения ЦП, при необходимости и РП;

г) выбор схемы, конфигурации и параметров сетей напряжением 10 (6) - 20 кВ, а в необходимых случаях и сетей напряжением 0,4 кВ *;

________________________

* В схеме объем проектных проработок может быть сокращен и использованы укрупненные показатели.

д) регулирование напряжения;

е) компенсация реактивных нагрузок;

ж) режим работы нейтрали и компенсация емкостных токов сети;

з) токи короткого замыкания;

и) учет электрической энергии *;

___________________________

* В схеме объем проектных проработок может быть сокращен и использованы укрупненные показатели.

к) релейная защита и автоматика сети;

л) молниезащита и заземление сети;

м) диспетчеризация и телемеханизация сети;

н) мероприятия по гражданской обороне;

о) организация эксплуатации сети;

п) организация строительства **;

__________________________

** В сокращенных объемах.

р) сводка (паспорт) основных и удельных технико-экономических показателей сети;

с) ведомости на основное оборудование и материалы *;

_________________________

* В схеме объем проектных проработок может быть сокращен и использованы укрупненные показатели.

т) расчет стоимости строительства (сметы и сводный сметный расчет стоимости).

Объем графического материала должен включать:

а) схемы электрических соединений и конфигурацию сетей напряжением 110 (35) кВ и выше на плане города и поселка с указанием нагрузок по элементам сети;

б) схемы электрических соединений и конфигурация сетей напряжением 10 (6) - 20 кВ на плане города и поселка (при необходимости и сетей напряжением 0,4 кВ) с указанием нагрузок по элементам сети *.

* В схеме объем проектных проработок может быть сокращен и использованы укрупненные показатели.

1.14. Проектирование электрических сетей напряжением до 20 кВ в новых жилых районах (микрорайонах) и сетей внешнего электроснабжения коммунальных, промышленных и других предприятий в селитебной зоне городов и поселков должно выполняться в составе проектов застройки районов (микрорайонов) и проектов предприятий в соответствии со схемой развития электрических сетей города и поселка (проектом реконструкции и расширения электрических сетей).

Технические условия на присоединение новых мощностей должны выдаваться на основе утвержденной в установленном порядке схемы развития электрических сетей города и поселка (проекта реконструкции и расширения электрических сетей).

Раздел 2

Расчетные электрические нагрузки

Нагрузки жилых домов

ВСН 97-83 ИНСТРУКЦИЯ ПО ПРОЕКТИРОВАНИЮ ГОРОДСКИХ И ПОСЕЛКОВЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ

		

ИНСТРУКЦИЯ

ПО ПРОВЕДЕНИЮ МЕРОПРИЯТИЙ ПО КОНТРОЛЮ ПРИ ОСУЩЕСТВЛЕНИИ ГОСУДАРСТВЕННОГО ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО НАДЗОРА ЗА ОБОРУДОВАНИЕМ, ЗДАНИЯМИ И СООРУЖЕНИЯМИ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ И ТЕПЛОВЫХ УСТАНОВОК, ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ, КОТЕЛЬНЫХ, ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ И ТЕПЛОВЫХ СЕТЕЙ ЭНЕРГОСНАБЖАЮЩИХ ОРГАНИЗАЦИЙ И ПОТРЕБИТЕЛЕЙ ТЕПЛОВОЙ И ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ

 

(утв. Госэнергонадзором России 26 ноября 2001 г.)

 

1. Общие положения

2. Порядок проведения мероприятий по контролю

3. Ограничения при проведении мероприятий по контролю

4. Порядок оформления результатов мероприятия по контролю

5. Меры, принимаемые должностными лицами органов госэнергонадзора по фактам нарушений, выявленных при проведении мероприятия по контролю

6. Обязанности должностных лиц органов госэнергонадзора при проведении мероприятий по контролю

7. Права юридических лиц и индивидуальных предпринимателей при проведении мероприятии по контролю

8. Контроль за выполнением мероприятий акта-предписания

9. Ответственность органов госэнергонадзора и их должностных лиц при проведении мероприятий по контролю

10. Ответственность юридических лиц и индивидуальных предпринимателей

1. Общие положения

1.1. Инструкция по проведению мероприятий по контролю при осуществлении государственного энергетического надзора за оборудованием, зданиями и сооружениями электрических и тепловых установок, электростанций, котельных, электрических и тепловых сетей энергоснабжающих организации и потребителей тепловой и электрической энергии составлена на основании Федерального закона от 08 августа 2001 г. N 134-ФЗ "О защите прав юридических лиц и индивидуальных предпринимателей при проведении государственного контроля (надзора)" и "Положения о государственном энергетическом надзоре в Российской Федерации", утвержденного постановлением Правительства Российской Федерации от 12 августа 1998 г N 938.

1.2. Настоящая инструкция предназначена для государственных инспекторов по энергетическому надзору, осуществляющих государственный контроль за техническим состоянием и безопасной эксплуатацией оборудования, зданий и сооружений электрических и тепловых установок, электростанций, котельных, электрических и тепловых сетей энергоснабжающих организаций и потребителей тепловой и электрической энергии (далее "проверяемая организация"), в соответствии с функциями, определенными Положением о государственном энергетическом надзоре в Российской Федерации.

1.3. Инструкция устанавливает порядок организации и проведения мероприятий по контролю, оформления и выдачи акта-предписания, права, обязанности и ответственность сторон, контроля исполнения предписаний.

1.4. Государственный энергетический надзор предусматривает проведение проверки выполнения юридическим лицом или индивидуальным предпринимателем обязательных требований нормативных документов, установленных федеральными законами или принимаемыми в соответствии с ними нормативными правовыми актами и другой нормативно-технической документацией (далее - обязательные требования).

Мероприятие по контролю - совокупность действий должностных лиц органов государственного энергетического надзора, связанных с проведением проверки выполнения юридическим лицом или индивидуальным предпринимателем обязательных требований, осуществлением необходимых испытаний, экспертиз, оформлением результатов проверки и принятием мер по результатам проведения мероприятия по контролю.

1.5. Мероприятия по контролю могут быть плановые и внеплановые. Плановые мероприятия проводятся при осуществлении текущего надзора согласно утвержденному годовому плану работ одним или несколькими государственными инспекторами по энергетическому надзору, комиссией (далее "инспектор") с выездом на место, оформлением и выдачей акта-предписания.

1.6. Организации с установленной или присоединенной мощностью электрических установок 750 кВА и выше и (или) тепловых установок 1 Гкал/час и выше подлежат комплексным или тематическим проверкам.

Тематическая проверка предусматривает проведение мероприятий по контролю по одной или нескольким темам.

Комплексная проверка предусматривает проведение мероприятий контроля по всем темам одновременно, в том числе и теме рационального и эффективного использования топливно-энергетических ресурсов.

Организации, имеющие мощности ниже указанных величин, подлежат общей проверке по единой программе, разработанной управлением государственного энергетического надзора в субъекте Российской Федерации (далее управление госэнергонадзора) и включающей одновременно проверку всех вопросов, входящих в компетенцию Госэнергонадзора.

1.7. Комплексная проверка проводится комиссией под председательством, как правило, начальника управления госэнергонадзора, его заместителя или начальника инспекции.

Тематическая проверка может проводиться комиссией, несколькими или одним инспектором.

Общая проверка проводится одним или двумя инспекторами.

1.8. Продолжительность проверки определяется на основании нормативов времени, разработанных управлением госэнергонадзора, в зависимости от электрической и (или) тепловой мощности, количества и типов установленного оборудования, видов основного и резервного топлива, вида обследования (комплексное, тематическое, общее) и других факторов.

2. Порядок проведения мероприятий по контролю

2.1. Мероприятия по контролю проводятся на основании распоряжений (приказов) органов госэнергонадзора.

В распоряжении (приказе) о проведении мероприятия по контролю указываются:

- номер и дата распоряжения (приказа) о проведении мероприятия по контролю;

- наименование органа государственного энергетического надзора;

- фамилия, имя, отчество и должность лица (лиц), уполномоченного на проведение мероприятия по контролю;

- наименование юридического лица или фамилия, имя, отчество индивидуального предпринимателя, в отношении которых проводится мероприятие по контролю;

- цели, задачи и вид проводимого мероприятия по контролю;

- правовые основания проведения мероприятия по контролю, в том числе нормативные правовые акты, обязательные требования которых подлежат проверке;

- дата начала и окончания мероприятия по контролю.

2.2. Мероприятие по контролю может проводиться только тем должностным лицом (лицами), которое указано в распоряжении (приказе) о проведении мероприятия по контролю.

При проведении проверки двумя или более инспекторами один из них назначается старшим. При участии в проверке работников других организаций, старшим является государственный инспектор по энергетическому надзору, если начальником управления госэнергонадзора не будет принято другое решение.

2.3. Продолжительность мероприятия по контролю не должна превышать один месяц.

В исключительных случаях, связанных с необходимостью проведения специальных исследовании (испытаний), экспертиз со значительным объемом мероприятий по контролю, на основании мотивированного предложения инспектора, осуществляющего мероприятие по контролю, руководителем органа госэнергонадзора или его заместителем срок проведения мероприятия по контролю может быть продлен, но не более чем на одни месяц.

2.4. В отношении одного юридического лица или индивидуального предпринимателя плановое мероприятие по контролю может быть проведено не более чем один раз в два года.

Периодичность общих проверок организаций с мощностью энергоустановок ниже 750 кВА и (или) 1 Гкал/час и тематических проверок устанавливается начальником управления госэнергонадзора, исходя из их количества и штатной численности инспекторского состава.

Периодичность плановых комплексных проверок организаций как правило, не должна превышать 1 раз в 5 лет.

2.5. При обращении саморегулируемой организации руководителем органа госэнергонадзора издается распоряжение, устанавливающее порядок проведения плановых мероприятий по контролю в соответствии с требованиями п.6 ст.7 Федерального закона от 8 августа 2001 г. N 134-ФЗ.

2.6. Внеплановой проверке, предметом которой является контроль исполнения предписаний об устранении выявленных нарушений, подлежит деятельность юридического лица или индивидуального предпринимателя при выявлении в результате планового мероприятия по контролю нарушений обязательных требований

Внеплановые мероприятия по контролю проводятся также в случаях:

- получения информации от юридических лиц, индивидуальных предпринимателей, органов государственной власти о возникновении аварийных ситуаций, об изменениях или о нарушениях технологических процессов, а также о выходе из строя сооружений, оборудования, которые могут непосредственно причинить вред жизни, здоровью людей, окружающей среде и имуществу граждан, юридических лиц и индивидуальных предпринимателей;

- возникновения угрозы здоровью и жизни граждан, загрязнения окружающей среды, повреждения оборудования, зданий, сооружений, энергоустановок и другого имущества, в том числе в отношении работ, услуг других юридических лиц и (или) индивидуальных предпринимателей;

- обращения граждан, юридических лиц и индивидуальных предпринимателей с жалобами на нарушения их прав и законных интересов действиями (бездействием) иных юридических лиц и (или) индивидуальных предпринимателей, связанные с невыполнением ими обязательных требований, а также получения иной информации, подтверждаемой документами и иными доказательствами, свидетельствующими о наличии признаков таких нарушений.

Мероприятия по контролю в случаях, установленных абзацами вторым и третьим настоящего пункта, могут проводиться по мотивированному решению руководителя органа госэнергонадзора, в том числе в отношении иных юридических лиц и индивидуальных предпринимателей, выполняющих пли имеющих соответствующие работы, услуги и (или) объекты.

Обращения, не позволяющие установить лицо, обратившееся в орган госэнергонадзора, не могут служить основанием для проведения внепланового мероприятия по контролю.

2.7. До выезда в проверяемую организацию инспектор должен ознакомиться с материалами, имеющимися в управлении госэнергонадзора, в том числе:

- перечнем зданий и сооружений, включая гидротехнические сооружения;

- перечнем и характеристиками установленного основного и вспомогательного оборудования;

- тепловой и электрической схемами;

- особенностями эксплуатации энергоустановок;

- состоянием приборов учета энергии;

- актами разграничения балансовой принадлежности и эксплуатационной ответственности сторон;

- актами-предписаниями предыдущих обследований и сведениями по их выполнению;

- другими документами по усмотрению инспектора.

2.8. По прибытии в проверяемую организацию инспектор должен представиться ее руководителю или его заместителю, предъявить служебное удостоверение и распоряжение (приказ) о проведении мероприятия по контролю, либо его копию, заверенную печатью, согласовать порядок обсуждения результатов проверки, а также порядок подписания акта-предписания. Одновременно решается вопрос о представителях организации, которые будут присутствовать при обследовании.

Руководитель проверяемой организации обязан представить инспектору информацию и документы, необходимые для осуществления им своих полномочий.

2.9. В зависимости от объема проверки и особенностей проверяемой организации, по согласованию с ее представителем, инспектор намечает план проверки, который определяет последовательность, сроки ее проведения и время посещения структурных подразделений, отделов, служб и цехов о чем представитель этой организации извещает соответствующие подразделения.

2.10. Мероприятия по контролю проводятся инспектором на основании действующей нормативно-технической документации с использованием разработанных органами государственного энергетического надзора программ, методик и рекомендаций.

Программа мероприятий по контролю организации должна быть утверждена начальником управления госэнергонадзора или его заместителем.

Перед началом проведения проверки инспектор обязан в устной форме ознакомить представителя проверяемой организации с объемом проверки, основными нормативно-техническими документами, выполнение требований которых подлежат проверке, порядком проведения проверки и оформления акта-предписания.

2.11. Результаты проверки оформляются актом-предписанием по типовой форме (Приложение) в срок не более 10 дней после окончания осмотра и сбора информации.

2.12. Участие инспектора в расследовании произошедших аварий, инцидентов, пожаров, стихийных бедствий и несчастных случаев ведется в соответствии с действующими положениями и инструкциями.

3. Ограничения при проведении мероприятий по контролю

3.1. При проведении мероприятий по контролю инспектора органов госэнергонадзора не вправе: - проверять выполнение обязательных требований, не относящихся к компетенции органа госэнергонадзора, от имени которого действует инспектор;

- осуществлять плановые проверки в случае отсутствия при проведении мероприятий по контролю должностных лиц или работников проверяемых юридических лиц или индивидуальных предпринимателей, либо их представителей;

- требовать представление документов, информации, если они не являются объектами мероприятий по контролю и не относятся к предмету проверки, а также изымать оригиналы документов, относящихся к предмету проверки;

- распространять информацию, составляющую охраняемую законом тайну и полученную в результате проведения мероприятий по контролю, за исключением случаев, предусмотренных законодательством Российской Федерации;

- превышать установленные сроки проведения мероприятий по контролю.

4. Порядок оформления результатов мероприятия по контролю

ИНСТРУКЦИЯ ПО ПРОВЕДЕНИЮ МЕРОПРИЯТИЙ ПО КОНТРОЛЮ ПРИ ОСУЩЕСТВЛЕНИИ ГОСУДАРСТВЕННОГО ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО НАДЗОРА ЗА ОБОРУДОВАНИЕМ, ЗДАНИЯМИ И СООРУЖЕНИЯМИ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ И ТЕПЛОВЫХ УСТАНОВОК

		

ИНСТРУКЦИЯ
по электроснабжению индивидуальных жилых домов и других частных сооружений

1. Общие положения

1.1. Настоящая Инструкция разработана в соответствии с пунктом 5 Постановления Совета Министров - Правительства Российской Федерации от 12 мая 1993 г. № 447 «О государственном энергетическом надзоре в Российской Федерации» и определяет дополнительные требования к проектированию, монтажу допуску в эксплуатацию и к эксплуатации электроустановок индивидуальных жилых домов, коттеджей, дачных, садовых домиков, гаражей, торговых палаток, находящихся в частном владении граждан (в дальнейшем объекты частной собственности).

