Судебный акт #1 (Решение) по делу № 2-202/2020 ~ М-201/2020 от 20.07.2020

Производство №

УИД 28RS0№-97

Р Е Ш Е Н И Е

Именем Российской Федерации

2 сентября 2020 года <адрес>

Архаринский районный суд <адрес> в составе:

председательствующего судьи Дьячковой Н.С.,

секретаря судебного заседания ФИО1,

с участием помощника прокурора <адрес>

<адрес> ФИО2,

представителя ответчика - Акционерного общества «Дальневосточная распределительная сетевая компания»- ФИО6, действовавшего по доверенности № от ДД.ММ.ГГГГ,

рассмотрев в открытом судебном заседании гражданское дело по исковому заявлению прокурора <адрес> в интересах неопределенного круга лиц к Акционерному обществу «Дальневосточная распределительная сетевая компания» о возложении обязанности совершить действия в сфере электроэнергетики,

    У С Т А Н О В И Л:

<адрес> обратился в суд с иском в интересах неопределенного круга лиц к Акционерному обществу «Дальневосточная распределительная сетевая компания» о возложении обязанности совершить действия в сфере электроэнергетики.

В обоснование заявленных требований помощник прокурора <адрес> пояснила, что прокуратурой <адрес> с привлечением государственного инспектора Дальневосточного управления Ростехнадзора по <адрес> ФИО3 проведена проверка исполнения законодательства в сфере электроэнергетики в <адрес> электрических сетей структурного подразделения «Восточные электрические сети» филиала акционерного общества «Дальневосточная распределительная сетевая компания» «Амурские электрические сети» (далее – АРЭС СП «ВЭС» филиала АО «ДРСК» «Амурские электрические сети»), в ходе которой установлено, что в соответствии с Уставом АО «ДРСК» общество занимается, в том числе и оказанием услуг по передаче и распределению электрической энергии; услуг по присоединению к электрическим сетям; эксплуатацией электрических сетей; обеспечением работоспособности и исправности энергетического оборудования в соответствии с действующими нормативными требованиями, проведением технического обслуживания, диагностики, ремонта электрических сетей и иных объектов электросетевого хозяйства.

Генеральным директором АО «ДРСК» ДД.ММ.ГГГГ утверждено положение о филиале АО «ДРСК» «Амурские электрические сети». Предметом деятельности филиала является обеспечение готовности электрооборудования и сетей и передача электроэнергии в соответствии с режимом работы общества (п. 3.1). Основным видом деятельности филиала является оказание услуг по передаче и распределению электрической энергии при соблюдении установленных норм и качества (п. 3.2).

В состав филиала АО «ДРСК» «Амурские электрические сети» входит структурное подразделение «Восточные электрические сети».

Директором структурного подразделения «Восточные электрические сети» филиала АО «ДРСК» «Амурские электрические сети» ДД.ММ.ГГГГ утверждено положение об <адрес> электрических сетей (далее – Положение), согласно которому <адрес> электрических сетей (далее – АРЭС) является структурным подразделением СП «Восточные электрические сети», являющегося в свою очередь структурным подразделением филиала АО «ДРСК» - «Амурские электрические сети».

В силу п. 1.5 Положения целью деятельности Архаринского РЭС является обеспечение надежного и качественного электроснабжения потребителей электроэнергии в сетях Архаринского РЭС, снижение технических и сверхнормативных потерь по электрическим сетям, осуществление действий по технологическому присоединению энергопринимающих устройств заявителей к электрическим сетям АРЭС.

Согласно п. 1.6 Положения в зону обслуживания АРЭС входит территория <адрес>, станции и сёла <адрес>: всего 38 зон обслуживания согласно приложений А, Б, В, Г, Д, Е, Ж, З.

Основными задачами АРЭС является поддержание электрических сетей в состоянии, удовлетворяющим требованиям действующих норм и правил; техническое обслуживание и ремонт электрических сетей ВЛ 35-10-0,4кВ, ТП 10/0,4кВ, ПС 35кВ, зданий и сооружений в закрепленной зоне обслуживания (п.п. 2.1, 2.2 Положения).

В силу п. ДД.ММ.ГГГГ ПТЭЭСС на каждом энергообъекте должен быть организован постоянный и периодический контроль (осмотры, технические освидетельствования, обследования) технического состояния энергоустановок (оборудования, зданий и сооружений), определены уполномоченные за их состояние и безопасную эксплуатацию лица, а также назначен персонал по техническому и технологическому надзору и утверждены его должностные функции.

Постановлением Правительства Российской Федерации от ДД.ММ.ГГГГ № утверждены Правила установления охранных зон объектов электросетевого хозяйства и особых условий использования земельных участков, расположенных в границах таких зон.

Приказом Минтруда России от ДД.ММ.ГГГГ №н утверждены Правила по охране труда при эксплуатации электроустановок (далее ПОТ при ЭЭ).

Кроме того, отношения в сфере электроэнергетики регулируются следующими инструкциями:

ПУЭ – Правила устройства электроустановок, утвержденные приказом Министерства энергетики Российской Федерации от ДД.ММ.ГГГГ №;

РД 34.20.504-94 – Типовая инструкция по эксплуатации воздушных линий электропередачи напряжением 35 - 800 кВ (утверждена Департаментом электрических сетей РАО «ЕЭС России» ДД.ММ.ГГГГ);

РД 153-34.3-20.662-98 – Типовая инструкция по техническому обслуживанию и ремонту воздушных линий электропередачи напряжением 0,38-20 кВ с неизолированными проводами (утверждены департаментом электрических сетей РАО «ЕЭС России» ДД.ММ.ГГГГ).

Согласно п. 1.7 Положения об АРЭС Архаринский РЭС в своей деятельности руководствуется вышеуказанными нормативно-техническими документами.

В ходе осмотра электроустановок (трансформаторных подстанций 10/0,4 кВ (далее ЗТП, КТПН, МТП), воздушных линий электропередачи (ВЛ-0,4 кВ, ВЛ-10 кВ), принадлежащих АО «ДРСК», расположенных в <адрес>, выявлены следующие нарушения обязательных требований вышеуказанных нормативно-технических документов.

Согласно п. 1.1.3 ПТЭЭСС безопасная эксплуатация оборудования, зданий и сооружений обеспечивается положениями инструкций и других нормативно-технических документов.

В силу п. 5.3.1 ПТЭЭСС при эксплуатации трансформаторов (автотрансформаторов) и шунтирующих масляных реакторов должны выполняться условия их надежной работы. Нагрузки, уровень напряжения, температура отдельных элементов трансформаторов (реакторов), характеристики масла и параметры изоляции должны находиться в пределах установленных норм; устройства охлаждения, регулирования напряжения, другие элементы должны содержаться в исправном состоянии.

В соответствии с п. 1.3 ПОТ при ЭЭ машины, аппараты, линии и вспомогательное оборудование (вместе с сооружениями и помещениями, в которых они установлены), предназначенные для производства, преобразования, трансформации, передачи, распределения электрической энергии и преобразования ее в другой вид энергии (далее- электроустановки), должны находиться в технически исправном состоянии, обеспечивающем безопасные условия труда.

Однако в нарушение указанных норм загрязнен силовой трансформатор следующих трансформаторных подстанций, расположенных в <адрес>: ЗТП 11; ЗТП 12; ЗТП 18; ЗТП 32; ЗТП 40; ЗТП 46; ЗТП 48; ЗТП 50; ЗТП 52; ЗТП 55; КТПН 35; КТПН 6; МТП 51.

В соответствии с п. 5.12.1 ПТЭЭСС рабочее, аварийное и эвакуационное освещение во всех помещениях, на рабочих местах и на открытой территории должно обеспечивать освещенность согласно установленным требованиям.

В нарушение данного пункта правил электрическое освещение отсутствует на трансформаторных подстанциях <адрес> ЗТП 11; ЗТП 12; ЗТП 18; ЗТП 32; ЗТП 40; ЗТП 46; ЗТП 48; ЗТП 50; ЗТП 52.

В силу п. 5.3.2 ПТЭЭСС необходимо контролировать правильность установки трансформаторов (реакторов), оборудованных устройствами газовой защиты. Крышка должна иметь подъем по направлению к газовому реле не менее 1%, а маслопровод к расширителю - не менее 2%. Полость выхлопной трубы должна быть соединена с полостью расширителя. При необходимости мембрана (диафрагма) на выхлопной трубе должна быть заменена аналогичной, поставленной заводом-изготовителем.

В нарушение указанных требований имеет место неправильный наклон трансформатора в ЗТП 46 <адрес>.

Согласно п. 5.4.4 ПТЭЭСС должны быть приняты меры, исключающие попадание животных и птиц в помещение закрытых распределительных устройств, камеры комплектных распределительных устройств; покрытие полов должно быть таким, чтобы не происходило образования цементной пыли. Помещение РУ, в котором установлены ячейки КРУЭ, а также помещения для их ремонта и технического обслуживания должны быть изолированы от других помещений и улицы.

В нарушение указанной нормы дверь ячейки трансформатора ЗТП 50 имеет дефект (неисправен дверной навес); выходы СИП из ЗТП 52 <адрес> не уплотнены.

На основании п. 5.10.3 ПТЭЭСС каждый элемент установки, подлежащий заземлению, должен быть присоединен к заземлителю посредством отдельного заземляющего проводника. Последовательное соединение заземляющими проводниками нескольких элементов установки не допускается.

В нарушение п. 5.10.3 ПТЭЭСС выполнено последовательное соединение заземляемого оборудования (бак трансформатора) с заземляющим устройством на ЗТП 46 и ЗТП 11 <адрес>.

В соответствии с п. 2.2.6 ПТЭЭСС при наблюдениях за зданиями, сооружениями и фундаментами оборудования должно контролироваться состояние подвижных опор, температурных швов, сварных, клепаных и болтовых соединений металлоконструкций, стыков и закладных деталей сборных железобетонных конструкций, арматуры и бетона железобетонных конструкций (при появлении коррозии или деформации), подкрановых конструкций и участков, подверженных динамическим и термическим нагрузкам и воздействиям.

Согласно п. 2.2.8 ПТЭЭСС при обнаружении в строительных конструкциях трещин, изломов и других внешних признаков повреждений за этими конструкциями должно быть установлено наблюдение с использованием маяков и с помощью инструментальных измерений. Сведения об обнаруженных дефектах должны заноситься в журнал технического состояния зданий и сооружений с установлением сроков устранения выявленных дефектов.

2.ДД.ММ.ГГГГ. РД 34.21.521-91 необходимо следить за общим состоянием железобетонных конструкций, находящихся в агрессивных средах и особенно за состоянием их защитных слоев. При обнаружении разрушения конструкций или защитного слоя принимать меры к устранению причин разрушения, восстановлению разрушенных элементов для защитного слоя торкретированием или оштукатуриванием, а также применением других антикоррозионных защитных покрытий.

Проверкой установлено, что в ЗТП 46, ЗТП 11, ЗТП 55 разрушен пол; частично разрушена отмостка зданий ЗТП 12, ЗТП 55, в стенах здания ЗТП 48 имеются трещины.

Согласно п. ДД.ММ.ГГГГ ПТЭЭСС распределительные устройства напряжением 3 кВ и выше должны быть оборудованы блокировкой, предотвращающей возможность ошибочных операций разъединителями, отделителями, выкатными тележками комплектных РУ (КРУ) и заземляющими ножами. Блокировочные замки с устройствами опломбирования должны быть постоянно опломбированы.

Однако в нарушение правил в ЗТП 46 неисправна блокировка на приводах ВН 10 кВ ячейки 2, ячейки 4; в ЗТП 12 неисправна блокировка на приводах ВН 10.

Согласно п. 3.1.2 РД 34.20.504-94 «Типовая инструкция по эксплуатации воздушных линий электропередачи напряжением 35 - 800 кВ» в объем отдельных видов работ, проводимых при техническом обслуживании ВЛ, входит вырубка отдельных деревьев, обрезка сучьев, восстановление знаков и плакатов на некоторых опорах, замена отдельных элементов ВЛ, выправка некоторых опор, замена трубчатых разрядников, подтяжка болтовых соединений, технический надзор за проведением работ при сооружении ВЛ, наблюдение за образованием гололеда, охрана ВЛ.

Согласно пп. 20 таблицы 2 РД 153-34.3-20.662-98 необходимо осуществлять вырубку отдельных деревьев, обрезку сучьев, угрожающих повреждению проводов.

Проверкой установлено, что имеются деревья, угрожающие повреждению воздушных линий (проводов) по следующим адресам:

- ПС Набережная ВЛ 10 кВ фидер № пролёт опор 114,115,116;

- ПС Архара фидер 10 кВ № пролёт опор 118/16,118/15;

- ПС Архара фидер 10 кВ № пролёт опор 47-53; фидер 10 КВ № пролёт опор 338-353, 392-402, 320/1-320/7, 320/56-320/58; фидер 10 кВ № пролёт опор 118/5-118/6, 129/36-129/38;

- ЗТП 32 ВЛ 0,4 кВ группа 1 в сторону МКЖД; группа 5 опоры 2,3;

- ПС Набережная фидер 10 кВ № опоры 91,62,93;

- ЗТП 18 ВЛ 0,4 кВ группы 1,2 пролёты опор 2-3-4-5-6;

- ТП 1056 ВЛ 0,4 кВ фидер № пролёт опор 14-15, фидер № пролёт опор 4/3-4/4;

- ТП 1055 ВЛ 0,4 кВ фидер № пролёт опор 6-7, фидер № пролёт опор 15-16-16/3, 23-29;

- ТП 1054 ВЛ 0,4 кВ фидер 1 пролёи опор 3-4, 12-16, 28-29; фидер № пролёт опор 16-17-18, 21-22, фидер № пролёт опор 4/2/3-4/2/4, 8-9, 12-13-14, 14/1-14/2, 15-19;

- ТП 803 ВЛ 0,4 кВ фидер № пролёт опор 4-5;

- ТП 804 ВЛ 0,4 кВ фидер № пролёт опор 3-4, 3/2-3/4, 5-6-7, 7-9, 17-18;

- ТП 1084 ВЛ 0,4 кВ фидер № пролёт опор 4-9, 10-15, 10/1-10/2, 1/1-1/3, 1/7-1/8, 1-15;