1.2. Проектирование электроснабжения объектов частной собственности должно выполняться в соответствии с ГОСТ Р 50571.1 «Электроустановки зданий. Основные положения», ГОСТ 23274 «Здания мобильные (инвентарные). Электроустановки. Общие технические условия», Правилами устройства электроустановок (ПУЭ) и другими нормативными документами.

1.3. Эксплуатация электроустановок объектов частной собственности должна осуществляться в соответствии с требованиями Правил пользования электрической энергией, Правил эксплуатации электроустановок потребителей, Правил техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей и настоящей Инструкцией.

1.4. Ответственность за техническое состояние и безопасную эксплуатацию электроустановок, электрической проводки, электрооборудования (приборов, аппаратов и т.д.) объектов частной собственности возлагается на индивидуального владельца, именуемого в дальнейшем потребитель.

1.5. С содержанием данной Инструкции должны быть ознакомлены: инспектора Госэнергонадзора, работники энергоснабжающих организаций*, выдающие технические условия (ТУ) на присоединение объектов частной собственности; потребители, обращающиеся в Госэнергонадзор или в энергоснабжающую организацию за получением разрешения на энергоснабжение объектов частной собственности; специалисты проектных организаций, занимающиеся проектированием электроснабжения объектов частной собственности.

______________

* Энергоснабжающая организация - юридическое лицо, специализированное предприятие, имеющее в собственности или полном хозяйственном ведении генерирующие источники энергии и (или) электрическую сеть, и обеспечивающие на договорной основе электрической энергией потребителей.

2. Технические условия и проектная документация

2.1. Для получения разрешения на пользование электроэнергией потребитель должен подать заявку в энергоснабжающую организацию, к сетям которых планируется присоединение объектов частной собственности.

В заявке должно быть указано:

наименование объекта частной собственности;

место расположения;

расчетная нагрузка, кВт;

уровень напряжения (0,23; 0,4), кВ;

вид ввода (однофазный, трехфазный);

необходимость применения электроэнергии для отопления и горячего водоснабжения.

После получения заявки от потребителя энергоснабжающая организация (сети энергосистемы, городские и районные сети коммунального хозяйства, предприятия, организации и т.д.) в двухнедельный срок выдает технические условия, в которых должны быть указаны:

точка присоединения;

уровень напряжения и согласованная нагрузка подключаемого объекта частной собственности;

требования к устройству защиты, автоматике, изоляции и защите от перенапряжения;

требования к расчетному учету электроэнергии;

рекомендации по привлечению проектной организации и применению типовых проектов;

необходимость получения разрешения от органов Госэнергонадзора на применение электроэнергии для отопления и горячего водоснабжения;

данные о перспективе развития сети;

рекомендации по организации эксплуатации электроустановки.

При этом, энергоснабжающая организация, выдающая ТУ, несет ответственность за их достаточность в обеспечении возможности безопасной эксплуатации присоединенных к ее сетям электроустановок объектов частной собственности.

Выполнение технических условий обязательно для потребителей и проектных организаций, разрабатывающих проекты электроснабжения объектов частной собственности.

2.2. Для объектов частной собственности является обязательным выполнение проекта электроснабжения (при суммарной установленной мощности более 10 кВт), в котором должны быть даны решения по:

схеме внешнего и внутреннего электроснабжения;

схеме внутренних проводок: типу проводов и способу их прокладки;

схеме вводных устройств;

расчету электрических нагрузок;

выбору уставок автоматов и плавких вставок предохранителей;

заземлению или занулению (при необходимости);

установке устройства защитного отключения (УЗО) на вводе (при необходимости - в точке присоединения объекта к питающей сети);

расчетному учету электроэнергии.

Для объектов частной собственности с суммарной установленной мощностью менее 10 кВт может быть выполнен чертеж-проект, в котором должны быть отражены:

схема внешнего и внутриобъектного электроснабжения с указанием типов и уставок защитных аппаратов, сечений и марок проводов, расчетных токов, приборов учета электроэнергии, присоединение к питающей сети;

ситуационный план расположения электрооборудования, прокладки кабелей, проводов, заземляющих и зануляющих проводников;

спецификации электрооборудования, изделий и материалов;

пояснения, указания, примечания (при необходимости).

2.3. Проект электроснабжения (чертеж-проект) подлежит согласованию с энергоснабжающей организацией, выдавшей технические условия, и местным органом Госэнергонадзора.

3. Требования к устройству и монтажу электроустановок

3.1. Электроустановки и электропроводка должны монтироваться в соответствии с требованиями действующих ПУЭ, строительных норм и настоящей Инструкции.

Электробытовые приборы, применяемые на объектах частной собственности, должны соответствовать ГОСТ 27570.0 «Безопасность бытовых и аналогичных электрических приборов».

3.2. Ввод в объект следует выполнять через стены в изолированных трубах таким образом, чтобы вода не могла скапливаться в проходе и проникать внутрь.

Вводы допускается выполнять через крыши в стальных трубах (трубостойках). При этом конструкция устройств вводов должна соответствовать требованиям действующих НТД.

3.3. На объектах, находящихся территориально в одном месте, как правило, должна предусматриваться установка только одного электросчетчика.

Для садовых и дачных домиков перед счетчиком для его отключения допускается установка коммутационного аппарата или предохранителя.

3.4. Трехфазные счетчики должны иметь пломбу с клеймом госповерителя на кожухе давностью не более 12 мес., однофазные - не более 2-х лет на момент установки.

В случае подключения электросчетчика через измерительные трансформаторы должно быть предусмотрено ограждение с устройством опломбирования, предотвращающего доступ к токовым цепям учета посторонних лиц.

3.5. Предохранители, автоматические выключатели, магнитные пускатели, электросчетчик, а также другую защитную и пусковую аппаратуру рекомендуется размещать в шкафу, располагаемом в помещении без повышенной опасности, в местах, доступных для обслуживания.

3.6. Шкаф должен быть металлический, жесткой конструкции, исключающий вибрацию и сотрясение аппаратуры. В случае размещения шкафа в помещениях с повышенной опасностью или особо опасных в отношении поражения людей электрическим током, он должен иметь уплотнения, не допускающие проникновение влаги.

3.7. Оконцевание и присоединение проводов и кабелей к аппаратуре должно быть выполнено внутри шкафа.

3.8. Электрооборудование, устанавливаемое на открытом воздухе, должно быть соответствующего исполнения и защищено от прямого попадания на него влаги, пыли, масел.

3.9. Работа трехфазных электродвигателей в однофазном режиме от сети 220 В допускается только при наличии устройств, исключающих помехи для бытовой телерадиоаппаратуры.

3.10. Электробезопасность людей как внутри объекта, так и снаружи должна быть обеспечена комплексом электрозащитных технических мероприятий, включающих применение УЗО как в месте присоединения к владельцу электрических сетей, так и внутри объекта, повторное заземление нулевого провода на воздушном вводе, зануление электроприемников, использование двойной изоляции ввода в объект.

Конкретные решения по обеспечению электробезопасности должны быть отражены в проекте (чертеже-проекте).

Для зануления должен применяться отдельный проводник сечением, равным фазному, прокладываемый от вводного шкафа (ящика). Этот проводник подключается к нулевому проводнику питающей сети перед счетчиком.

Использование для этой цели рабочего нулевого проводника запрещается.

3.11. Сопротивление заземлителя повторного заземления на вводе принимается в соответствии с ПУЭ в зависимости от удельного сопротивления грунта.

3.12. Для общего освещения помещений с металлическими стенками (гаражи, киоски, палатки и т.п.), отделанных внутри нетокопроводящим материалом, с нетокопроводящими полами и изолированными выступающими металлическими частями, допускается применение светильников закрытого исполнения на напряжение не выше 220 В.

3.13. Для общего освещения помещений с металлическими стенками (гаражи, киоски, палатки и т.п.), имеющих неизолированные металлические части или токопроводящие полы, необходимо применять стационарно установленные светильники закрытого исполнения на напряжение не выше 42 В.

При условии выполнения комплекса электрозащитных мер, изложенных в п. 3.10 настоящей Инструкции, допускается применение светильников для общего освещения на напряжение 220 В.

3.14. При использовании ручных светильников в помещениях с повышенной опасностью или особо опасных должно применяться напряжение не выше 42 В.

3.15. В помещениях с повышенной опасностью и особо опасных при высоте установки светильников общего освещения менее 2,5 м необходимо применять светильники, конструкция которых исключает доступ к лампе без применения специального инструмента.

Светильники с люминисцентными лампами на напряжение 220 В допускается устанавливать на высоте менее 2,5 м от пола при условии недоступности их токоведущих частей для случайного прикосновения.

4. Допуск к эксплуатации

4.1. После окончания монтажа электроустановок и выполнения технических условий, до подачи напряжения потребитель обязан провести испытания и измерения и подготовить следующую техническую документацию:

согласованный с энергоснабжающей организацией и местным органом Госэнергонадзора проект электроснабжения (чертеж-проект);

протоколы испытания изоляции кабелей, проводов и электрооборудования;

протокол измерения сопротивления повторного заземления (при наличии);

протокол измерения сопротивления петли фаза-нуль;

акты на скрытые работы кабелей (проводок), монтажу уравнителей потенциалов в ванных комнатах и душевых, монтажу заземляющих устройств (при наличии);

разрешение на применение электроэнергии для отопления и горячего водоснабжения;

технические паспорта на силовое электрооборудование;

справку владельца электрических сетей, выдавших технические условия, об их выполнении;

акт разграничения балансовой принадлежности и эксплуатационной ответственности сторон (за исключением объектов частной собственности, находящихся в составе жилищных, гаражных, дачно-строительных кооперативов, садоводческих товариществ);

наличие сертификата на электроустановку объекта (срок введения будет определен дополнительно);

4.2. При наличии указанных в п.4.1. документов потребитель может подать заявление на отпуск электроэнергии и вызвать представителя местного органа Госэнергонадзора (энергоснабжающей организации) для:

осмотра выполненных электроустановок на их соответствие нормативных документам и проекту (чертежу-проекту);

проверки соответствия нормам результатов проведенных испытаний и измерений;

проведения инструктажа владельцу электроустановок, о чем делается запись в заявлении-обязательстве владельца или журнале учета индивидуальных потребителей, имеющих электроустановки выше 220 В.

По результатам технического осмотра электроустановки оформляется акт о возможности подачи напряжения (допуске к эксплуатации), который является основанием для выдачи потребителю абонентской книжки для расчетов за электроэнергию.

Техническому осмотру и допуску к эксплуатации электроустановок инспекцией Госэнергонадзора подлежат:

объекты частной собственности в сельских населенных пунктах, подключаемые к электросетям энергосистемы;

электроотопительные и электронагревательные приборы мощностью более 1,3 кВт независимо от места нахождения объекта частной собственности и источника электроснабжения;

трехфазные электроустановки, подключаемые к электрическим сетям энергосистемы;

любые другие электроустановки по решению руководителей местных органов Госэнергонадзора.

В остальных случаях осмотры и допуск к эксплуатации объектов частной собственности осуществляется энергоснабжающими организациями, к сетям которых подключаются электроустановки.

4.3. Присоединение электроустановок объекта частной собственности к электрической сети производится персоналом энергоснабжающей организации, выдавшей технические условия.

5. Эксплуатация электроустановок

5.1. Граница эксплуатационной ответственности между потребителем и энергоснабжающей организацией за состояние и обслуживание электроустановок устанавливается:

при воздушном ответвлении - на первых изоляторах, уставленных на здании или трубостойке;

при кабельном вводе - на наконечниках питающего кабеля на вводе в здание.

Ответственность за состояние контактных соединений на границе эксплуатационной ответственности несет энергоснабжающая организация.

5.2. Если несколько объектов частной собственности имеют общее внешнее электроснабжение, то потребитель должен принять на себя ответственность за эксплуатацию сети внешнего электроснабжения до границы раздела с энергоснабжающей организацией.

Граница раздела устанавливается на вводе в первый объект, подключенный к сети энергоснабжающей организации, или по взаимной договоренности сторон.

5.3. Потребитель должен обеспечивать исправность своих электроустановок.

5.4. Потребителю не разрешается подключать электрическую нагрузку сверх разрешенной в технических условиях, а также увеличивать номинальные значения токов плавких вставок предохранителей и других защитных устройств, определенных проектом.

5.5. Все электрооборудование должно удовлетворять требованиям ГОСТ и быть промышленного изготовления.

5.6. В зависимости от категории помещений в отношении опасности поражения людей электрическим током должен применяться инструмент соответствующего класса защиты от поражения электрическим током.

Примечание. В соответствии с п.1.1.13 ПУЭ территории размещения наружных электроустановок в отношении опасности поражения электрическим током приравниваются к особо опасным помещениям.

С введением в действие настоящей Инструкции утрачивает силу «Типовая инструкция по электроснабжению индивидуальных домов и других личных сооружений», утвержденная Госэнергонадзором 15.01.80.

СОДЕРЖАНИЕ

1. Общие положения. 1

2. Технические условия и проектная документация. 1

3. Требования к устройству и монтажу электроустановок. 2

4. Допуск к эксплуатации. 4

5. Эксплуатация электроустановок. 5

ИНСТРУКЦИЯ ПО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЮ ИНДИВИДУАЛЬНЫХ ЖИЛЫХ ДОМОВ И ДРУГИХ ЧАСТНЫХ СООРУЖЕНИЙ

		

УТВЕРЖДЕНО

Департамент государственного

энергетического надзора

Министерства энергетики

Российской Федерации

24 февраля 2004 г.

МЕТОДИКА

ОПРЕДЕЛЕНИЯ ФАКТИЧЕСКИХ ПОТЕРЬ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ ЧЕРЕЗ ТЕПЛОВУЮ ИЗОЛЯЦИЮ ТРУБОПРОВОДОВ ВОДЯНЫХ ТЕПЛОВЫХ СЕТЕЙ СИСТЕМ ЦЕНТРАЛИЗОВАННОГО ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ

Москва

«Издательство НЦ ЭНАС»

2004

Методика устанавливает порядок определения фактических потерь тепловой энергии через тепловую изоляцию трубопроводов водяных тепловых сетей систем централизованного теплоснабжения, часть потребителей которых оснащена приборами учета. Фактические потери тепловой энергии для потребителей, имеющих измерительные приборы, определяются на основании показаний теплосчетчиков, а для потребителей, не оснащенных приборами учета, - расчетным путем.

Потери тепловой энергии, определенные по настоящей Методике, должны рассматриваться, как исходная база для составления энергетических характеристик тепловой сети, а также для разработки технических мероприятий по снижению фактических потерь тепловой энергии.

Методика утверждена Руководителем Департамента государственного энергетического надзора Министерства энергетики РФ 20 февраля 2004 г.

Для организаций, осуществляющих энергетическое обследование теплоснабжающих предприятий, а также для предприятий и организаций, эксплуатирующих тепловые сети, независимо от их ведомственной принадлежности и форм собственности.

 

Разработано: ЗАО Научно-производственный комплекс «Вектор», Московский энергетический институт (Технический университет)

Исполнители: Тищенко А.А., Щербаков А.П.

Под общей редакцией Семенова В.Г.

Утверждено Руководителем Департамента государственного энергетического надзора Министерства энергетики РФ 20 февраля 2004 г.

СОДЕРЖАНИЕ

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

2. СБОР И ОБРАБОТКА ИСХОДНЫХ ДАННЫХ

2.1. СБОР ИСХОДНЫХ ДАННЫХ ПО ТЕПЛОВОЙ СЕТИ

2.2. ОБРАБОТКА ИСХОДНЫХ ДАННЫХ ПРИБОРОВ УЧЕТА

3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ НОРМАТИВНЫХ ПОТЕРЬ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ

3.1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ СРЕДНЕГОДОВЫХ НОРМАТИВНЫХ ПОТЕРЬ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ

3.2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ НОРМАТИВНЫХ ПОТЕРЬ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ ЗА ПЕРИОД ИЗМЕРЕНИЙ

4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ФАКТИЧЕСКИХ ПОТЕРЬ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ

4.1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ФАКТИЧЕСКИХ ПОТЕРЬ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ ЗА ПЕРИОД ИЗМЕРЕНИЙ

4.2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ФАКТИЧЕСКИХ ПОТЕРЬ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ ЗА ГОД

ПРИЛОЖЕНИЯ

ПРИЛОЖЕНИЕ А  Термины и определения

ПРИЛОЖЕНИЕ Б  Условные обозначения величин

ПРИЛОЖЕНИЕ В  Характеристика участков тепловой сети

ПРИЛОЖЕНИЕ Г  Среднемесячные и среднегодовые температуры окружающей среды и сетевой воды

ПРИЛОЖЕНИЕ Д  Характеристика потребителей тепловой энергии и приборов учета

ПРИЛОЖЕНИЕ Е  Нормы потерь тепловой энергии изолированными водяными теплопроводами, расположенными в непроходных каналах и при бесканальной прокладке

ПРИЛОЖЕНИЕ Ж  Нормы потерь тепловой энергии изолированным водяным теплопроводом при надземной прокладке

ПРИЛОЖЕНИЕ И  Нормы плотности теплового потока через изолированную поверхность трубопроводов двухтрубных водяных тепловых сетей при прокладке в непроходных каналах, Вт/м, по [ 4 ]

ПРИЛОЖЕНИЕ К  Нормы плотности теплового потока через изолированную поверхность трубопроводов при двухтрубной подземной бесканальной прокладке водяных тепловых сетей, Вт/м, по [ 4 ]

ПРИЛОЖЕНИЕ Л  Нормы плотности теплового потока через изолированную поверхность трубопроводов водяных тепловых сетей при расположении на открытом воздухе, Вт/м, по [ 4 ]

ПРИЛОЖЕНИЕ М  Нормы плотности теплового потока через изолированную поверхность трубопроводов водяных тепловых сетей при расположении в помещении и тоннеле, Вт/м, по [ 4 ]

ПРИЛОЖЕНИЕ Н  Нормы плотности теплового потока через изолированную поверхность трубопроводов двухтрубных водяных тепловых сетей при прокладке в непроходных каналах и подземной бесканальной прокладке, Вт/м, по [ 3 ]

ПРИЛОЖЕНИЕ П  Нормы плотности теплового потока через изолированную поверхность трубопроводов водяных тепловых сетей при расположении на открытом воздухе по [ 3 ]

ПРИЛОЖЕНИЕ Р  Нормы плотности теплового потока через изолированную поверхность трубопроводов водяных тепловых сетей при расположении в помещении и тоннеле по [ 3 ]

ПРИЛОЖЕНИЕ С  Перечень нормативно-технических документов, на которые имеются ссылки

Настоящая «Методика...» устанавливает порядок определения фактических потерь тепловой энергии 1 через тепловую изоляцию трубопроводов водяных тепловых сетей систем централизованного теплоснабжения, часть потребителей которых оснащена приборами учета. Фактические потери тепловой энергии для потребителей, имеющих измерительные приборы, определяются на основании показаний теплосчетчиков, а для потребителей, неоснащенных приборами учета, - расчетным путем.

В основу «Методики...» положен расчетно-экспериментальный метод оценки потерь тепловой энергии, изложенный в [ 1 ].

«Методика...» предназначена для организаций, осуществляющих энергетическое обследование теплоснабжающих предприятий, а также для предприятий и организаций, эксплуатирующих тепловые сети, независимо от их ведомственной принадлежности и форм собственности.

Потери тепловой энергии, определенные по настоящей «Методике...», должны рассматриваться, как исходная база для составления энергетических характеристик тепловой сети, а также для разработки технических мероприятий по снижению фактических потерь тепловой энергии.

1 Термины и определения приведены в приложении А .

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

Целью настоящей «Методики...» является определение фактических потерь тепловой энергии через тепловую изоляцию трубопроводов водяных тепловых сетей систем централизованного теплоснабжения без проведения специальных испытаний. Потери тепловой энергии определяются для всей тепловой сети, подключенной к единому источнику тепловой энергии. Определение фактических потерь тепловой энергии по отдельным участкам тепловой сети не проводится.

Определение потерь тепловой энергии по данной «Методике...» предполагает наличие аттестованных узлов учета тепловой энергии на источнике тепловой энергии и у потребителей тепловой энергии. Количество потребителей, оснащенных приборами учета, должно быть не менее 20 % от общего количества потребителей данной тепловой сети.

Приборы учета должны иметь архив с часовой и суточной регистрацией параметров. Глубина часового архива должна составлять не менее 720 часов, суточного - не менее 30 суток.

Основным при проведении расчетов потерь тепловой энергии является часовой архив теплосчетчиков. Суточный архив используется, если часовые данные по каким-либо причинам отсутствуют.

Определение фактических потерь тепловой энергии проводится на основании измерений расхода и температуры сетевой воды в подающем трубопроводе 1 у потребителей, имеющих приборы учета, и температуры сетевой воды на источнике тепловой энергии. Потери тепловой энергии для потребителей, не имеющих измерительных приборов, определяются расчетным путем по настоящей «Методике...».

1 Условные обозначения величин приведены в приложении Б .

Источниками и потребителями тепловой энергии в настоящей «Методике...» считаются:

1. при отсутствии приборов учета непосредственно в зданиях: источники тепловой энергии - теплоэлектростанции, котельные и т.п.; потребители тепловой энергии - центральный (ЦТП) или индивидуальный (ИТП) тепловые пункты;

2. при наличии приборов учета непосредственно в зданиях (помимо п. 1): источники тепловой энергии - центральные (ЦТП) тепловые пункты; потребители тепловой энергии - непосредственно здания.

Для удобства проведения расчетов потерь тепловой энергии через тепловую изоляцию подающий трубопровод в данной «Методике...» разграничивается на: основной трубопровод и ответвление от основного трубопровода.

Основной трубопровод - это часть подающего трубопровода от источника тепловой энергии до тепловой камеры, из которой существует ответвление к потребителю тепловой энергии.

Ответвление от основного трубопровода - это часть подающего трубопровода от соответствующей тепловой камеры до потребителя тепловой энергии.

При определении фактических потерь тепловой энергии используются нормативные значения потерь, определяемые по нормам потерь тепловой энергии для тепловых сетей, тепловая изоляция которых была выполнена по нормам проектирования [ 2 ] или [ 3 ] (нормы уточняются по проектной и исполнительной документации).

Перед проведением расчетов:

производится сбор исходных данных о тепловой сети;

составляется расчетная схема тепловой сети, на которой указываются условный проход (условный диаметр), длина и тип прокладки трубопроводов для всех участков тепловой сети;

собираются данные по подключенной нагрузке всех потребителей сети;

устанавливаются тип приборов учета, наличие у них часового и суточного архивов.

При отсутствии централизованного сбора данных приборов учета тепловой энергии производится подготовка соответствующих устройств для сбора: адаптера или переносного компьютера. Переносной компьютер должен быть оснащен специальной программой, поставляемой вместе с прибором учета, которая позволяет считывать часовой и суточный архивы с установленных теплосчетчиков.

Для повышения точности определения потерь тепловой энергии предпочтительно осуществлять сбор данных приборов учета за некоторый временной интервал в неотопительный период, когда расход сетевой воды минимальный, предварительно уточнив в теплоснабжающей организации о плановых отключениях подачи тепловой энергии потребителям, чтобы это время исключить из периода сбора данных измерительных приборов.

2. СБОР И ОБРАБОТКА ИСХОДНЫХ ДАННЫХ

2.1. СБОР ИСХОДНЫХ ДАННЫХ ПО ТЕПЛОВОЙ СЕТИ

На основании проектной и исполнительной документации по тепловой сети составляется таблица характеристик всех участков тепловой сети (табл. В. 1 приложения В).

Участком тепловой сети считается участок трубопровода, отличающийся от других одним из следующих признаков (которые указываются в табл. В.1 приложения В ):

условным проходом трубопровода (условным диаметром трубопровода);

типом прокладки (надземная, подземная канальная, подземная бесканальная);

материалом основного слоя теплоизоляционной конструкции (тепловой изоляцией);

годом прокладки.

Также в табл. В.1 приложения В указываются:

наименование начального и конечного узлов участка;

длина участка.

На основании данных метеослужбы составляется таблица среднемесячных температур наружного воздуха , °С, и грунта , °С, на различных глубинах заложения трубопроводов, усредненных за последние пять лет (табл. Г.1 приложения Г ). Среднегодовые температуры наружного воздуха , °С, и грунта , °С, определяются, как среднеарифметические из среднемесячных значений за весь период эксплуатации тепловой сети.

На основании утвержденного температурного графика отпуска тепловой энергии на источнике тепловой энергии определяются среднемесячные температуры сетевой воды в подающем , °С, и обратном , °С, трубопроводах (табл. Г.1 приложения Г ). Среднемесячные температуры сетевой воды определяются по среднемесячной температуре наружного воздуха. Среднегодовые температуры сетевой воды в подающем , °С, и обратном , °С, трубопроводах определяются, как среднеарифметические из среднемесячных значений с учетом продолжительности работы сети по месяцам и за год.

На основании данных службы учета теплопотребления теплоснабжающей организации составляется таблица, в которой для каждого потребителя указывается (табл. Д.1 приложения Д ):

наименование потребителя тепловой энергии;

тип системы теплоснабжения (открытая или закрытая);

присоединенная нагрузка системы отопления;

присоединенная нагрузка системы вентиляции;

присоединенная средняя нагрузка системы горячего водоснабжения;

наименование (марка) приборов учета;

глубина архивов (суточного и часового);

наличие или отсутствие централизованного сбора данных.

При наличии централизованного сбора данных по результатам измерений выбирается период, за который будут определяться потери тепловой энергии. При этом необходимо учитывать следующее:

для повышения точности определения потерь тепловой энергии желательно выбирать период с минимальным расходом сетевой воды (обычно это неотопительный период);

в выбранный период не должно осуществляться плановых отключений потребителей от тепловой сети;

данные измерений собираются не менее чем за 30 календарных дней.

При отсутствии централизованного сбора данных необходимо в течение 3-5 дней собрать часовой и суточный архивы приборов учета у потребителей тепловой энергии и на источнике тепловой энергии, используя адаптер или переносной компьютер с установленной программой для считывания данных с соответствующего типа теплосчетчика.

Для определения потерь тепловой энергии необходимо иметь следующие данные:

расход сетевой воды в подающем трубопроводе у потребителей тепловой энергии;

температура сетевой воды в подающем трубопроводе у потребителей тепловой энергии;

расход сетевой воды в подающем трубопроводе на источнике тепловой энергии;

температура сетевой воды в подающем и обратном трубопроводах на источнике тепловой энергии;

расход подпиточной воды на источнике тепловой энергии.

2.2. ОБРАБОТКА ИСХОДНЫХ ДАННЫХ ПРИБОРОВ УЧЕТА

МЕТОДИКА ОПРЕДЕЛЕНИЯ ФАКТИЧЕСКИХ ПОТЕРЬ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ ЧЕРЕЗ ТЕПЛОВУЮ ИЗОЛЯЦИЮ ТРУБОПРОВОДОВ ВОДЯНЫХ ТЕПЛОВЫХ СЕТЕЙ СИСТЕМ ЦЕНТРАЛИЗОВАННОГО ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ

		

РОССИЙСКОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО "РОСКОММУНЭНЕРГО"

МЕТОДИЧЕСКИЕ РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ ОБСЛУЖИВАНИЮ И РЕМОНТУ ОБОРУДОВАНИЯ И ЛИНЕЙНЫХ СООРУЖЕНИЙ КОММУНАЛЬНЫХ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ

ВЫПУСК 1

Техническое обслуживание и ремонт трансформаторных подстанций 6-10/0,4 кВ

Одобрены

Главгосэнергонадзором России

(письмо от 14.08.96 № 42-04-05/352)

Энергоатомиздат
Москва 1996

Содержание

1. ВВЕДЕНИЕ

2. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ ПО ОРГАНИЗАЦИИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ТП

3. ПЛАНИРОВАНИЕ ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ И РЕМОНТОВ ТП

4. ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ ТП

5. ОЦЕНКА ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ТП

6. ПРОВЕДЕНИЕ РЕМОНТОВ ТП

7. ВЕДЕНИЕ ТЕХНИЧЕСКОЙ ДОКУМЕНТАЦИИ ПО ОБСЛУЖИВАНИЮ И РЕМОНТУ ТП

ПРИЛОЖЕНИЕ 1ПЕРЕЧЕНЬ НОРМАТИВНО-ТЕХНИЧЕСКОЙ ДОКУМЕНТАЦИИ, ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ТП

ПРИЛОЖЕНИЕ 2МНОГОЛЕТНИЙ ПЛАН-ГРАФИК ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ ТП, РП 6-10/0,4 кВ

ПРИЛОЖЕНИЕ 3ГОДОВОЙ ПЛАН-ГРАФИК ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ И РЕМОНТОВ ТП, РП 6-10/0,4 кВ

ПРИЛОЖЕНИЕ 4ПЛАН-ГРАФИК ОТКЛЮЧЕНИЙ ТП 6-10 кВ

ПРИЛОЖЕНИЕ 5ОТЧЕТ ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ ОБСЛУЖИВАНИЮ И РЕМОНТУ ТП 6-10/0,4 кВ

ПРИЛОЖЕНИЕ 6ВЕДОМОСТЬ РЕМОНТНЫХ РАБОТ НА ТП 6-10/0,4 кВ

ПРИЛОЖЕНИЕ 7ПЕРЕЧЕНЬ ДЕФЕКТОВ ТП

ПРИЛОЖЕНИЕ 8АКТ-ОТЧЕТ О РЕМОНТЕ ТП

ПРИЛОЖЕНИЕ 9ПЕРЕЧЕНЬ ТЕХНИЧЕСКОЙ ДОКУМЕНТАЦИИ ПО ТП, ПРИНИМАЕМЫМ В ЭКСПЛУАТАЦИЮ

ПРИЛОЖЕНИЕ 10ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЙ ПАСПОРТ ТП

ПРИЛОЖЕНИЕ 11КАРТОЧКА ТИПОВОЙ ПРИНЦИПИАЛЬНОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СХЕМЫ ТП (ПРИМЕР ЗАПОЛНЕНИЯ ДЛЯ КТП 10/0,4 кВ, 25 кВА)

ПРИЛОЖЕНИЕ 12ЛИСТОК ОСМОТРА ТП 6-10/0,4 кВ

ПРИЛОЖЕНИЕ 13ВЕДОМОСТЬ ИЗМЕРЕНИЙ ТОКОВ НАГРУЗКИ И КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ И НАПРЯЖЕНИЯ ТП 6-10/0,4 кВ

ПРИЛОЖЕНИЕ 14ЖУРНАЛ РЕГИСТРАЦИИ РЕЗУЛЬТАТОВ ИСПЫТАНИЙ ОБОРУДОВАНИЯ ТП 6-10/0,4 кВ

ПРИЛОЖЕНИЕ 15ЖУРНАЛ ДЕФЕКТОВ ТП 6-10/0,4 кВ

В целях повышения качества технического обслуживания и ремонта оборудования и линейных сооружений коммунальных распределительных электрических сетей, обеспечения их надежного функционирования РАО "Роскоммунэнерго" разработаны настоящие Методические рекомендации по техническому обслуживанию и ремонту трансформаторных подстанций 6-10/0,4 кВ.