- ТП 805 ВЛ 0,4 кВ фидер № пролёт опор 3/1-3/2, 4-5, 15/1-15/2, 8-9;

- ТП 853 ВЛ 0,4 кВ фидер № пролёт опор 39-10, 2-2/1, 3-4, 7-7/1;

- ТП 830 ВЛ 0,4 кВ фидер № пролёт опор 4-6, 7-12,5/5/1-5/5/1А; фидер № пролёт опор 4-8, 10-13;

- ТП 850 ВЛ 0,4 кВ фидер № пролёт опор 10—11, 23-24, 18/3-18/4;

- ТП 939 ВЛ 0,4 кВ фидер № пролёт опор 18-20; фидер № пролёт опор 3-4;

- ПС Спасск ВЛ 10 кВ фидер № пролёт опор 128-130, 135-136, 137-138, 141-144, 145-147, 164-167, 173-178, 183-187, 189-193, 255-256;

- ПС Спасск ВЛ 10 кВ фидер № пролёт опор №, 18-19, 20-21-22-23, 35-36, 242/1-242/2, 242/4-242/5-245/5-242/7-242/8, 244-245, 245/2-245/3,-245/4-245/5-245/6-245/7-245/8-245/9;

- ПС Спасск ВЛ 10 кВ фидер № опоры 2, 3, 4, 5, 9, 12, 17, 87, 89, 105, 108, 134, 144, 155, 156, 197, 207, 208, 218, 219, 220, 233, 235, 236, 243, 245, 249, 299; фидер № опоры 21, 30, 32, 242/2, 242/7, 242/9, 242/14, 242/16, 242/17, 242/23, 242/29, 242/30;

- ПС Ярцево ВЛ 10 кВ фидер № пролёт опор 1-5, 6-7, 14-16, 44-45, 47-60, 62-64, 84-86, 194-195.

В соответствии с п. 5.7.5 ПТЭЭСС при техническом обслуживании должны производиться работы по поддержанию работоспособности и исправности ВЛ и их элементов путем выполнения профилактических проверок и измерений, предохранению элементов ВЛ от преждевременного износа. При капитальном ремонте ВЛ выполняются работы по восстановлению исправности и работоспособности ВЛ и их элементов путем ремонта или замены новыми, повышающими их надежность и улучшающими эксплуатационные характеристики линии. Перечень работ, которые должны выполняться на ВЛ при техническом обслуживании, ремонте и техническом перевооружении, приведен в правилах технического обслуживания и ремонта зданий и сооружения электростанций и сетей и типовых инструкциях по эксплуатации ВЛ.

Согласно п. 5.7.8 ПТЭЭСС при эксплуатации ВЛ должны строго соблюдаться правила охраны электрических сетей и контролироваться их выполнение. Организация, эксплуатирующая электрические сети, должна осуществлять контроль за соблюдением правил охраны электрических сетей со стороны юридических лиц и населения, информировать предприятия, организации и граждан, находящихся в районе прохождения ВЛ, о положениях указанных правил.

Согласно п. 2.5.8 Правил устройства электроустановок, утвержденных приказом Министерства энергетики Российской Федерации от ДД.ММ.ГГГГ №, все элементы ВЛ должны соответствовать государственным стандартам, строительным нормам и правилам Российской Федерации и настоящей главе Правил. При проектировании, строительстве, реконструкции и эксплуатации ВЛ должны соблюдаться требования «Правил охраны электрических сетей напряжением свыше 1000 В» и действующих санитарно-эпидемиологических правил и нормативов.

Стрела провеса – это расстояние по вертикали в пролете ВЛ между проводом (тросом) и прямой линией, соединяющей точки его подвеса.

На основании п. 3.2.3 РД 34.20.504-94 неисправностью на проводах, грозозащитных тросах и контактных соединениях является, в том числе изменение стрел провеса и расстояний от проводов ВЛ до земли, до пересекаемых объектов, между фазами до значений, отличных от допустимых.

В соответствии с п. 5.6.6 РД 34.20.504-94 если стрелы провеса проводов или грозозащитных тросов отличаются от допустимых, должна быть произведена перетяжка проводов (тросов).

Проверкой установлено, что значение стрел провеса проводов не соответствует нормативам на следующих адресах:

- ЗТП 48 ВЛ 0,4 кВ группа 2;

- ТП 52 ВЛ 0,4 кВ по <адрес>;

- ЗТП 32 ВЛ 0,4 кВ группа 1 в сторону МКЖД; группа 5 опоры 2,3;

- ЗТП 55 ВЛ 0,4 кВ группа 3 опоры 1,2.

В силу п. ДД.ММ.ГГГГ ПТЭЭСС неисправности, выявленные при осмотре ВЛ и производстве проверок и измерений, должны быть отмечены в эксплуатационной документации и в зависимости от их характера устранены в кратчайший срок при проведении или технического обслуживания, или капитального ремонта ВЛ.

Согласно п. ДД.ММ.ГГГГ ПТЭЭСС конструктивные изменения опор и других элементов ВЛ, а также способа закрепления опор в грунте должны выполняться только при наличии технической документации и с разрешения технического руководителя организации, эксплуатирующей электрические сети.

На основании п. 3.2.2 РД 34.20.504-94 неисправностями опор и фундаментов являются, в том числе, наклон опор вдоль или поперек линии сверх допустимых норм, деформация отдельных частей опоры, трещины и повреждения приставок, фундаментов, опор; коррозия деталей опоры и металлических подножников, дефекты заклепочных и болтовых соединений; деформация элементов опоры и дефекты сварных швов; неисправности крепления деталей деревянных опор; загнивание деталей опор.

При проведении проверки установлено загнивание деревянных элементов опор воздушных линий сверх допустимых норм по следующим адресам:

- ТП 52 ВЛ 0,4 кВ по <адрес>;

- ПС Архара фидер 10 кВ № опоры 252, 287, 288, 289, 290, 294, 295, 297, 298, 299, 308;

- ЗТП 32 ВЛ 0,4 кВ группа 1 в сторону МКЖД; группа 5 опоры 2,3;

- ЗТП 55 ВЛ 0,4 кВ группа 3 опоры 1,2;

- МТП 51 ВЛ 0,4 кВ группа 2 опоры 4,5,6,7,8,9;

- ТП 914 ВЛ 0,4 кВ фидер № опоры 8/1/1, 8/2/1, 8/3, 8/4;

- ТП 914 ВЛ 0,4 кВ фидер № опоры 1, 1/1, 1/2, 1/3, 1/4, 2, 3, 3/11, 3/12;4, 5, 6, 7, 8 фидер № опоры 2, 3/1, 3/2, 3/5, 3/6, 3/7, 4, 5, 6, 6/1, 9, 11, 12,13,14;

- ТП 914 ВЛ 0,4 кВ фидер № опоры 1, 2, 3, 4, 6/2А, 6/3А, 6/4А, 6/5А, 6/7А, 7/10/1, 8, 9, 9/1, 9/2, 10, 11, 12, 13, 14/1, 20;

- ТП 1007 ВЛ 0,4 кВ фидер № опоры 1/2, 1/3, 6/2, 7, 9, 11, 13, 14; фидер 2 опоры 1, 2, 3, 4, 6, 6/1, 7, 8, 9;