Методические рекомендации составлены с учетом действующих нормативно-технических документов и могут использоваться коммунальными энергетическими предприятиями при организации и осуществлении технического обслуживания и ремонта, а также при разработке местных организационных и технологических документов.

В разработке Методических рекомендаций приняли участие А.Г. Овчинников, Ю.А. Рыжов, ВЛ. Рябов, Г.М. Скрльник, Э.Б. Хиж.

1. ВВЕДЕНИЕ

Своевременное проведение технического обслуживания и ремонта оборудования и линейных сооружений является одним из элементов системы планово-предупредительных ремонтов (ППР), обеспечивающей надежное функционирование распределительных электрических сетей.

При техническом обслуживании и ремонте должна применяться система контроля качества, обеспечивающая выполнение работ в соответствии с требованиями нормативно-технических документов, перечень которых приводится в приложении 1 к настоящим Методическим рекомендациям.

Работы должны выполняться с соблюдением требований правил техники безопасности и пожарной безопасности.

Методические рекомендации определяют порядок проведения организационных и технических мероприятий по техническому обслуживанию и ремонту трансформаторных подстанций 6-10/0,4 кВ. На их основании на коммунальных энергетических предприятиях (предприятиях электрических сетей) могут быть составлены местные инструкции, учитывающие конкретные условия эксплуатации и применяемые методы работ.

В тексте Методических рекомендаций использованы нижеприводимые термины, их определения и сокращения.

Термины, сокращения

Определения

ТП

Трансформаторные подстанции типа МТП, КТП, КТПП, ЗТП напряжением 6-10/0,4 кВ и распределительные пункты 6-10 кВ

Нормативно-техническая документация по ТП

Действующие директивные документации по проектированию, сооружению и эксплуатации ТП, техническая документация по ТП

Дефект элемента ТП

Несоответствие элемента ТП требованиям, установленным нормативно-технической документацией, не приводящее к немедленному автоматическому отключению ТП или ее части

Повреждение элемента (части) ТП

Событие, заключающееся в полной потере работоспособного состояния элемента (части) ТП и приводящее к немедленному автоматическому отключению ТП или ее части, разрушению этого элемента или части ТП

Техническое состояние ТП

Качественная или количественная оценка, определяемая совокупностью дефектов элементов, частей ТП, зарегистрированных в процессе технического обслуживания

ПЭС

Предприятие электрических сетей

РЭС

Район электрических сетей (структурная единица ПЭС)

2. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ ПО ОРГАНИЗАЦИИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ТП

2.1. Основными видами эксплуатационных работ, выполняемых на ТП, являются техническое обслуживание и ремонт.

2.2. Техническое обслуживание состоит из комплекса мероприятий, направленных на предохранение ТП, их элементов и частей от преждевременного износа.

2.3. Ремонт ТП, их элементов и частей заключается в проведении комплекса мероприятий по поддержанию или восстановлению первоначальных эксплуатационных показателей и параметров ТП, их элементов и частей. При ремонтах изношенные (дефектные) элементы и оборудование заменяются равноценными или более совершенными по своим характеристикам.

2.4. При техническом обслуживании и ремонте производятся в плановом порядке выявление и устранение дефектов и повреждений. Дефекты и повреждения ТП, их элементов и частей, непосредственно угрожающие безопасности населения и обслуживающего персонала возникновением пожара, должны устраняться незамедлительно.

2.5. Техническое обслуживание и ремонт ТП, как правило, следует совмещать с аналогичными работами на отходящих линиях электропередачи 0,38 кВ.

2.6. В ПЭС (РЭС) для проведения ремонтов ТП рекомендуется создавать специализированные подразделения по ремонту строительной части ТП, по ремонту оборудования ТП согласно РДТП 34-38-046-87 "Индустриализация ремонта оборудования распределительных электросетей 0,38-20 кВ" и по испытаниям.

2.7. Бригады по централизованному техническому обслуживанию и ремонту ТП должны быть оснащены механизмами, автотранспортом, такелажными приспособлениями, инструментом, защитными средствами, средствами связи, технической документацией, производственными, должностными инструкциями и инструкциями по безопасному производству работ.

2.8. Внесение изменений в конструкцию ТП и комплектующего оборудования, снижающих эксплуатационные показатели, не допускается.: Технически обоснованные изменения конструкции ТП, не снижающие эксплуатационных показателей, могут осуществляться по решению главного инженера ПЭС.

2.9. При эксплуатации ТП все виды работ, необходимых для технического обслуживания, ремонта и реконструкции, должны проводиться в пределах охранных зон, регламентированных "Правилами охраны электрических сетей".

3. ПЛАНИРОВАНИЕ ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ И РЕМОНТОВ ТП

3.1. В качестве объекта планирования технического обслуживания и ремонта, как правило, следует принимать ТП или ряд ТП одного направления (фидера).

3.2. Для обеспечения планирования работ по техническому обслуживанию и ремонту ТП рекомендуется составлять:

3.2.1. Многолетний (на 6 лет) план-график технического обслуживания (приложение 2);

3.2.2. Годовой план-график технического обслуживания и ремонтов ТП (приложение 3);

3.2.3. План-график отключений ТП на месяц (приложение 4);

3.2.4. Отчет по техническому обслуживанию и ремонтам ТП за месяц (приложение 5).

3.3. Многолетний и годовой планы-графики технического обслуживания составляются в соответствии с настоящими Методическими рекомендациями. Указанные план-графики следует согласовывать с план-графиками технического обслуживания отходящих от ТП линий 0,38 кВ.

3.4. Годовой план-график ремонтов ТП составляется на основании многолетнего план-графика и оценки технического состояния ТП с учетом категорийности потребителей, планов реконструкции, условий эксплуатации, обеспеченности трудовыми, материальными и финансовыми ресурсами. В графике обязательно должны предусматриваться ремонты объектов систем жизнеобеспечения городов и населенных пунктов (теплоснабжение, водоснабжение и др.).

3.5. Рекомендуемая периодичность ремонтов ТП - не реже одного раза в 6 лет.

3.6. Каждый год рекомендуется составлять два годовых план-графика ремонтов ТП: один - для ТП, ремонт которых необходим в планируемом году, второй - для ТП, ремонт которых намечается в году, следующем за планируемым (корректируется в следующем году).

3.7. Для ТП, ремонт которых намечается в планируемом году, на основании листков осмотра и журнала дефектов, составляются ведомости ремонтных работ (приложение 6). В ведомости ремонтных работ также должен быть учтен среднестатический объем внеочередных ремонтов ТП, аварийно выходящих из строя.

3.8. По ведомостям ремонтов ТП выполняются расчеты материальных ресурсов и трудозатрат, потребности в транспорте и спецмеханизмах и составляются сметы, спецификации на объекты ремонта, указанные в плане-графике.

3.9. Для ТП, ремонт которых намечается в году, следующем за планируемым, составляются ведомости на необходимое оборудование и материалы.

3.10. Месячный план-график отключений ТП составляется на основании годового плана-графика ремонтов ТП (для ТП, размещенных в сельской местности, учитывается сезонность сельскохозяйственных работ) и, по возможности, согласовывается с намечаемыми к отключению потребителями.

3.11. Работы по испытанию электрооборудования ТП рекомендуется планировать в сроки, совпадающие с проведением ремонта соответствующих ТП. Испытания электрооборудования могут выполняться только лабораториями, аттестованными и зарегистрированными в порядке, установленном Главгосэнергонадзором России (информационное письмо от 22.01.91 № 94-6/3-ЭТ).

4. ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ ТП

МЕТОДИЧЕСКИЕ РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ ОБСЛУЖИВАНИЮ И РЕМОНТУ ОБОРУДОВАНИЯ И ЛИНЕЙНЫХ СООРУЖЕНИЙ КОММУНАЛЬНЫХ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ

		

О ВНЕСЕНИИ ИЗМЕНЕНИЙ В ПЕРЕЧЕНЬ ЗДАНИЙ, ПОДЛЕЖАЩИХ ОБЯЗАТЕЛЬНОЙ СЕРТИФИКАЦИИ

И. п. Главгосэнергонадзора России от 11.11.96 № 42-6/23-ЭТ

В связи с поступающими обращениями по вопросам обязательной сертификации электроустановок жилых домов Отдел стандартизации и сертификации информационных технологий, продукции электротехники и приборостроения Госстандарта РФ и Гласное управление государственного энергетического надзора Минтопэнерго РФ - Центральный орган по сертификации электроустановок зданий приняли решение о внесении изменений в п. 1 первой очереди «Перечня зданий, сооружений и предприятий, электроустановки которых подлежат обязательной сертификации» и считают необходимым читать его в следующей редакции:

«1. Жилые дома любой этажности, за исключением одноэтажных (без учета этажей мансардных) жилых домов, имеющих однофазный ввод».

Начальник отдела стандартизации и сертификации информационных технологий, продукции электротехники и приборостроения Госстандарта РФ

В. Г. ГУБЕНКО

Заместитель начальника Главного управления государственного энергетического надзора Минтопэнерго РФ

 

В. Н. БЕЛОУСОВ

О ВНЕСЕНИИ ИЗМЕНЕНИЙ В ПЕРЕЧЕНЬ ЗДАНИЙ, ПОДЛЕЖАЩИХ ОБЯЗАТЕЛЬНОЙ СЕРТИФИКАЦИИ от 11.11.96 № 42-6/23-ЭТ

		

О КОМПЬЮТЕРИЗАЦИИ ОРГАНА ПО СЕРТИФИКАЦИИ

И. п. Главгосэнергонадзора России от 02.10.96 № 42-6/21-ЭТ

Главгосэнергонадзор России и региональное управление «Уралгосэнергонадзор» разработали программное обеспечение компьютеризации деятельности Центрального органа и органа по сертификации (ОС) в Системе сертификации электроустановок зданий.

Программа включает подготовку документов, необходимых ОС, представление требуемой при сертификации информации, ведение Государственного Реестра сертифицированных электроустановок в электронном и бумажном вариантах, подготовку отчетов о деятельности ОС.

Функционально структура программы основана на создаваемой базе данных по заявителям органа по сертификации, представившим заявку для получения сертификата соответствия на электроустановку здания.

С целью единообразия оформления документов и отчетности, а также совместимости с программой Центрального органа по сертификации электроустановок зданий, Главгосэнергонадзор России рекомендует региональным, территориальным управлениям и самостоятельным отделам государственного энергетического надзора приобрести упомянутое программное обеспечение для создаваемых ОС.

Исключительное право на распространение программы имеет региональное управление «Уралгосэнергонадзор».

По условиям приобретения программы обращаться: 620151, г. Екатеринбург, ул. Толмачева, 6, тел.: (3432) 52-19-90 Шинкарев А.А.

АТС ОДУ 4-28

59-11-10 Клименков А. С.

Заместитель начальника
Главгосэнергонадзора России

О КОМПЬЮТЕРИЗАЦИИ ОРГАНА ПО СЕРТИФИКАЦИИ от 02.10.96 № 42-6/21-ЭТ

		

О ПОРЯДКЕ ПРЕДСТАВЛЕНИЯ ЗАЯВОК НА АККРЕДИТАЦИЮ ОРГАНОВ ПО СЕРТИФИКАЦИИ И ИСПЫТАТЕЛЬНЫХ ЛАБОРАТОРИЙ В СИСТЕМЕ СЕРТИФИКАЦИИ ЭЛЕКТРОУСТАНОВОК ЗДАНИЙ

И. п. Госстандарта России от 09.08.96 № 530-21/708,
И. п. Главгосэнергонадзора России от 09.08.96 № 42-6/15-ЭТ

С целью упорядочения процедуры подготовки заявок на аккредитацию органов по сертификации (ОС) и испытательных лабораторий (ИЛ) в системе сертификации электроустановок зданий, ускорения их рассмотрения и проведения экспертизы представленных документов Госстандарт России и Главгосэнергонадзор России

РЕШИЛИ:

1. Сопроводительное письмо с заявкой и комплектом документов по аккредитации ОС и. ИЛ в одном экземпляре направляется только в Центральный орган Системы сертификации электроустановок зданий (103074, Москва, Китайгородский пр-д, 7, Главгосэнергонадзор России).

2. Заявка на аккредитацию оформляется на Госстандарт России и Главгосэнергонадзор России.

3. В комплект документов на аккредитацию ИЛ необходимо дополнительно включать:

— дубликат свидетельства о регистрации электролаборатории в органе Госэнергонадзора;

— дубликат лицензии на право проведения испытаний электрооборудования электроустановок зданий.