- ТП 913 ВЛ 0,4 кВ фидер № опоры 2, 2/1, 2/2/2, 2/3, 2/4, 2/5, 2/6, 2/7, 2/8, 2/9, 3, 4, 5, 6, 6/1, 8, 10, 11, 12, 13, 15, 15/1, 16, 16/1, 17, 18, 19, 20, 20/1; фидер 2 опоры 1, 4, 4/1, 4/2, 6, 9, 11, 12, 14, 15, 16, 17, 18, 19, 19/1, 10/2, 10/3, 10/4, 10/5, 10/2А; фидер 3 опоры 2, 2/1, 2/2, 2/3, 2/4, 2/5, 2/6, 4, 5, 7, 9, 10, 11/1, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17, 19, 20;

- ТП 987 ВЛ 0,4 кВ фидер № опоры 7/4, 7/8, 7/8/1, 7/9/1;

- ТП 830 ВЛ 0,4 кВ фидер № опоры 3, 5/5, 5/7;

- ПС Спасск ВЛ 10 кВ фидер № опоры 3, 4, 5, 6, 7, 8, 8/1, 8/2, 9, 10, 11, 12, 14, 15, 16, 17.

Также выявлено отклонение опор вдоль или поперек оси линии сверх допустимых норм по следующим адресам:

- ТП 52 ВЛ 0,4 кВ по <адрес>;

- ПС Архара фидер 10 кВ № опора 118/15; фидер 10 кВ № опоры 50,51,54,56,57; фидер 10 кВ № опоры 157, 159, 178, 180, 197, 206, 209, 325, 328, 329, 330, 358, 359, 375, 384, 390, 322/6, 322/7, 397, 320/42, 320/48, 320/56, 320/91, 320/147

- ПС Архара фидер 10 кВ № опора 118/15; фидер 10 кВ № опоры 50,51,54,56,57; фидер 10 кВ № опоры 157, 159, 178, 180, 197, 206, 209, 325, 328, 329, 330, 358, 359, 375, 384, 390, 322/6, 322/7, 397, 320/42, 320/48, 320/56, 320/91, 320/147;

- ЗТП 32 ВЛ 0,4 кВ группа 1 в сторону МКЖД; группа 5 опоры 2,3;

- ЗТП 55 ВЛ 0,4 кВ группа 3 опоры 1,2;

- ПС Набережная фидер 10 кВ № опоры 91,62,93;

- ТП 1054 ВЛ 0,4 кВ фидер № опора 20;

- ПС Спасск ВЛ 10 кВ фидер № опоры 2, 3, 4, 5, 9, 12, 17, 87, 89, 105, 108, 134, 144, 155, 156, 197, 207, 208, 218, 219, 220, 233, 235, 236, 243, 245, 249, 299; фидер № опоры 21, 30, 32, 242/2, 242/7, 242/9, 242/14, 242/16, 242/17, 242/23, 242/29, 242/30; фидер № опоры.

Выявленные при проверке нарушения не соответствуют условиям надежной и безопасной эксплуатации энергообъектов.

Указанные нарушения подтверждаются справкой государственного инспектора Дальневосточного управления Ростехнадзора по <адрес> ФИО3, а также актом проверки от ДД.ММ.ГГГГ.

По результатам проведенной проверки в связи с выявленными нарушениями прокурором района в адрес генерального директора АО «ДРСК» внесено представление об устранении нарушений федерального законодательства от ДД.ММ.ГГГГ №.

По результатам рассмотрения указанного представления нарушения фактически не устранены, на представление дан ответ, согласно которого представление признано обоснованным, 3 лица привлечены к дисциплинарной ответственности в виде замечания, подготовлен план мероприятий по устранению нарушений, выявленных в ходе проверки прокуратурой <адрес> (приложение № к приказу директора филиала АО «ДРСК» «Амурские электрические сети» от ДД.ММ.ГГГГ №).

Согласно данного плана проведение работ в целях устранения вышеуказанных нарушений запланировано вплоть до декабря 2024 года.

Эксплуатация объектов электроэнергетики с нарушением вышеизложенных правил и норм недопустима и не соответствует требованиям безопасности в сфере электроэнергетики, не обеспечивается надежное и безопасное функционирование указанных объектов и предотвращение возникновения аварийных ситуаций, связанных с эксплуатацией объектов электроэнергетики и энергетических установок потребителей электрической энергии, чем нарушаются права неопределенного круга лиц на безопасные условия проживания.

Несвоевременное проведение вышеуказанных работ, в том числе по замене опор и электропроводов, может привести к нарушению прав граждан на бесперебойное электроснабжение или к иным тяжким последствиям.

Под неопределенным кругом лиц понимается круг лиц, который невозможно индивидуализировать (определить), привлечь в процесс в качестве истцов, указать в решении, а также в отношении которых невозможно решить вопрос о правах, обязанностях каждого из них при разрешении дела.

Точное количество заинтересованных в исходе настоящего дела лиц, интересы которых будут затронуты, определить невозможно, поэтому прокурор использует право на обращение в суд в защиту неопределенного круга лиц.

На основании изложенного, просит суд обязать акционерное общество «Дальневосточная распределительная сетевая компания» в течение 1 года со дня вступления решения суда в законную силу совершить следующие действия:

1. Осуществить очистку силового трансформатора следующих трансформаторных подстанций, расположенных в <адрес>: ЗТП 11; ЗТП 12; ЗТП 18; ЗТП 32; ЗТП 40; ЗТП 46; ЗТП 48; ЗТП 50; ЗТП 52; ЗТП 55; КТПН 35; КТПН 6; МТП 51.

2. Установить электрическое освещение на трансформаторных подстанциях ЗТП 11; ЗТП 12; ЗТП 18; ЗТП 32; ЗТП 40; ЗТП 46; ЗТП 48; ЗТП 50; ЗТП 52, расположенных в <адрес>.

3. Установить трансформатор в ЗТП 46, расположенной в <адрес>, в соответствии с требованиями законодательства.

4. Устранить дефект навеса двери ячейки трансформатора ЗТП 50, расположенной в <адрес>.

5. Выполнить соединение заземляемого оборудования (бак трансформатора) на ЗТП 46 и ЗТП 11, расположенных в <адрес>, в соответствии с требованиями законодательства.

6. Восстановить пол в ЗТП 46, ЗТП 11, ЗТП 55, расположенных в <адрес>.

7. Восстановить отмостку зданий ЗТП 12, ЗТП 55, расположенных в <адрес>.

8. Устранить в стенах здания ЗТП 48, расположенной в <адрес> трещины.

9. Восстановить блокировку на приводах ВН 10 кВ ячейки 2, ячейки 4 в ЗТП 46; на приводах ВН 10 в ЗТП 12, расположенных в <адрес>.