Консультации по вопросам, связанным с аккредитацией ОС и ИЛ, можно получить в Центральном органе по сертификации электроустановок зданий по телефонам:

220-58-29 — Толиков Николай Семенович

220-54-16 — Гордон Александр Сергеевич

220-55-13 — Энговатов Виктор Иванович

в Госстандарте России по телефонам:

236-53-45 — Колумбет Виктор Федорович

256-63-53 — Дасько Гарри Дмитриевич

253-01-85 — Пугачев Сергей Васильевич

 

Начальник отдела стандартизации и сертификации информационных технологий, продукции электротехники и приборостроения Госстандарта России В. Г. ГУБЕНКО

Заместитель начальника
Главгосэнергонадзора России
В. Н. БЕЛОУСОВ

 

 

О ПОРЯДКЕ ПРЕДСТАВЛЕНИЯ ЗАЯВОК НА АККРЕДИТАЦИЮ ОРГАНОВ ПО СЕРТИФИКАЦИИ И ИСПЫТАТЕЛЬНЫХ ЛАБОРАТОРИЙ В СИСТЕМЕ от 09.08.96 № 530-21/708 от 09.08.96 № 42-6/15-ЭТ

		

ПЕРЕЧЕНЬ
ОБЛАСТЕЙ АТТЕСТАЦИИ ЛАБОРАТОРИЙ ТЕПЛОТЕХНИЧЕСКИХ ИЗМЕРЕНИЙ

Принят
Наблюдательным советом,
решение бюро
от 09.06.08 № 17-БНС

№ п/п

Объект (техническое устройство)

Используемые методы измерений, испытаний, проверок (контроля, анализа)

Документы, устанавливающие требования и методы испытаний

1

ТЭС и котельные

 

 

1.1

Котлоагрегаты, работающие на газообразном топливе:

 

 

1.1.1

 

Испытания гидравлической схемы котла по определению гидравлических потерь

СО 34.26.718

1.1.2

 

Испытания теплоизоляционных конструкций трубопроводов и оборудования

РД 34.20.321

(МУ 34-70-184-87)

1.1.3

 

Испытания экономайзеров паровых стационарных котлов

СО 34.26.725

1.1.4

 

Контроль за тепловыми перемещениями паропроводов

РД 34.39.301-87

1.1.5

 

Определение химического состава пара, воды, масла, газов, топлива

РД 34.37.302

СО 153-34.37.303-2003

РД 34.43.201-88

РД 34.43.206-94

РД 34.43.209-97

РД 153-34.1-11.320-00

РД 34.11.324-90

1.1.6

 

Определение состава дымовых газов по тракту газохода и дымовой трубы

РД 34.11.306

1.1.7

 

Измерение давления, расходов, температур воздуха:

перед и после вентиляторов;

в воздуховодах перед и после воздухоподогревателей;

на горелках

СО 34.26.726

РД 153-34.1-11.312-2000

1.1.8

 

Испытания механизмов и машин: насосов, вентиляторов, дымососов, систем топливоподачи и т.д. на соответствие паспортным характеристикам

РД 34.32.501

РД 34.32.502

СО 34.32.503

1.1.9

 

Испытания вращающихся механизмов вхолостую и под нагрузкой на соответствие рабочим, пусковым токам и токам XX

РД 34.32.501

РД 34.32.502

СО 34.32.503

1.1.10

 

Испытания на плотность:

газовоздушного тракта котла с воздухоподогревателем и топкой;

систем газоснабжения;

внутренних технологических систем

РД 153-34.1-26.303-98

СО 34.32.503

1.1.11

 

Испытания предохранительных клапанов котла, деаэратора, расширителей, РОУ, ГРП газопроводов природного газа и т.д.

РД 153-34.1-39.502-98

РД 153-34.1-39.504-00

1.1.12

 

Испытания контрольно-измерительных приборов, авторегуляторов технологических защит и блокировок, сигнализации

 

1.1.13

 

Проведение приемосдаточных испытаний в целях проверки:

паропроизводительности котла;

параметров пара;

качества пара;

параметров питательной воды, качества питательной воды;

потерь тепла;

воздушного баланса;

общего тепловосприятия поверхностей нагрева;

КПД котла

РД 34.26.609-97

(Стандарт МЭК 953-2, 1990)

1.1.14

 

Проведение эксплуатационных (балансовых) испытаний в целях проверки:

оптимальных условий работы топки (положения факела, избытка воздуха, распределения воздуха и топлива по горелкам и их ярусам);

определение диапазона нагрузок;

потерь тепла;

аэродинамических характеристик газовоздушного тракта;

КПД котла;

составление нормативно-технических характеристик работы оборудования

РД 34.26.609-97

(Стандарт МЭК 953-2, 1990)

1.1.15

 

Проведение режимно-наладочных испытаний в целях определения:

характеристик работы оборудования;

оптимального избытка воздуха;

распределения воздуха и топлива по горелкам и их ярусам;

максимальной нагрузки

РД 34.26.609-97

(Стандарт МЭК 953-2, 1990)

1.1.16

 

Испытания надежности экранной системы, пароперегревателя, вод. экономайзера, барабана и т.д. в целях определения условий работы металла

СО 34.26.717

СО 34.26.720

СО 34.26.722

СО 34.26.725

1.1.17

 

Измерение расходов электроэнергии на собственные нужды

 

1.1.18

 

Проведение тарировки сечений газоходов и воздуховодов (определение поправочных тарировочных коэффициентов применительно к изменению температур, скоростей и др.)

 

1.2

Котлоагрегаты, работающие на жидком топливе:

 

 

1.2.1 - 1.2.18

 

См. пп. 1.1.1-1.1.18

 

1.2.19

 

Проведение тарировки мазутных форсунок по производительности и характеру распыливания на стенде

 

1.2.20

 

Измерение (пирометрическое) яркости факела и действительной температуры

 

1.3

Котлоагрегаты, работающие на твердом топливе:

 

 

1.3.1 - 1.3.18

 

См. пп. 1.1.1-1.1.18

 

1.3.19

 

Определение технического и элементарного состава топлива

РД 34.44.205-89

1.3.20

 

Определение качества помола угольной пыли

 

1.3.21

 

Определение состава очагового остатка

РД 34.44.201

1.3.22

 

Испытания ленточных конвейеров (питателей)

СО 34.23.603

1.3.23

 

Испытания систем пневмотранспорта и оборудования складов сухой золы

РД 34.27.302-92

РД 34.27.407-92

РД 34.27.406

(МУ 34-70-181-87)

1.3.24

 

Испытания систем гидрозолоудаления и золоулавливающих установок

РД 153-34.02-308-89

РД 153-34.1-27.301-2001

РД 34.27.405

1.4

Турбинные установки и турбинное вспомогательное оборудование:

 

 

1.4.1

 

Проведение приемочных и эксплуатационных испытаний турбин в целях определения их фактической экономичности и сравнения с гарантиями

МУ 34-70-093-84

1.4.2

 

Проведение экспресс-испытаний турбин в целях определения изменения экономичности в течение межремонтного периода или в результате капитального ремонта или реконструкции

РД 153-34.1-30.311-96

РД 34.20.581-96

1.4.3

 

Проведение испытаний питательных насосных агрегатов в целях определения их фактических показателей

СО 34.41.707

1.4.4

 

Проведение испытаний конденсатных насосов в целях определения их фактических показателей

СО 34.41.709

1.4.5

 

Проведение испытаний конденсационных установок паровых турбин в целях определения их фактических показателей

МУ 34-70-010-82

1.4.6

 

Проведение испытаний регенеративных подогревателей низкого давления в целях определения их фактической экономичности

МУ 34-70-005-82

1.4.7

 

Проведение испытаний регенеративных подогревателей высокого давления в целях определения их фактической экономичности

МУ 34-70-006-82

1.4.8

 

Проведение испытаний сетевых насосов в целях определения их фактических показателей

СО 34.41.708

1.4.9

 

Проведение испытаний сетевых подогревателей в целях определения их фактической экономичности

МУ 34-70-001-82

1.4.10

 

Проведение испытаний деаэрационных установок в целях определения их фактических показателей

СО 34.40.514

СО 34.40.515

1.4.11

 

Проведение испытаний автоматических систем регулирования и защит паровых турбин в целях соответствия характеристик их работы НТД

СО 153-34.30.310

(РД 34.30.310)

1.4.12

 

Проведение приемочных и эксплуатационных испытаний газовых турбин в целях определения их фактической экономичности и сравнения с гарантиями

ГОСТ 20440-75

1.5

Средства и системы автоматического регулирования и защиты

 

ПТЭ электрических станций и сетей Российской Федерации, ПТЭ тепловых энергоустановок

1.5.1

 

Испытания технологических защит

СО 34.35.135-96

(РД 34.35.135-96)

СО 34.35.503-00

(РД 153-34.1-35.503-00)

1.5.2

 

Испытания АСР турбины

СО 34.35.417-2001

(РД 153-34.1-35.417-2001)

1.5.3

 

Испытания АСР процесса горения

СО 34.35.417-2001

(РД 153-34.1-35.417-2001)

1.5.4

 

Испытания энергоблоков ТЭС на соответствие требованиям стандарта по участию в нормированном первичном и автоматическом вторичном регулировании частоты

СТО СО-ЦДУ ЕЭС 001-2005

1.5.5

 

Испытания генерирующего технологического оборудования ТЭС на соответствие требованиям стандарта по участию в общем первичном регулировании частоты

СТО РАО «ЕЭС России» от 18.09.07 г.

1.5.6

 

Испытания измерительных каналов АСУТП

СО 34.11.204-97

(РД 153-34.0-11.204-97)

СО 34.11.205-98

(РД 153-34.0-11.205-98)

СО 34.11.201-97

(РД 153-34.0-11.201-97)

СО 34.11.206-94

(РД 34.11.206-94)

1.6

Водно-химическое хозяйство ТЭС и котельных. Маслохозяйство

 

ПТЭ электрических станций и сетей Российской Федерации, ПТЭ тепловых энергоустановок

1.6.1

 

Испытания оборудования ВПУ

РД 153-34.1-37.311-98

1.6.2

 

Теплохимические испытания паровых стационарных котлов

РД 153-34.1-37.313-00

1.6.3

 

Измерение концентрации веществ в трансформаторных маслах

РД 34.43.202

РД 34.43.201-88

РД 34.43.107-95

1.6.4

 

Измерение концентрации веществ в турбинных маслах. Определение свойств турбинных масел

РД 34.43.203-94

РД 153-34.1-43.204-2001

РД 34.43.205-95

РД 34.43.206-94

РД 34.43.207-95

РД 34.43.208-95

РД 34.43.209-97

РД 153-34.0-43.210-00

РД 153-34.0-43.211-00

РД 153-34.1-43.212-00

1.7

Системы технического водоснабжения

 

 

1.7.1

 

Испытание брызгальных установок и водохранилищ-охладителей

СО 34.22.509

1.7.2

 

Испытание циркуляционных насосов и систем циркуляционного водоснабжения

СО 34.41.711

2

Гидромеханическое оборудование ГЭС

 

ПТЭ электрических станций и сетей Российской Федерации

2.1

 

Испытания системы регулирования гидротурбин

РД 34.31.301

2.2

 

Испытания гидротурбинных агрегатов при вводе их в эксплуатацию

РД 153-34.2-31.302-2001

2.3

 

Испытания подпятников гидротурбинных агрегатов (гидроагрегатов)

СО 34.31.606

2.4

 

Эксплуатационные энергетические испытания гидроагрегатов

СО 34.31.607

3

Тепловые сети

 

ПТЭ электрических станций и сетей Российской Федерации, ПТЭ тепловых энергоустановок

3.1

 

Испытания по определению тепловых потерь через теплоизоляционные конструкции теплопроводов водяных тепловых сетей

РД 34.09.255-97

(СО 34.09.255-97)

3.2

 

Испытания по определению тепловых потерь через теплоизоляционные конструкции теплопроводов паровых тепловых сетей

МУ 34-70-080-84

3.3

 

Испытания трубопроводов водяных тепловых сетей по определению гидравлических потерь

РД 34.20.519-97

(СО 34.20.519-97)

3.4

 

Измерение потенциала блуждающих токов для установления условий протекания электрохимической коррозии

РД 153-34.0-20.518-2003

3.5

 

Испытания по определению параметров нестационарных гидравлических режимов системы централизованного теплоснабжения

РД 153-34.1-20.365-98

(СО 34.20.365-98)

3.6

 

Испытания тепловых сетей на максимальную температуру теплоносителя

РД 153-34.1-20.329-2001

(СО 34.20.329-2001)

3.7

 

Испытания трубопроводов и оборудования тепловых сетей на плотность и прочность

РД-03-94

(ПБ 10-573-03)

РД 153-34.0-20.522-99

3.8

 

Испытания водяных тепловых сетей на гидравлические потери без нарушения режимов эксплуатации

РД 153-34.1-20.526-00

(СО 34.20.526-00)

3.9

 

Испытания антикоррозионных покрытий для подземных трубопроводов тепловых сетей

РД 153-34.20.325

(СО 153-34.20.325)

3.10

 

Испытания по определению характеристик сетевых насосных агрегатов

СО 34.41.709

3.11

 

Испытания по определению характеристик сетевых теплообменников

МУ 34-70-001-82

(СО 34.40.513)

3.12

 

Испытания по определению фактических характеристик гидравлических автоматических систем регулирования в тепловых сетях, в том числе приемосдаточные

РД 34.35.415-97

(СО 34.35.415-97)

4

Тепловые энергоустановки систем теплопотребления

 

ПТЭ тепловых энергоустановок

4.1

 

Испытания теплонасосных установок для определения их эксплуатационных показателей

 

4.2

 

Испытания на прочность и плотность трубопроводов и оборудования систем теплопотребления, подключенных по зависимой схеме

 

4.3

 

Проведение тепловых испытаний для определения теплоаккумулирующей способности здания и теплозащитных свойств ограждающих конструкций

 

4.4

 

Испытания систем воздушного отопления и приточной вентиляции

 

4.5

 

Испытания на прочность и плотность оборудования систем отопления, вентиляции, кондиционирования горячего водоснабжения

 

4.6

 

Тепловые испытания на равномерность прогрева отопительных приборов

 

4.7

 

Проведение тепловых испытаний для определения распределения теплоносителя между теплопотребляющим оборудованием в соответствии с расчетными нагрузками

 

4.8

 

Испытания теплообменных аппаратов на тепловую производительность

 

4.9

 

Наладочные испытания сушильных установок и характеристик работы основного и вспомогательного оборудования

 

4.10

 

Испытания выпарных установок с составлением режимных карт

 

4.11

 

Испытания ректификационных установок с составлением режимных карт

 

4.12

 

Испытания установок для термовлажностной обработки железобетонных изделий с составлением режимных карт

 

4.13

 

Испытания на плотность водоводяных и пароводяных подогревателей систем отопления и горячего водоснабжения

 

 

ПЕРЕЧЕНЬ ОБЛАСТЕЙ АТТЕСТАЦИИ ЛАБОРАТОРИЙ ТЕПЛОТЕХНИЧЕСКИХ ИЗМЕРЕНИЙ

		

ПЕРЕЧЕНЬ
ОБЛАСТЕЙ АТТЕСТАЦИИ ЭЛЕКТРОЛАБОРАТОРИЙ

Принят
Наблюдательным советом,
решение бюро от 09.06.08 № 17-БНС

№ п/п

Объект (техническое устройство)

Используемые методы измерений, испытаний, проверок (контроля, анализа)

Документы, устанавливающие требования и методы испытаний

1

Синхронные генераторы, компенсаторы и коллекторные возбудители

1.1. Измерения сопротивления изоляции

ПУЭ: 5.2

РД 34.45-51-300-97: р. 3

ГОСТ 10169-77

РД 34.45.309-92

ТИ 34-70-065-87

1.2. Испытание изоляции обмотки статора повышенным выпрямленным напряжением с измерением тока утечки

1.3. Испытание повышенным напряжением промышленной частоты

1.4. Измерение сопротивления постоянному току

1.5. Измерение сопротивления обмотки ротора переменному току

1.6. Измерение воздушного зазора

1.7. Определение характеристик генератора (снятие характеристики трехфазного короткого замыкания; снятие характеристики холостого хода)

1.8. Испытание межвитковой изоляции обмотки статора

1.9. Определение характеристик коллекторного возбудителя

1.10. Испытание стали статора

1.11. Испытание на нагревание

1.12. Определение индуктивных сопротивлений и постоянных времени генератора

1.13. Проверка качества дистиллята

1.14. Измерение вибрации

1.15. Испытание газоохладителей гидравлическим давлением

1.16. Проверка плотности водяной системы охлаждения обмотки статора

1.17. Проверка газоплотности ротора, статора, газомасляной системы и корпуса генератора в собранном виде