10. Удалить деревья, угрожающие повреждению воздушных линий (проводов), расположенных в <адрес> по следующим адресам:

- ПС Набережная ВЛ 10 кВ фидер № пролёт опор 114,115,116;

- ПС Архара фидер 10 кВ № пролёт опор 118/16,118/15;

- ПС Архара фидер 10 кВ № пролёт опор 47-53; фидер 10 КВ № пролёт опор 338-353, 392-402, 320/1-320/7, 320/56-320/58; фидер 10 кВ № пролёт опор 118/5-118/6, 129/36-129/38;

- ЗТП 32 ВЛ 0,4 кВ группа 1 в сторону МКЖД; группа 5 опоры 2,3;

- ПС Набережная фидер 10 кВ № опоры 91,62,93;

- ЗТП 18 ВЛ 0,4 кВ группы 1,2 пролёты опор 2-3-4-5-6;

- ТП 1056 ВЛ 0,4 кВ фидер № пролёт опор 14-15, фидер № пролёт опор 4/3-4/4;

- ТП 1055 ВЛ 0,4 кВ фидер № пролёт опор 6-7, фидер № пролёт опор 15-16-16/3, 23-29;

- ТП 1054 ВЛ 0,4 кВ фидер 1 пролёи опор 3-4, 12-16, 28-29; фидер № пролёт опор 16-17-18, 21-22, фидер № пролёт опор 4/2/3-4/2/4, 8-9, 12-13-14, 14/1-14/2, 15-19;

- ТП 803 ВЛ 0,4 кВ фидер № пролёт опор 4-5;

- ТП 804 ВЛ 0,4 кВ фидер № пролёт опор 3-4, 3/2-3/4, 5-6-7, 7-9, 17-18;

- ТП 1084 ВЛ 0,4 кВ фидер № пролёт опор 4-9, 10-15, 10/1-10/2, 1/1-1/3, 1/7-1/8, 1-15;

- ТП 805 ВЛ 0,4 кВ фидер № пролёт опор 3/1-3/2, 4-5, 15/1-15/2, 8-9;

- ТП 853 ВЛ 0,4 кВ фидер № пролёт опор 39-10, 2-2/1, 3-4, 7-7/1;

- ТП 830 ВЛ 0,4 кВ фидер № пролёт опор 4-6, 7-12,5/5/1-5/5/1А; фидер № пролёт опор 4-8, 10-13;

- ТП 850 ВЛ 0,4 кВ фидер № пролёт опор 10—11, 23-24, 18/3-18/4;

- ТП 939 ВЛ 0,4 кВ фидер № пролёт опор 18-20; фидер № пролёт опор 3-4;

- ПС Спасск ВЛ 10 кВ фидер № пролёт опор 128-130, 135-136, 137-138, 141-144, 145-147, 164-167, 173-178, 183-187, 189-193, 255-256;

- ПС Спасск ВЛ 10 кВ фидер № пролёт опор №, 18-19, 20-21-22-23, 35-36, 242/1-242/2, 242/4-242/5-245/5-242/7-242/8, 244-245, 245/2-245/3,-245/4-245/5-245/6-245/7-245/8-245/9;

- ПС Спасск ВЛ 10 кВ фидер № опоры 2, 3, 4, 5, 9, 12, 17, 87, 89, 105, 108, 134, 144, 155, 156, 197, 207, 208, 218, 219, 220, 233, 235, 236, 243, 245, 249, 299; фидер № опоры 21, 30, 32, 242/2, 242/7, 242/9, 242/14, 242/16, 242/17, 242/23, 242/29, 242/30;

- ПС Ярцево ВЛ 10 кВ фидер № пролёт опор 1-5, 6-7, 14-16, 44-45, 47-60, 62-64, 84-86, 194-195.

11. Привести в соответствие с нормативными документами провес проводов воздушных линий электропередачи, расположенных в <адрес> по следующим адресам:

- ЗТП 48 ВЛ 0,4 кВ группа 2;

- ТП 52 ВЛ 0,4 кВ по <адрес>;

- ЗТП 32 ВЛ 0,4 кВ группа 1 в сторону МКЖД; группа 5 опоры 2,3;

- ЗТП 55 ВЛ 0,4 кВ группа 3 опоры 1,2.

12. Заменить опоры воздушных линий электропередачи, расположенные в <адрес> по следующим адресам:

- ТП 52 ВЛ 0,4 кВ по <адрес>;

- ПС Архара фидер 10 кВ № опоры 252, 287, 288, 289, 290, 294, 295, 297, 298, 299, 308;

- ЗТП 32 ВЛ 0,4 кВ группа 1 в сторону МКЖД; группа 5 опоры 2,3;

- ЗТП 55 ВЛ 0,4 кВ группа 3 опоры 1,2;

- МТП 51 ВЛ 0,4 кВ группа 2 опоры 4,5,6,7,8,9;

- ТП 914 ВЛ 0,4 кВ фидер № опоры 8/1/1, 8/2/1, 8/3, 8/4;

- ТП 914 ВЛ 0,4 кВ фидер № опоры 1, 1/1, 1/2, 1/3, 1/4, 2, 3, 3/11, 3/12;4, 5, 6, 7, 8 фидер № опоры 2, 3/1, 3/2, 3/5, 3/6, 3/7, 4, 5, 6, 6/1, 9, 11, 12,13,14;

- ТП 914 ВЛ 0,4 кВ фидер № опоры 1, 2, 3, 4, 6/2А, 6/3А, 6/4А, 6/5А, 6/7А, 7/10/1, 8, 9, 9/1, 9/2, 10, 11, 12, 13, 14/1, 20;

- ТП 1007 ВЛ 0,4 кВ фидер № опоры 1/2, 1/3, 6/2, 7, 9, 11, 13, 14; фидер 2 опоры 1, 2, 3, 4, 6, 6/1, 7, 8, 9;

- ТП 913 ВЛ 0,4 кВ фидер № опоры 2, 2/1, 2/2/2, 2/3, 2/4, 2/5, 2/6, 2/7, 2/8, 2/9, 3, 4, 5, 6, 6/1, 8, 10, 11, 12, 13, 15, 15/1, 16, 16/1, 17, 18, 19, 20, 20/1; фидер 2 опоры 1, 4, 4/1, 4/2, 6, 9, 11, 12, 14, 15, 16, 17, 18, 19, 19/1, 10/2, 10/3, 10/4, 10/5, 10/2А; фидер 3 опоры 2, 2/1, 2/2, 2/3, 2/4, 2/5, 2/6, 4, 5, 7, 9, 10, 11/1, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17, 19, 20;

- ТП 987 ВЛ 0,4 кВ фидер № опоры 7/4, 7/8, 7/8/1, 7/9/1;

- ТП 830 ВЛ 0,4 кВ фидер № опоры 3, 5/5, 5/7;

- ПС Спасск ВЛ 10 кВ фидер № опоры 3, 4, 5, 6, 7, 8, 8/1, 8/2, 9, 10, 11, 12, 14, 15, 16, 17.