1.18. Определение суточной утечки водорода

1.19. Контрольный анализ чистоты водорода, поступающего в генератор

1.20. Проверка проходимости вентиляционных каналов обмотки ротора турбогенератора

1.21. Контрольный анализ содержания водорода и влажности газов в корпусе генераторов

1.22. Контрольный анализ газа на содержание водорода в картерах подшипников, сливных маслопроводах, в газовом объеме масляного бака и экранированных токопроводах

1.23. Проверка расхода масла в сторону водорода в уплотнениях генератора

1.24. Опробование генератора уровня масла в гидрозатворе для слива масла из уплотнений в сторону генератора

1.25. Гидравлические испытания буферного бака и трубопроводов системы маслоснабжения уплотнений

1.26. Проверка работы регуляторов давления масла в схеме маслоснабжения уплотнений

1.27. Проверка отпаек лобовых частей обмотки статора

1.28. Контрольное измерение напора, создаваемого компрессором у турбогенераторов

1.29. Измерение электрического напряжения между концами вала и на изолированных подшипниках

1.30. Испытание концевых выводов обмотки статора турбогенератора

1.31. Контроль состояния изоляции обмотки статора методом измерения интенсивности частичных разрядов

1.32. Оценка состояния изоляции обмоток электродвигателей при решении вопроса о необходимости сушки

1.33. Измерение вибрации подшипников электродвигателя

1.34. Гидравлическое испытание воздухоохладителя

1.35. Проверка исправности стержней короткозамкнутых роторов

1.36. Испытание возбудителей

1.37. Измерение воздушного зазора между сталью ротора и статора

1.38. Измерение зазоров в подшипниках скольжения

2

Машины постоянного тока (кроме возбудителей)

2.1. Измерение сопротивления изоляции

ПУЭ: 5.3

РД 34.45-51-300-97: р. 4

2.2. Оценка состояния изоляции обмоток машин постоянного тока

2.3. Испытание изоляции повышенным напряжением промышленной частоты

2.4. Измерение сопротивления постоянному току

2.5. Измерение воздушных зазоров под полюсами

2.6. Снятие характеристики холостого хода и испытание витковой изоляции

2.7. Проверка работы машин на холостом ходу

2.8. Определение пределов регулирования частоты вращения электродвигателей

3

Электродвигатели переменного тока

3.1. Измерение сопротивления изоляции

ПУЭ: 5.3, 5.4, 5.5

РД 34.45-51-300-97: р. 5

3.2. Испытание повышенным напряжением промышленной частоты

3.3. Измерение сопротивления постоянному току (обмотки статора и ротора, реостаты и пускорегулировочные резисторы)

3.4. Проверка работы электродвигателя на холостом ходу или с ненагруженным механизмом

3.5. Проверка работы электродвигателя под нагрузкой

3.6. Измерение вибрации и зазоров (между ротором и статором, в подшипниках, осевой разбег ротора)

4

Силовые трансформаторы, автотрансформаторы и масляные реакторы

4.1. Определение условий включения трансформаторов

РД 34.45-51-300-97: р. 6, 25

РД 153-34.0-46.302-00

РД 34.43.107-95

РД 34.43.105-89

РД 34.70.653-83

РД 34.20.501-95

РДИ 34-38-058-91

РД 34.46.303-98

ГОСТ 2517-85

ГОСТ 6581-75

ГОСТ 5985-79

ГОСТ 6356-75

ГОСТ 7822-75

ГОСТ 1547-84

ГОСТ 6370-83

ГОСТ 17216-2001

ГОСТ 6307-75

ГОСТ 20287-91

ГОСТ 981-75

ГОСТ 19121-73

ГОСТ 12.2.007.2-75

4.2. Хроматографический анализ газов, растворенных в масле

4.3. Оценка влажности твердой изоляции

4.4. Измерение сопротивления изоляции

4.5. Измерение сопротивления изоляции доступных стяжных шпилек, бандажей, полубандажей ярем и прессующих колес относительно активной стали и ярмовых балок, а также ярмовых балок относительно активной стали и электростатических экранов относительно обмоток и магнитопровода

4.6. Измерение тангенса угла диэлектрических потерь tg δ изоляции обмоток

4.7. Оценка состояния бумажной изоляции обмоток

4.8. Испытание изоляции повышенным напряжением частотой 50 Гц

4.9. Измерение сопротивления обмоток постоянному току

4.10. Проверка коэффициента трансформации

4.11. Проверка группы соединения обмоток трехфазных трансформаторов и полярности выводов однофазных трансформаторов

4.12. Измерение потерь холостого хода

4.13. Измерение сопротивления короткого замыкания zkтрансформатора

4.14. Оценка состояния переключающих устройств

4.15. Проверка и испытания газового реле, реле давления и струйного реле

4.16. Испытание трансформаторов включением на номинальное напряжение

4.17. Испытание вводов

4.18. Испытание встроенных трансформаторов тока

4.19. Испытание бака на плотность

4.20. Проверка устройств охлаждения

4.21. Проверка предохранительных устройств

4.22. Проверка средств защиты масла от воздействия окружающего воздуха

4.23. Испытание трансформаторного масла

5

Трансформаторы тока

5.1. Измерение сопротивления изоляции

РД 34.45-51-300-97:р. 7, 25

РД 34.43.107-95

РД 34.43.105-89

РД 34.70.653-83

РД 34.20.501-95

ГОСТ 2517-85

ГОСТ 6581-75

ГОСТ 5985-79

ГОСТ 6356-75

ГОСТ 7822-75

ГОСТ 1547-84

ГОСТ 6370-83

ГОСТ 17216-2001

ГОСТ 6307-75

ГОСТ 20287-91

ГОСТ 981-75

ГОСТ 19121-73

5.2. Измерение tg δ изоляции

5,3. Испытание повышенным напряжением

5.4. Снятие характеристик намагничивания

5.5. Измерение коэффициента трансформации

5.6. Измерение сопротивления обмоток постоянному току

5.7. Испытания трансформаторного масла

5.8. Испытания встроенных трансформаторов тока

5.9. Контроль изоляции под рабочим напряжением

5.10. Измерение нагрузки трансформатора тока

6

Трансформаторы напряжения (электромагнитные и емкостные)

6.1. Измерение сопротивления изоляции обмоток

РД 34.45-51-300-97: р. 8, 25, приложение 3

РД 34.43.107-95

РД 34.43.105-89

РД 34.70.653-83

РД 34.20.501-95

ГОСТ 2517-85

ГОСТ 6581-75

ГОСТ 5985-79

ГОСТ 6356-75

ГОСТ 7822-75

ГОСТ 1547-84

ГОСТ 6370-83

ГОСТ 17216-2001

ГОСТ 6307-75

ГОСТ 20287-91

ГОСТ 981-75

ГОСТ 19121-73

6.2. Испытание изоляции повышенным напряжением частотой 50 Гц

6.3. Измерение сопротивления обмоток постоянному току

6.4. Испытание трансформаторного масла

6.5. Испытания конденсаторов делителей напряжения

6.6. Измерение сопротивления изоляции электромагнитного устройства

6.7. Измерение тока и потерь холостого хода

6.8. Измерение нагрузки трансформатора напряжения

7

Выключатели (масляные, электромагнитные, воздушные)

7.1. Измерение сопротивления изоляции

РД 34.45-51-300-97: р. 9, 20, 23, 25, 26.2, 10.5, 10.6, 10.7, 10.8, 10.9, 12.5, 12.6, 12.7, 12.10, приложение 3

РД 34.43.107-95

РД 34.43.105-89

РД 34.70.653-83

РД 34.20.501-95

ГОСТ 2517-85

ГОСТ 6581-75

ГОСТ 5985-79

ГОСТ 6356-75

ГОСТ 7822-75

ГОСТ 1547-84

ГОСТ 6370-83

ГОСТ 17216-2001

ГОСТ 6307-75

ГОСТ 20287-91

ГОСТ 981-75

ГОСТ 19121-73

7.2. Испытания вводов

7.3. Испытание изоляции повышенным напряжением частотой 50 Гц

7.4. Оценка состояния внутрибаковой изоляции и изоляции дугогасительных устройств баковых масляных выключателей на 35 кВ

7.5. Измерение сопротивления постоянному току

7.6. Измерение скоростных и временных характеристик выключателей

7.7. Проверка минимального напряжения (давления) срабатывания выключателей

7.8. Испытание выключателей многократными опробованиями

7.9. Испытания трансформаторного масла

7.10. Испытания конденсаторов делителей напряжения

7.11. Измерение хода подвижных частей, вжима контактов при включении, одновременности замыкания и размыкания контактов выключателей

7.12. Проверка регулировочных и установочных характеристик механизмов приводов и выключателей

7.13. Проверка действия механизма свободного расцепления

7.14. Испытания встроенных трансформаторов тока

7.15. Проверка характеристик выключателей

7.16. Проверка регулировочных и установочных характеристик

8

Выключатели нагрузки (электромагнитные, элегазовые, вакуумные)

8.1. Измерение сопротивления изоляции вторичных цепей и обмоток электромагнитов управления

РД 34.45-51-300-97: р. 11, 12.1, 12.2.1, 12.3, 12.4, 12.7, 12.11, 13.1, 13.2, 13.3, 13.4, 13.5, табл. 6.1, табл. 26.1, приложение 3

8.2. Испытания изоляции повышенным напряжением частотой 50 Гц

8.3. Измерение сопротивления постоянному току

8.4. Определение степени износа дугогасящих вкладышей

8.5. Определение степени обгорания контактов

8.6. Проверка срабатывания привода при пониженном напряжении на выводах электромагнитов

8.7. Испытание выключателей нагрузки многократными опробованиями

8.8. Проверка действия механизма свободного расцепления

9

Разъединители, отделители и короткозамыкатели

9.1. Измерение сопротивления изоляции поводков и тяг, выполненных из органических материалов

РД 34.45-51-300-97: р. 14, 17, 26.1, 26.2, приложение 3

9.2. Испытание изоляции повышенным напряжением частотой 50 Гц

9.3. Измерение сопротивления постоянному току

9.4. Проверка работы разъединителя, отделителя и короткозамыкателя

9.5. Определение временных характеристик

9.6. Измерение контактных давлений в разъемных контактах

9.7. Проверка работы механической блокировки

10

Комплектные распределительные устройства внутренней и наружной установок

10.1. Измерение сопротивления изоляции

РД 34.45-51-300-97: р. 14, 15, 26.2, табл. 9.1

10.2. Испытание повышенным напряжением частотой 50 Гц

10.3. Измерение сопротивления постоянному току

10.4. Проверка соосности и величины вхождения подвижных контактов в неподвижные

10.5. Контроль сборных шин

10.2. Испытание повышенным напряжением частотой 50 Гц

11

Комплектные экранированные токопроводы 6 кВ и выше

11.1. Измерение сопротивления изоляции

РД 34.45-51-300-97: р. 16

11.2. Испытание изоляции токопровода повышенным напряжением промышленной частоты

11.3. Проверка отсутствия короткозамкнутых контуров в токопроводах генераторного напряжения

11.4. Проверка качества выполнения соединений шин и экранов

11.5. Проверка устройств искусственной вентиляции токопровода

11.6. Контрольный анализ газа на содержание водорода из токопровода

12

Сборные и соединительные шины

12.1. Измерение сопротивления изоляции подвесных и опорных фарфоровых изоляторов

РД 34.45-51-300-97: р. 17, 23, 31, табл. 6.1, приложение 3

12.2. Испытание изоляции шин повышенным напряжением частотой 50Гц

12.3. Проверка состояния вводов и проходных изоляторов

12.4. Контроль контактных соединений

13

Токоограничивающие сухие реакторы

13.1 .Измерение сопротивления изо­ляции обмоток относительно болтов крепления

РД 34.45-51-300-97: р. 18, табл. 6.1

13.2. Испытание опорных изоляторов реактора повышенным напряжением промышленной частоты

14

Электрофильтры

14.1. Измерение сопротивления изоляции обмоток трансформатора агрегата питания

РД 34.45-51-300-97: р. 19

ГОСТ 7822-75

ГОСТ 1547-84

14.2. Испытание изоляции цепей 380 (220) В агрегата питания

14.3. Измерение сопротивления изоляции кабеля высокого напряжения

14.4. Испытание изоляции кабеля высокого напряжения и концевых кабельных муфт

14.5. Испытание трансформаторного масла

14.6. Проверка исправности заземления элементов оборудования

14.7. Проверка сопротивления заземляющих устройств

14.8. Снятие вольтамперных характеристик

15

Конденсаторы

15.1. Измерение сопротивления разрядного резистора конденсаторов

ПУЭ: 5.6

РД 34.45-51-300-97: р. 20, приложение 3

15.2. Проверка состояния конденсатора

15.3. Измерение емкости

15.4. Измерение тангенса угла диэлектрических потерь

15.5. Испытание повышенным напряжением

15.6. Испытание батарей конденсаторов

16

Вентильные разрядники и ограничители перенапряжений

16.1. Измерение сопротивления разрядников и ограничителей перенапряжения

РД 34.45-51-300-97: р. 21, табл. 21.4, приложение 3

16.2. Измерение тока проводимости вентильных разрядников при выпрямленном напряжении

16.3. Измерение тока проводимости ограничителей перенапряжений

16.4. Проверка элементов, входящих в комплект приспособлений для измерения тока проводимости ограничителя перенапряжений под рабочим напряжением

16.5. Измерение пробивного напряжения вентильных разрядников

16.6. Проверка герметичности разрядников

17

Вводы и проходные изоляторы

17.1. Измерение сопротивления изоляции

РД 34.45-51-300-97: р. 23, 25, приложение 3

РД 34.43.107-95

РД 34.43.105-89

РД 34.70.653-83

РД 34.20.501-95

РД 153-34.0-46.302-00

ГОСТ 2517-85

ГОСТ 6581-75

ГОСТ 5985-79

ГОСТ 6356-75

ГОСТ 7822-75

ГОСТ 1547-84

ГОСТ 6370-83

ГОСТ 17216-2001

ГОСТ 6307-75

ГОСТ 20287-91

ГОСТ 981-75

ГОСТ 19121-73

17.2. Измерение tg δ и емкости изоляции

17.3. Испытание повышенным напряжением частотой 50 Гц

17.4. Контроль изоляции под рабочим напряжением

17.5. Испытание избыточным давлением

17.6. Испытание масла из вводов

17.7. Проверка манометра

18

Предохранители, предохранители-разъединители на напряжение выше 1000 В

18.1. Испытание опорной изоляции повышенным напряжением промышленной частоты

РД 34.45-51-300-97: р. 24, приложение 3

18.2. Измерение сопротивления постоянному току токоведущей части патрона предохранителя-разъединителя

18.3. Проверка целостности плавкой вставки предохранителя

18.4. Измерение контактного нажатия в разъемных контактах предохранителя-разъединителя

18.5. Проверка работы предохранителя-разъединителя

18.6. Проверка состояния дугогасительной части патрона предохранителя-разъединителя