13. Устранить отклонение опор воздушных линий электропередачи вдоль или поперек оси линии, расположенных в <адрес> по следующим адресам:

- ТП 52 ВЛ 0,4 кВ по <адрес>;

- ПС Архара фидер 10 кВ № опора 118/15; фидер 10 кВ № опоры 50,51,54,56,57; фидер 10 кВ № опоры 157, 159, 178, 180, 197, 206, 209, 325, 328, 329, 330, 358, 359, 375, 384, 390, 322/6, 322/7, 397, 320/42, 320/48, 320/56, 320/91, 320/147

- ПС Архара фидер 10 кВ № опора 118/15; фидер 10 кВ № опоры 50,51,54,56,57; фидер 10 кВ № опоры 157, 159, 178, 180, 197, 206, 209, 325, 328, 329, 330, 358, 359, 375, 384, 390, 322/6, 322/7, 397, 320/42, 320/48, 320/56, 320/91, 320/147;

- ЗТП 32 ВЛ 0,4 кВ группа 1 в сторону МКЖД; группа 5 опоры 2,3;

- ЗТП 55 ВЛ 0,4 кВ группа 3 опоры 1,2;

- ПС Набережная фидер 10 кВ № опоры 91,62,93;

- ТП 1054 ВЛ 0,4 кВ фидер № опора 20;

- ПС Спасск ВЛ 10 кВ фидер № опоры 2, 3, 4, 5, 9, 12, 17, 87, 89, 105, 108, 134, 144, 155, 156, 197, 207, 208, 218, 219, 220, 233, 235, 236, 243, 245, 249, 299; фидер № опоры 21, 30, 32, 242/2, 242/7, 242/9, 242/14, 242/16, 242/17, 242/23, 242/29, 242/30; фидер № опоры.

В ходе судебного разбирательства прокурор <адрес> отказался от части требований в связи с их выполнением, просит установить электрическое освещение на трансформаторных подстанциях ЗТП 11; ЗТП 12; ЗТП 18; ЗТП 32; ЗТП 40; ЗТП 46; ЗТП 48; ЗТП 50; ЗТП 52, расположенных в <адрес>. Восстановить пол в ЗТП 46, ЗТП 11, ЗТП 55, расположенных в <адрес>. Восстановить отмостку зданий ЗТП 12, ЗТП 55, расположенных в <адрес>. Устранить в стенах здания ЗТП 48, расположенной в <адрес> трещины. Удалить деревья, угрожающие повреждению воздушных линий (проводов), расположенных в <адрес> по следующим адресам:

- ПС Архара фидер 10 кВ № пролёт опор 118/16,118/15;

- ПС Архара фидер 10 кВ № пролёт опор 47-53; фидер 10 КВ № пролёт опор 338-353, 320/1-320/7, 320/56-320/58; фидер 10 кВ № пролёт опор 118/5-118/6;

- ЗТП 32 ВЛ 0,4 кВ группа 1 в сторону МКЖД; группа 5 опоры 2,3;

- ТП 1056 ВЛ 0,4 кВ фидер № пролёт опор 14-15, фидер № пролёт опор 4/3-4/4;

- ТП 1055 ВЛ 0,4 кВ фидер № пролёт опор 6-7, фидер № пролёт опор 15-16-16/3, 23-29;

- ТП 803 ВЛ 0,4 кВ фидер № пролёт опор 4-5;

- ТП 804 ВЛ 0,4 кВ фидер № пролёт опор 3-4, 3/2-3/4, 5-6-7, 7-9, 17-18;

- ТП 1084 ВЛ 0,4 кВ фидер № пролёт опор 4-9, 10-15, 10/1-10/2, 1/1-1/3, 1/7-1/8, 1-15;

- ТП 805 ВЛ 0,4 кВ фидер № пролёт опор 3/1-3/2, 4-5, 15/1-15/2, 8-9;

- ТП 853 ВЛ 0,4 кВ фидер № пролёт опор 39-10, 2-2/1, 3-4, 7-7/1;

- ТП 830 ВЛ 0,4 кВ фидер № пролёт опор 4-6, 7-12,5/5/1-5/5/1А; фидер № пролёт опор 4-8, 10-13;

- ТП 850 ВЛ 0,4 кВ фидер № пролёт опор 10—11, 23-24, 18/3-18/4;

- ПС Спасск ВЛ 10 кВ фидер № пролёт опор 128-130, 135-136, 137-138, 141-144, 145-147, 164-167, 173-178, 183-187, 189-193, 255-256;

- ПС Спасск ВЛ 10 кВ фидер № пролёт опор №, 18-19, 20-21-22-23, 35-36, 242/1-242/2, 242/4-242/5-245/5-242/7-242/8, 244-245, 245/2-245/3,-245/4-245/5-245/6-245/7-245/8-245/9;

- ПС Спасск ВЛ 10 кВ фидер № опоры 2, 3, 4, 5, 9, 12, 17, 87, 89, 105, 108, 134, 144, 155, 156, 197, 207, 208, 218, 219, 220, 233, 235, 236, 243, 245, 249, 299; фидер № опоры 21, 30, 32, 242/2, 242/7, 242/9, 242/14, 242/16, 242/17, 242/23, 242/29, 242/30;

- ПС Ярцево ВЛ 10 кВ фидер № пролёт опор 1-5, 6-7, 14-16, 62-64, 84-86, 194-195.

Заменить опоры воздушных линий электропередачи, расположенные в <адрес> по следующим адресам:

- ТП 52 ВЛ 0,4 кВ по <адрес>;

- ПС Архара фидер 10 кВ № опоры 252, 287, 288, 289, 290, 294, 295, 297, 298, 299, 308;

- ЗТП 32 ВЛ 0,4 кВ группа 1 в сторону МКЖД; группа 5 опоры 2,3;

- ЗТП 55 ВЛ 0,4 кВ группа 3 опоры 1,2;

- МТП 51 ВЛ 0,4 кВ группа 2 опоры 4,5,6,7,8,9;

- ТП 1007 ВЛ 0,4 кВ фидер № опоры 1/2, 1/3, 6/2, 7, 9, 11, 13, 14; фидер 2 опоры 1, 2, 3, 4, 6, 6/1, 7, 8, 9;

- ТП 913 ВЛ 0,4 кВ фидер № опоры 2, 2/1, 2/2/2, 2/3, 2/4, 2/5, 2/6, 2/7, 2/8, 2/9, 3, 4, 5, 6, 6/1, 8, 10, 11, 12, 13, 15, 15/1, 16, 16/1, 17, 18, 19, 20, 20/1; фидер 2 опоры 1, 4, 4/1, 4/2, 6, 9, 11, 12, 14, 15, 16, 17, 18, 19, 19/1, 10/2, 10/3, 10/4, 10/5, 10/2А; фидер 3 опоры 2, 2/1, 2/2, 2/3, 2/4, 2/5, 2/6, 4, 5, 7, 9, 10, 11/1, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17, 19, 20;

- ТП 987 ВЛ 0,4 кВ фидер № опоры 7/4, 7/8, 7/8/1, 7/9/1;

- ПС Спасск ВЛ 10 кВ фидер № опоры 3, 4, 5, 6, 7, 8, 8/1, 8/2, 9, 10, 11, 12, 14, 15, 16, 17.

Устранить отклонение опор воздушных линий электропередачи вдоль или поперек оси линии, расположенных в <адрес> по следующим адресам:

- ПС Архара фидер 10 кВ № опора 118/15; фидер 10 кВ № опоры 50,51,54,56,57; фидер 10 кВ № опоры 178, 180, 206, 325, 328, 329, 330, 358, 359, 384, 390, 322/6, 322/7, 397, 320/42, 320/48, 320/56, 320/91, 320/147;

- ПС Набережная фидер 10 кВ № опоры 91,62,93;

- ПС Спасск ВЛ 10 кВ фидер № опоры 2, 3, 4, 5, 9, 12, 17, 87, 89, 105, 108, 134, 144, 155, 156, 197, 207, 208, 218, 219, 220, 233, 235, 236, 243, 245, 249, 299; фидер № опоры 21, 30, 32, 242/2, 242/7, 242/9, 242/14, 242/16, 242/17, 242/23, 242/29, 242/30.

Определением Архаринского районного суда <адрес> от ДД.ММ.ГГГГ отказ прокурора <адрес> от исковых требований в части принят судом, производство по делу в части прекращено.

    Представитель ответчика – Акционерного общества «Дальневосточная распределительная сетевая компания» в судебном заседании заявленные исковые требования не признал, суду пояснил, что не согласия с требованиями иска мотивирована следующим: техническими аспектами иска, не соответствующими профильной НТД, заявленными физическими объёмами, явно несоразмерными заявленным временным рамкам, дополнительными ограничениями, налагаемыми особенностями федерального закона №-Ф3, некорректностью требований, вытекающих из содержания иска: так пункт 12 иска содержит требования о замене ряда опор ВЛ-04кВ от ТП №, однако от указанной ТП, таких опор ВЛ-0.4кВ не существует, информация - не верна; пункт 12 (позиция 12) требует замены несуществующих опор 3, 5/5 ф № ВЛ-0,4кВТП №; пункт 11 требует приведения в соответствие с нормативами, провиса провода ВЛ-0.4кВотТП №; пункт 12 требует замены опор ВЛ-0.4кВ от ТП №; пункт 13 требует устранения отклонения опор ВЛ-0.4кВ от ТП №.

    При этом, очевидным является то, что во всех трёх пунктах речь идет об одном и том же объекте, как и очевидно положение, при котором замена опор автоматически влечет как устранение ненормативного провеса, так и выправку.

    Считает, что заявленный объём работ, не может быть выполнен без привлечения подрядных организаций, что обязывает АО «ДРСК» действовать исключительно в рамках Федерального закона от ДД.ММ.ГГГГ «О закупках товаров, работ, услуг отдельными видами юридических лиц» № (далее - 223-ФЗ).

    Исходя из содержания иска, основной объём нарушений, требующих, по мнению истца, незамедлительной выправки, замены опор линий электропередачи и перетяжки провода, необходимо произвести из-за выявленного загнивания опор, их последующего отклонения от оси и соответственно провисания провода.

Однако, такое утверждение основано на визуальном восприятии и полученной у проверяемого лица - АО «ДРСК» документации, фиксирующей результаты осмотров электрооборудования. Утверждение озвучено без учета требований НТД, указывающей: на технический состав ВЛ или оборудование, рассматриваемое в плане обслуживания, ремонтов/модернизации как единый и неделимый объект.

    Необходимые/достаточные методы освидетельствования, для принятия решения об обслуживании, ремонтах и модернизации.

Так, Правила техосвидетельствования указывают, что в случае, если ВЛ выполнена из опор различного материала, то само освидетельствование и его результат определяются исходя из нормативного результата срока эксплуатации преобладающего вида (количества) опор. То есть, например, если 51% какой-то ВЛ - это железобетонные изделия со сроком эксплуатации 45 лет, а 49% деревянные из пропитанной древесины со сроком эксплуатации - 25 лет, то сроки техосвидетельствования и соответственно планирование и производство работ, учитываются исходя из срока эксплуатации опор из железобетона - 45 лет, нормативно и технически характеризующего реальное состояние всей ВЛ, а не отдельных её элементов.

Поскольку все указанные истцом ВЛ выполнены из различного материала с абсолютным преобладанием железобетонных изделий (схемы прилагаются), то, во-первых, проведение обслуживания, ремонтов и модернизаций необходимо проводить исходя из сроков эксплуатации, которые учитывают общее состояние ВЛ, и соответственно, во-вторых, критичность ситуации указанная в иске, является надуманной, не основанной на фактах и НТД, а следовательно и сроки устранения дефектов указаны Истцом исходя из субъективных представлений о необходимости и целесообразности.

Для определения степени загнивания опор существует специальная методика, прописанная в п. 12 Типовой инструкции. Эта методика позволяет определить табличный показатель загнивания, при котором остаточный диаметр, соответствующий норме, характеризует состояние опоры ВЛ, как удовлетворительное. Указанная методика, не использовалась в процессе проводимой истцом проверки, соответственно данные определены визуально и не отражают реальное состояние опор, что ввиду отсутствия объективной информации, основанной на НТД, так же необходимо оценивать, как субъективное суждение.

Этот же довод применим к провесу провода, стрела которого в процессе эксплуатации правилами вообще не нормируется и определяется только при строительстве ВЛ или его замене, при этом габаритные показатели (отличные от стрелы провеса), визуально определить невозможно и они замеряются специальным прибором, который при проведении проверки так же не использовался.

Отклонение опоры от вертикальной оси в процессе эксплуатации нормируется п. 8.2.3. ТИ и составляет не более 30см, однако в данном случае такой замер не проводился ни на одной из указанных в иске опор, что так же характеризует требование как основанное на визуальном восприятии, которое является индивидуальным, а, следовательно, не может быть признано объективным. При этом, в случае правильности утверждения об отклонении свыше допустимого, что само по себе не критично для системы в целом, вопрос может ставиться только о выправке, но не замене, что является текущим видом работ и выполняется в процессе эксплуатации по мере необходимости.

Согласно п. 2.4.8 ПУЭ при прохождении ВЛ-0,4кВ (ВЛИ) по лесным массивам и зелёным насаждениям вырубка просек не требуется или не является обязательной. При этом угрожающее расстояние для самонесущего изолированного провода (СИП) определено в 0.3 м, а для ВЛ с неизолированными проводами - 1м; для ВЛ до 20кВ согласно п. ДД.ММ.ГГГГ. ПУЭ минимально допустимое расстояние до провода – 3м., то есть, в случае произрастания угрожающих объектов на расстоянии меньше указанного, производится их подрезка, без полного уничтожения путём расчистки просек, соответственно требование п. 10 иска, противоречащее данному правилу, является незаконным и не подлежит удовлетворению.

Кроме того, ни Представление прокурора <адрес> от ДД.ММ.ГГГГ №, ни в последующем предъявленный иск, не содержат конкретных данных, позволяющих судить о таком нарушении в привязке угрожающих объектов к конкретному энергооборудованию, поскольку замеров никто не проводил и соответственно субъективная оценка проверяющего на основании его визуального восприятия не может быть положена в основание доказательства нарушения.