19

Аппараты, вторичные цепи и электропроводка на напряжение до 1000 В

19.1. Измерение сопротивления изоляции

РД 34.45-51-300-97: р. 26

19.2. Испытания повышенным напряжением частотой 50 Гц

19.3. Проверка действия максимальных, минимальных или независимых расцепителей автоматов

19.4. Проверка работы контакторов и автоматов при пониженном напряжении оперативного тока

19.5. Проверка предохранителей, предохранителей-разъединителей

20

Аккумуляторные батареи

20.1. Проверка емкости аккумуляторной батареи

ПУЭ: 4.4

РД 34.45-51-300-97: р. 27

ГОСТ 667-73

ГОСТ 6709-72

20.2. Проверка напряжения аккумуляторной батареи при толчковых токах

20.3. Измерение напряжения каждого элемента батареи

20.4. Измерение сопротивления изоляции батареи

20.5. Проверка плотности электролита

20.6. Химический анализ электролита

20.7. Измерение высоты осадка (шлама) в элементах

21

Заземляющие устройства

21.1. Проверка коррозионного состояния элементов заземляющего устройства, находящихся в земле

ПУЭ: 1.7

РД 34.45-51-300-97: р. 28

ГОСТ 12.1.038-82

ГОСТ 12.1.030-81

21.2. Измерения сопротивления заземляющих устройств электростанций, подстанций и линий электропередачи

21.3. Измерение напряжения прикосновения (в электроустановках, выполненных по нормам на напряжение прикосновения)

21.4. Проверка напряжения на заземляющем устройстве распределительного устройства электростанций и подстанций при стекании с него тока замыкания на землю

21.5. Испытание цепи «фаза-ноль» (цепи зануления) в электроустановках напряжением до 1 кВ с глухим заземлением нейтрали

21.6. Проверка выполнения элементов заземляющего устройства

21.7. Проверка соединений заземлителей с заземляемыми элементами, а также естественных заземлителей с заземляющим устройством

21.8. Проверка пробивных предохранителей в установках напряжением до 1 кВ

22

Силовые кабельные линии

22.1. Измерение сопротивления изоляции

ПУЭ: 2.2, 2.3

РД 34.45-51-300-97: р. 29

ГОСТ 6581-75

22.2. Испытание изоляции кабелей повышенным выпрямленным напряжением

22.3. Определение сопротивления жил кабеля

22.4. Определение электрической рабочей емкости кабелей

22.5. Проверка заземляющего устройства

22.6. Испытание пластмассовой оболочки (шланга) кабелей на напряжение 110 кВ и выше повышенным выпрямленным напряжением

22.7. Испытание напряжением переменного тока частотой 50 Гц

22.8. Определение целостности жил кабелей и фазировки кабельных линий

22.9. Контроль степени осушения вертикальных участков

22.10. Измерение токораспределения по одножильным кабелям

22.11. Проверка антикоррозийных защит

22.12. Определение характеристик масла и изоляционной жидкости

22.13. Определение объема нерастворенного газа (пропиточное испытание)

22.14. Испытание на содержание отдельных растворенных газов

23

Воздушные линии электропередачи

23.1. Измерения на трассе воздушных линий, проходящей в лесных массивах, зонах зеленых насаждений

ПУЭ: 2.4, 2.5

РД 34.45-51-300-97: р. 22, 30

23.2. Контроль расположения фундаментов опор, заделки оснований опор в грунте, состояния фундаментов

23.3. Контроль положения опор

23.4. Контроль состояния опор

23.5. Контроль проводов, грозозащитных тросов

23.6. Контроль изоляторов и изолирующих подвесок (измерение сопротивления изоляторов, распределения напряжения по изоляторам, проверка заземляющего устройства)

23.7. Контроль линейной арматуры

23.8. Проверка заземляющего устройства

23.9. Проверка трубчатых разрядников и защитных промежутков

24

Контактное соединение проводов, грозозащитных тросов, сборных и соединительных шин

24.1. Измерение переходных сопротивлений

 

24.2. Контроль спрессованных контактных соединений

24.3. Контроль контактных соединений, выполненных с применением овальных соединительных зажимов

24.4. Контроль болтовых контактных соединений

24.5. Контроль сварных контактных соединений

25

Электрооборудование систем возбуждения генераторов и синхронных компенсаторов

25.1.Измерение сопротивления изоляции

ПУЭ: 5.2

РД 34.45-51-300-97: р. 32

25.2. Испытания повышенным напряжением промышленной частоты

25.3. Измерение сопротивления постоянному току обмоток трансформаторов и электрических машин в системах возбуждения

25.4. Определение характеристик вспомогательного оборудования

25.5. Контроль систем возбуждения

25.6. Проверка трансформаторов (выпрямительных, последовательных, собственных нужд, начального возбуждения, измерительных трансформаторов напряжения и тока)

25.7. Определение характеристик индукторного генератора совместно с выпрямительной установкой в системах ВЧ возбуждения при отключенной обмотке последовательного возбуждения

25.8. Определение внешней характеристики вращающегося подвозбудителя в системах ВЧ возбуждения

25.9. Проверка элементов обращенного синхронного генератора, вращающегося преобразователя в системе БСВ

25.10. Определение характеристик обращенного генератора и вращающегося выпрямителя в режимах трехфазного короткого замыкания генератора (блока), проверка точности измерения тока ротора

25.11. Проверка тиристорных преобразователей систем СТС, СТН, БСВ

25.12. Проверка выпрямительной диодной установки в системе ВЧ возбуждения при работе генератора в номинальном режиме с номинальным током ротора

25.13. Проверка коммутационной аппаратуры, силовых резисторов, аппаратуры собственных нужд систем возбуждения

25.14. Измерение температуры силовых тиристоров, диодов, предохранителей, шин и других элементов преобразователей и шкафов, в которых они расположены

26

Релейная защита и автоматика

 

ПУЭ: 3.1, 3.2, 3.3

27

Средства контроля, измерений и учета

 

ПУЭ: 1.5, 1.6, 1.8

28

Качество электрической энергии

28.1. Контроль показателей качества электрической энергии:

ГОСТ 13109-97

28.1.1. Установившееся отклонение напряжения

28.1.2. Размах изменения напряжения

28.1.3. Доза фликера

28.1.4. Коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения

28.1.5. Коэффициент n-й гармонической составляющей напряжения

28.1.6. Коэффициент несимметрии напряжений по обратной последовательности

28.1.7. Коэффициент несимметрии напряжений по нулевой последовательности

28.1.8. Отклонение частоты

28.1.9. Длительность провала напряжения

28.1.10. Импульсное напряжение

28.1.11. Коэффициент временного перенапряжения

28.2. Контроль вспомогательных параметров электрической энергии:

28.2.1. Частота повторения изменений напряжения

28.2.2. Интервал между изменениями напряжения

28.2.3. Глубина провала напряжения

28.2.4. Частость появления провалов напряжения

28.2.5. Длительность импульса по уровню 0,5 его амплитуды

28.2.6. Длительность временного перенапряжения

28.3. Контроль дополнительных параметров электрической энергии:

28.3.1. Ток нагрузки

28.3.2. Коэффициент искажения синусоидальности кривой тока

28.3.3. Коэффициент n-й гармонической составляющей тока

28.3.4. Коэффициент несимметрии тока по обратной последовательности

28.3.5. Коэффициент несимметрии тока по нулевой последовательности

29

Электроустановки зданий и сооружений

 

ПУЭ: 7.1, 7.2, 7.3, 7.4

29.1

Электроустановка здания в целом

29.1.1. Проверка соответствия законченной монтажом электроустановки и технологии выполнения электромонтажных работ проектной и нормативной документации

ПУЭ: 7.1, 7.2, 7.3, 7.4

ГОСТ Р 50571.1-93

ГОСТ Р 50571.27

ГОСТ Р 51732-01

ГОСТ Р 51628-00

ГОСТ Р 51326-99

ГОСТ Р 51327-99

ГОСТ Р 50030.2-99

ГОСТ Р 50345-99

ГОСТ 7746-01

СНиП 3.05.06-85

СО 153-34.21.122

СП 31-110-2003

ГОСТ Р 1318.20-99, п. 8.1, 9.1, 9.2

ГОСТ Р 51318.11-99, пп. 7-9

ГОСТ Р 50648-94, п. 5.2

ГОСТ Р 51317.4.3-99, п. 5

ГОСТ Р 51317.4.6-99, п. 5

ГОСТ 12.1.002-84

ГОСТ 12.1.045-84

СанПиН 2.2.4.1191-03, пп. 3.4-3.6

СП 2.2.2.1327-03, п. 9

29.1.2. Проверка соответствия электромагнитной обстановки в помещениях здания:

в местах, расположенных в непосредственной близости от шин (кабелей) питания -220(380) В, 50Гц;

помещениях трансформаторных подстанций, электрощитовых и рядом находящихся помещениях; местах эксплуатации персональных компьютеров;

точках подключения оборудования к сети электропитания -220 (380) В, 50 Гц

29.2

Распределительные устройства напряжением до 1000 В: вводные (ВУ) и вводно-
распределительные устройства (ВРУ); главные (ГРЩ) и вторичные распределительные щиты; групповые, этажные и квартирные щиты и щитки; отходящие питающие линии; щиты и щитки для питания: рекламного и наружного освещения, противопожарных устройств, систем диспетчеризации и др.

29.2.1. Измерение сопротивления изоляции

ПУЭ (пп. 1.8.11,1.8.37.1)

ГОСТ Р 50571.16-99 (п. 612.3)

ГОСТ Р 51321.1-99

ГОСТ Р 51732-01

ГОСТ Р 51628-00

29.2.2. Проверка работоспособности

ГОСТ Р 50571.3-94

ГОСТ Р 50571.5-94

ГОСТ Р 50571.6-94

ГОСТ Р 50571.7-94

ГОСТ Р 50571.8-94

ГОСТ Р 50571.9-94

ГОСТ Р 50571.16-99, гл.61

29.2.3. Проверка соответствия электромагнитной обстановки в местах расположения ВУ, ВРУ, ГРЩ и питающих линий

ГОСТ Р 50648-94, п. 5.2

ГОСТ Р 1318.20-99, пп. 8.1, 9.1, 9.2

ГОСТ Р 51318.11-99, пп. 7-9

ГОСТ Р 51317.4.6-99, п.5

СанПиН 2.2.4.1191-03

29.3

Аппараты защиты (защита электрических сетей напряжением до 1 кВ)

29.3.1. Проверка надежности срабатывания аппаратов защиты при системе питания с заземленной нейтралью (TN-C, TN-C-S, TN-S) и непрерывности защитного проводника (РЕ).

ГОСТ Р 50571.16-99, п. 612.6, приложение Е612.2

ГОСТ Р 50571.5-94

ГОСТ Р 50571.6-94

ГОСТ Р 50571.8-94

ГОСТ Р 50571.9-94

ПУЭ:пп. 1.7.79, 1.8.37.3, 1.8.37.4

29.3.2. Измерение тока короткого замыкания.

29.3.3. Измерение полного сопротивления петли «фаза-нуль».

29.3.4. Измерение времени отключения

29.4

Автоматические выключатели

29.4.1. Измерение тока и времени срабатывания расцепителей перегрузки и короткого замыкания

ПУЭ: п. 1.8.37.3

ГОСТ Р 50345-99

ГОСТ Р 50030.2-99

ГОСТ Р 50571.5-94

ГОСТ Р 50571.9-94

29.5

Автоматические выключатели дифференциального тока (УЗО)

29.5.1. Проверка срабатывания и несрабатывания расцепителей при дифференциальном отключающем токе

ГОСТ Р 51326-99

ГОСТ Р 51327-99

29.6

Устройства автоматического включения резервного питания

29.6.1. Проверка работоспособности путем поочередного отключения вводов

ПУЭ: 3.3

ГОСТ Р 50571.7-94

ГОСТ Р 50571.16-99

29.7

Кабельные линии внутри здания

29.7.1. Измерение сопротивления изоляции. 29.7.2. Проверка заземляющего устройства. 29.7.3. Испытание напряжением пе­ременного тока частотой 50 Гц

ПУЭ: 1.8, 2.3, 7.1

ПТЭ: приложение 3

ГОСТ Р 50648-94

ГОСТ Р 50571.16-99

СанПиН 2.2.4.1191-03

РД 34.45-51-300-97, разд. 29

29.8

Электропроводки силовые и осветительные (питающие, распределительные и групповые сети)

29.8.1. Измерение сопротивления изоляции. 29.8.2. Испытание повышенным напряжением переменного тока частотой 50 Гц

ПУЭ: 1.1, 1.7, 1.8, 2.1, 7.1,7.2 ПТЭ: приложение 3

ГОСТ Р 50648-94

ГОСТ Р 51317.4.6-99

ГОСТ Р 50571.3-94

ГОСТ Р 50571.11-94

ГОСТ Р 50571.12-94

ГОСТ Р 50571.15-94

ГОСТ Р 50571.16-99

СанПиН 2.2.4.1191-03

29.9

Вторичные цепи

29.9.1. Измерение сопротивления изоляции.

ПУЭ: 1.8, 3.3, 3.4

ПЕРЕЧЕНЬ ОБЛАСТЕЙ АТТЕСТАЦИИ ЭЛЕКТРОЛАБОРАТОРИЙ

		

Приложения. Прил. П.28. Разъяснение Ростехнадзора о молниезащите

Приложение П.28

РАЗЪЯСНЕНИЕ УПРАВЛЕНИЯ ПО НАДЗОРУ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ РОСТЕХНАДЗОРА О СОВМЕСТНОМ ПРИМЕНЕНИИ "ИНСТРУКЦИИ ПО МОЛНИЕЗАЩИТЕ ЗДАНИЙ И СООРУЖЕНИЙ" (РД 34.21.122-87) и "Инструкции по молниезащите зданий, сооружений и промышленных коммуникаций"
(СО 153-34.21.122-2003)

ФЕДЕРАЛЬНАЯ СЛУЖБА

Руководителям Федеральных
государственных учреждений
управлений и энергетических
инспекций государственного
энергетического надзора

ПО ЭКОЛОГИЧЕСКОМУ, ТЕХНОЛОГИЧЕСКОМУ

И АТОМНОМУ НАДЗОРУ

УПРАВЛЕНИЕ

ПО НАДЗОРУ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ

109074, Москва, К-74

Китайгородский пр., 7

тел. 710-55-13, факс 710-58-29

01.12.2004

10-03-04/182

На №

от

 

В управление по надзору в электроэнергетике Федеральной службы по надзору в электроэнергетике (Ростехнадзор) и ранее в Госэнергонадзор от многочисленных организаций поступают вопросы о порядке использования "Инструкции по молниезащите зданий, сооружений и промышленных коммуникаций" (СО 153-34.21.122-2003), утвержденной приказом Минэнерго России от 30.06.2003 № 280. Обращается внимание на трудности пользования данной Инструкцией из-за отсутствия справочных материалов. Также задаются вопросы о правомерности приказа РАО "ЕЭС России" от 14.08.2003 № 422 "О пересмотре нормативно-технических документов (НТД) и порядке их действия в соответствии с ФЗ "О техническом регулировании" и о сроках подготовки пособий к инструкции СО 153-34.21.122-2003.

Управление по надзору в электроэнергетике Ростехнадзора в связи с этим разъясняет.

В соответствии с положением Федерального закона от 27.12.2002 № 184-ФЗ "О техническом регулировании", ст. 4 органы исполнительной власти вправе утверждать (издавать) документы (акты) только рекомендательного характера. К такому типу документа и относится "Инструкция по молниезащите зданий, сооружений и промышленных коммуникаций".

Приказ Минэнерго России от 30.06.2003 № 280 не отменяет действие предыдущего издания "Инструкции по молниезащите зданий и сооружений" (РД 34.21.122-87), а слово "взамен" в предисловии отдельных изданий инструкции СО 153-34.21.122-2003, не означает недопустимость использования предыдущей редакции. Проектные организации вправе использовать при определении исходных данных и при разработке защитных мероприятий положение любой из упомянутых инструкций или их комбинацию.

Срок подготовки справочных материалов к "Инструкции по молниезащите зданий, сооружений и промышленных коммуникаций", СО 153-34.21.122-2003, к настоящему времени не определен из-за отсутствия источников финансирования этой работы.

Приказ РАО "ЕЭС России" от 14.08.2003 № 422 является корпоративным документом и не имеет силы для организаций, не входящих в структуру РАО "ЕЭС России".

 

Начальник Управления                                                                              Н.П. Дорофеев

ПИСЬМО 10-03-04/182 РАЗЪЯСНЕНИЕ УПРАВЛЕНИЯ ПО НАДЗОРУ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ РОСТЕХНАДЗОРА О СОВМЕСТНОМ ПРИМЕНЕНИИ "ИНСТРУКЦИИ ПО МОЛНИЕЗАЩИТЕ ЗДАНИЙ И СООРУЖЕНИЙ" (РД 34.21.122-87)

		

ФЕДЕРАЛЬНАЯ СЛУЖБА ПО ТАРИФАМ

ПИСЬМО

от 2 апреля 2014 г. N СЗ-3707/5

Федеральная служба по тарифам в пределах своей компетенции рассмотрела обращение по вопросу применения повышающих коэффициентов, применяемых при нарушении режима потребления тепловой энергии при отсутствии коммерческого учета тепловой энергии и (или) теплоносителя в случае обязательности этого учета в соответствии с федеральными законами к тарифам на тепловую энергию (далее - повышающие коэффициенты), и сообщает.

В соответствии с частью 1 статьи 19 Федерального закона от 27.07.2010 N 190-ФЗ "О теплоснабжении" (далее - Федеральный закон) количество тепловой энергии, теплоносителя, поставляемых по договору теплоснабжения или договору поставки тепловой энергии, а также передаваемых по договору оказания услуг по передаче тепловой энергии, теплоносителя, подлежит коммерческому учету.

Правила коммерческого учета тепловой энергии, теплоносителя утверждены постановлением Правительства Российской Федерации от 18.11.2013 N 1034.

Согласно части 4 статьи 9 Федерального закона при нарушении режима потребления тепловой энергии или отсутствии коммерческого учета тепловой энергии, теплоносителя в случае обязательности этого учета в соответствии с федеральными законами применяются установленные органами регулирования повышающие коэффициенты к тарифам в сфере теплоснабжения.

Пунктом 23 Правил организации теплоснабжения в Российской Федерации, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 08.08.2012 N 808, определены случаи и порядок применения повышающих коэффициентов.

В соответствии с пунктом 23 Правил организации теплоснабжения договором теплоснабжения определяется, что при нарушении режима потребления тепловой энергии, в том числе превышении фактического объема потребления тепловой энергии и (или) теплоносителя над договорным объемом потребления исходя из договорной величины тепловой нагрузки, или отсутствии коммерческого учета тепловой энергии, теплоносителя в случаях, предусмотренных законодательством Российской Федерации, потребитель тепловой энергии, допустивший указанные нарушения, обязан оплатить теплоснабжающей организации объем сверхдоговорного, безучетного потребления или потребления с нарушением режима потребления с применением к тарифам в сфере теплоснабжения повышающих коэффициентов, установленных органом исполнительной власти субъекта Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов, если иное не предусмотрено жилищным законодательством Российской Федерации в отношении граждан-потребителей, а также управляющих организаций или товариществ собственников жилья либо жилищных кооперативов или иных специализированных потребительских кооперативов, осуществляющих деятельность по управлению многоквартирными домами и заключивших договоры с ресурсоснабжающими организациями.

Отмечаем, что Жилищным кодексом Российской Федерации и Правилами предоставления коммунальных услуг собственникам и пользователям помещений в многоквартирных домах и жилых домов, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 06.05.2011 N 354, расчет размера платы за коммунальную услугу отопление с применением повышающих коэффициентов не предусмотрен.

В этой связи, по мнению ФСТ России, жилищное законодательство не предусматривает применение указанных повышающих коэффициентов при расчете платы за коммунальную услугу по отоплению.

Также сообщаем, что в соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации от 18.11.2013 N 1038 "О Министерстве строительства и жилищно-коммунального хозяйства Российской Федерации" Министерство строительства и жилищно-коммунального хозяйства Российской Федерации (Минстрой России) является федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим функции по выработке и реализации, государственной политики и нормативно-правовому регулированию в сфере теплоснабжения.

В этой связи по вопросам обязательности ведения коммерческого учета тепловой энергии, теплоносителя, а также по вопросам ответственности за нарушение правил коммерческого учета тепловой энергии, теплоносителя, режима потребления тепловой энергии обращение дополнительно было направлено на рассмотрение в Минстрой России.

С.Н. ЗИНЧЕНКО

Письмо от 02.04.2014 г. № СЗ-3707/5 О ПРИМЕНЕНИИ ПОВЫШАЮЩИХ КОЭФФИЦИЕНТОВ, ПРИМЕНЯЕМЫХ ПРИ НАРУШЕНИИ РЕЖИМА ПОТРЕБЛЕНИЯ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ

		

ФЕДЕРАЛЬНАЯ СЛУЖБА ПО ТАРИФАМ

ПИСЬМО

от 7 марта 2014 г. N СЗ-2580/12

О РАЗЪЯСНЕНИИ ОТДЕЛЬНЫХ ПУНКТОВ МЕТОДИЧЕСКИХ УКАЗАНИЙ ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ РАЗМЕРА ПЛАТЫ ЗА ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕ ПРИСОЕДИНЕНИЕ К ЭЛЕКТРИЧЕСКИМ СЕТЯМ

Федеральная служба по тарифам рассмотрела обращение по вопросам расчета платы за технологическое присоединение к электрическим сетям и в порядке поставленных вопросов сообщает следующее.

1. Плата за технологическое присоединение для заявителей, присоединяющихся к электрическим сетям на уровне напряжения не ниже 35 кВ и (или) максимальной мощности не менее 8 900 кВт рассчитывается в соответствии с пунктом 22 Методических указаний по определению размера платы за технологическое присоединение к электрическим сетям, утвержденных приказом ФСТ России от 11.09.2012 N 209-э/1 (далее - Методические указания). В этом случае в плату за технологическое присоединение включается стоимость выполнения проектно-сметной документации по мероприятиям на строительство объектов электросетевого хозяйства - от существующих объектов электросетевого хозяйства до присоединяемых энергопринимающих устройств потребителей (далее - "последняя миля"), согласно выданным техническим условиям.

Пунктом 30 Методических указаний по определению размера платы за технологическое присоединение к электрическим сетям, утвержденных приказом ФСТ России от 11.09.2012 N 209-э/1 (далее - Методические указания), определено, что стандартизированные тарифные ставки включают в себя расходы по мероприятиям, указанным в пункте 16 Методических указаний (кроме подпунктов "б" и "в") (стандартизированная тарифная ставка С1), и расходы на строительство объектов электросетевого хозяйства - от существующих объектов электросетевого хозяйства до присоединяемых энергопринимающих устройств потребителей, определяемых по каждому мероприятию, утвержденному Приложением N 1 к Методическим указаниям.

Согласно пункту 25 Методических указаний ставка за единицу максимальной мощности на осуществление организационных мероприятий, указанных в пунктах 1, 4, 5, 6 Приложения N 2 к Методическим указаниям, определяется на период регулирования на уровне значения стандартизированной тарифной ставки С1.

Таким образом, включение расходов на разработку сетевой организацией проектной документации по мероприятиям "последней мили" в стандартизированную тарифную ставку С1 и ставку за единицу максимальной мощности на осуществление организационных мероприятий Методическими указаниями не предусмотрено.

В соответствии с пунктом 11 Методических указаний сетевая организация на основе утвержденных ставок и максимальной мощности, запрашиваемой заявителем, рассчитывает размер платы за технологическое присоединение для данного заявителя, включая расходы по мероприятиям, указанным в пункте 16 (кроме подпунктов "б" и "в") Методических указаний, и расходы по мероприятиям "последней мили", указанных в Приложении N 1 к Методическим указаниям.

Также согласно пункту 13 Методических указаний стоимость на разработку сетевой организацией проектной документации не включается в плату за технологическое присоединение по индивидуальному проекту.

Учитывая вышеизложенное, стоимость проектных работ по мероприятиям "последней мили", согласно выданным техническим условиям включается в плату за технологическое присоединение только при осуществлении технологического присоединения к электрическим сетям на уровне напряжения не ниже 35 кВ и (или) максимальной мощности не менее 8 900 кВт.

Выпадающие доходы сетевой организации от технологического присоединения энергопринимающих устройств потребителей к электрическим сетям (в т.ч. расходы на разработку сетевой организацией проектной документации и выполнение сетевой организацией технических условий по выполнению мероприятий, связанных со строительством "последней мили") в соответствии с Основами ценообразования в области регулируемых цен (тарифов) в электроэнергетике, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 29.11.2011 N 1178 (далее - Основы ценообразования), должны учитываться при установлении тарифов на услуги по передаче электрической энергии.

2. В настоящее время в соответствии с действующим законодательством при осуществлении технологического присоединения заявитель оплачивает расходы по мероприятиям "последней мили" и обязательные для сетевой организации расходы по мероприятиям, указанным в пункте 16 Методических указаний, в том числе при установлении платы за технологическое присоединение по индивидуальному проекту.

Состав расходов по мероприятиям "последней мили", включаемых в состав платы за технологическое присоединение, определяется в соответствии с мероприятиями, указанными в Приложении N 1 к Методическим указаниям. При этом затраты на землеустроительные работы, плата за аренду земельного участка, предоставляемого на период проектирования строительства, расходы на информационное обслуживание, консультационные и юридические услуги, расходы на услуги банков, проценты за пользование кредитом в данном приложении отсутствуют.

Учитывая изложенное, включение данных расходов в состав платы за технологическое присоединение по индивидуальному проекту не представляется возможным, так как данные расходы должны учитываться при установлении тарифов на услуги по передаче электрической энергии.

3. По вопросу порядка определения стандартизированной тарифной ставки на покрытие расходов сетевой организации на строительство подстанций (С4) при расчете платы за технологическое присоединение ФСТ России сообщает следующее.

В соответствии с пунктом 30 и формулой 8 пункта 31 Методических указаний по определению размера платы за технологическое присоединение к электрическим сетям, утвержденных приказом ФСТ России от 11.09.2012 N 209-э/1 (далее - Методические указания), стандартизированная тарифная ставка С4 на покрытие расходов сетевой организации на строительство подстанций рассчитывается как отношение расходов на строительство подстанций к индексу изменения сметной стоимости и имеет размерность руб./кВт.

При этом при расшифровке составляющих формулы 8 пункта 31 Методических указаний расходы на строительство подстанций (P4,i) должны определяться в руб./кВт (в официальном тексте документа допущена опечатка).

4. Действующими нормативными правовыми актами и законами Российской Федерации не предусмотрена норма о том, что уполномоченный орган исполнительной власти в области государственного регулирования тарифов обязан при утверждении платы за технологическое присоединение по индивидуальному проекту указывать в этом же постановлении величину выпадающих доходов, связанных с данным присоединением и относимых к учету в тариф на передачу электрической энергии.

При этом в соответствии с пунктами 7 и 80 Основ ценообразования при установлении тарифов на услуги по передаче электрической энергии учитываются расходы сетевой организации, связанные с развитием существующей инфраструктуры, в том числе связей между объектами территориальных сетевых организаций и объектами единой национальной (общероссийской) электрической сети, которые связаны с технологическим присоединением и не учтены в инвестиционной программе, за исключением расходов на строительство объектов электросетевого хозяйства до присоединяемых энергопринимающих устройств и (или) объектов электроэнергетики.

5. По вопросу правомерности использования прогнозных индексов-дефляторов при расчете платы за технологическое присоединение.

Применение прогнозных индексов-дефляторов Методическими указаниями не предусмотрено.

Одновременно сообщаем, что приказом ФСТ России от 27.12.2013 N 1747-э (зарегистрирован в Минюсте России 03.03.2014 N 31489) утверждены изменения и дополнения в Методические указания по определению размера платы за технологическое присоединение к электрическим сетям, утвержденные приказом Федеральной службы по тарифам от 11 сентября 2012 г. N 209-э/1 (далее - Методические указания в редакции Приказа ФСТ России от 27.12.2013 N 1747-э), и предусматривающие использование прогнозных индексов-дефляторов при расчете платы за технологическое присоединение.

Согласно подпункту "г" пункта 33 Методических указаний в редакции Приказа ФСТ России от 27.12.2013 N 1747-э, если при технологическом присоединении Заявителя согласно техническим условиям срок выполнения мероприятий по технологическому присоединению предусмотрен на период больше одного года, то стоимость мероприятий, учитываемых в плате, рассчитанной в год подачи заявки, индексируется следующим образом:

- 50% стоимости мероприятий, предусмотренных техническими условиями, умножается на произведение прогнозных индексов-дефляторов по подразделу "Строительство", публикуемых Министерством экономического развития Российской Федерации на соответствующий год (при отсутствии данного индекса используется индекс потребительских цен на соответствующий год) за половину периода, указанного в технических условиях, начиная с года, следующего за годом утверждения платы;

- 50% стоимости мероприятий, предусмотренных техническими условиями, умножается на произведение прогнозных индексов-дефляторов по подразделу "Строительство", публикуемых Министерством экономического развития Российской Федерации на соответствующий год (при отсутствии данного индекса используется индекс потребительских цен на соответствующий год) за период, указанный в технических условиях, начиная с года, следующего за годом утверждения платы.

Изменения и дополнения в Методические указания в редакции Приказа ФСТ России от 27.12.2013 N 1747-э подлежат официальному опубликованию в "Российской газете" в течение десяти дней после их регистрации в Минюсте России и вступают в силу одновременно на всей территории Российской Федерации по истечении десяти дней после дня их официального опубликования в установленном порядке.

Таким образом, полагаем возможным, до вступления в силу Методических указаний в редакции Приказа ФСТ России от 27.12.2013 N 1747-э руководствоваться пунктом 31 Методических указаний в расчете при установлении платы за технологическое присоединение энергопринимающих устройств заявителей к дате окончания срока строительства.

С.Н.ЗИНЧЕНКО

Письмо от 07.03.2014 г. № СЗ-2580/12 О РАЗЪЯСНЕНИИ ОТДЕЛЬНЫХ ПУНКТОВ МЕТОДИЧЕСКИХ УКАЗАНИЙ ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ РАЗМЕРА ПЛАТЫ ЗА ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕ ПРИСОЕДИНЕНИЕ К ЭЛЕКТРИЧЕСКИМ СЕТЯМ