Как итог указанных аспектов эксплуатации ВЛ, необходимо иметь ввиду, что согласно п.1 ст. 133, ст. 133.1 Гр.К РФ, линии электропередачи являются единой недвижимой вещью, участвующей в обороте как единый неделимый линейный объект, составные части которого не могут иметь самостоятельную судьбу. Исходя из данной нормы, технические характеристики отдельных элементов линейной системы не могут характеризовать всю систему, соответственно если какой-то элемент имеет отклонение от начальных параметров, но в полной мере выполняет свои функции (что допустимо с технической точки зрения по основанию технической документации, например, коэффициент запаса прочности подкоса соответствует табличному нормативу), то он не характеризует всю систему как аварийную и требующую срочного ремонта или замены, при этом предусмотренная НТД этапность обслуживания, ремонтов, модернизации, а в случае необходимости замена отдельных частей, обеспечивает постоянное её обновление и работоспособность, что не согласуется с утверждением истца о несоответствии условиям надёжности и необходимости срочного ремонта. К тому же способ, указанный Истцом, не основан на НТД, затратен с экономической точки зрения и нецелесообразен -ввиду единовременности отвлечения сил и средств на действие, программируемое и предписанное нормативной базой в процессе эксплуатации оборудования. Вышеизложенные факты, опровергают довод Истца об аварийном состоянии энергокомплекса, или о том, что он эксплуатируется на пределе параметров, иных доказательств, кроме указанных в иске, Истцом не предоставлено.

Указанные выше доводы справедливы и для замечаний к оборудованию трансформаторных подстанций (ТП), исковые требования для которого так же выдвинуты без учета особенностей эксплуатации в соответствии с НТД.

Так, загрязнение трансформатора, не является неисправностью, поскольку не влияет на его технические параметры или эксплуатационные характеристики, при этом достаточно соблюдения условий раздела 5.3. ПТЭ, и, эксплуатации в соответствии с рекомендациями завода-изготовителя, поэтому раздел НТД не содержит ссылок на указанную Истцом необходимость. Как правило, очистка указанного вида энергооборудования производится при техническом обслуживании, периодичность которого не установлена нормативной документацией, но общепринята сетевыми организациями не реже 1 раза в год.

Наклон трансформатора имеет значение при его оснащении газовым реле (газовой защитой) согласно п. 5.3.2 ПТЭ, ввиду обеспечения направления движения газов при повреждении активной части, однако указанные Истцом трансформаторы, конструктивно не имеют такого оснащения, что характеризует претензию как надуманную.

Трещины в здании закрытых трансформаторных подстанций (ЗТП), так же не влияют на функциональность оборудования, соответственно не требуют кратчайших сроков реагирования и нормативно, в соответствии с п. 2.2.8. ПТЭ, подлежат наблюдению с использованием маяков и измерительных инструментов, при этом сведения о них вносятся в журнал технического состояния с установлением сроков устранения дефекта, что и было выполнено линейным персоналом с поэтапным решением устранения проблемы.

Замечания, касающиеся электробезопасности и удобства работы персонала, конечно требуют реагирования и устранены в кратчайшие сроки, однако так же не влияют на функционирование и не характеризуют систему как аварийную.

Кроме того, требование о единовременном срочном проведении ремонтов в указанном объёме всего энергокомплекса <адрес>, по сути и фактически является неоправданной реконструкцией с инвестированием средств, не предусмотренных внутренним бюджетированием на указанный Истцом период. Заявленные сроки этой реконструкции не выдерживают никакой критики с точки зрения вышеуказанной НТД, а также, ввиду заявленных для этих сроков физических объёмов, которые не могут быть выполнены линейным персоналом РЭС, ежедневно задействованным в текущей эксплуатации и обслуживании энергокомплекса, что указывает только на одну возможную модель реализации таких масштабных работ - привлечение сторонних организаций. Однако, следует иметь ввиду что, привлечение подрядных организаций, влечет неизбежное расширение временных рамок поставленной задачи из-за конкурсных процедур предписанных Федеральным законом 223-ФЗ. При этом по видам работ (услуг), заказчику придётся формировать несколько лотов со следующими реальными сроками, продиктованными разработкой документации и положениями 223-ФЗ: разработка и утверждение локально-сметного расчета - 7-10 дней; разработка технического задания, проекта договора, аукционной документации - 10 дней; внесение изменений в план закупок - не менее 1 дня; день ожидания (т.н. день тишины) - 1 день; извещение о проведении электронного аукциона 15 дней; рассмотрение 1 части заявок - 1 день; аукцион - 1 день; рассмотрение 2 части заявок и подведение итогов 1 день; заключение договора до 10 дней (в зависимости от внутренних нормативных требований привлекаемых подрядных организаций). Итого: от 47 до 50 дней.

По видам работ, таких аукционов необходимо минимум 2, по заявленному Истцом объёму работ, до - 5, поскольку работы по выравниванию, замене опор и перетяжке провода трудоёмки, связаны с сезонностью (проводятся только после оттаивания грунта и до его замерзания: в климатической зоне <адрес>, это - июль-август), погодными условиями и особенностями почв и ландшафта. Практика показывает, что в среднем, 1 подрядчик в состоянии отработать 1 группу приблизительно за 1 месяц.

Исходя из содержания иска, таких групп 22: -ТП-52 гр.3, гр.4 (не менее 2-х месяцев работ); - ТП-32 гр.1, гр.2, гр.5 (не менее 1 месяца); - ТП-55 гр.3, гр.4, гр.5 (не менее 1 месяца); - ТП-51 гр.2 (не менее 1 месяца); - ТП-914 гр.1, гр.2 (не менее 1 месяца); - ТП-1007 гр.1, гр.2 (не менее 2-х месяцев); - ТП-913 гр.1, гр.2, гр.3 (не менее 3-х месяцев); - ТП-987 гр.1, гр.2 (не менее 3-х месяцев); - ТП-830 гр.1, гр.2 (не менее 1 месяца); - Ф№ ПС «Архара» - 11 опор и Ф№ ПС «Спасск» -16 опор (не менее 1 месяца).

Сроки выполнения работ не являются фиксированными и могут корректироваться в зависимости от условий, однако, как следует из приведённых данных, даже с самым оптимистичным прогнозом общий срок выполнения работ составит 16 месяцев, что с учетом сезонности (июль - ноябрь) потребует более 3-х лет. При этом детальный расчет локальных смет (реальные цифры), произведённый на основании требований, изложенных в иске, показывает следующее: суммарная норма времени показанная сметами -8739,13чел/час, и, исходя из восьмичасового рабочего дня мы делим эту цифру на 8, получаем 1092,4 человеко-дней для 1 человека, но средняя бригада состоит из 3-х человек, соответственно для бригады эта норма составит - 1092,4/3= 364,14 человеко-дней, которые делятся на 21 рабочий день в месяце, соответственно 364,14/21=17,4 месяца и если учесть, что период производства работ в среднем составляет 5 мес., то срок производства работ для данного объёма-3,48 года, то есть приблизительно 3,5 года - это реальный срок выполнения всего объёма приоптимистичном прогнозе и наличии средств, однако с учетом уже сформированных ремонтных программ и суммы затрат согласно сметному расчету, составляющей 13 106 887.00 рублей (естественно не заложенную в программу), прогнозировать оптимистичный вариант, будет некорректным.

При этом следует иметь ввиду, что найти подрядчика на производство работ по ремонту зданий и сооружений, таких как ЗТП, крайне сложно, ввиду объёмности, трудоёмкости и при этом невысокой сметной стоимости, делающей не привлекательным ценовое предложение, что само по себе ставит под вопрос выполнение этого вида работ сторонней организацией и использование хозспособа, с отвлечением сил и средств профильных служб от выполнения основных задач.

Таким образом, истец, изначально ставит ответчику гарантированно невыполнимые условия, нарушая принцип необходимости соразмерности при обеспечении защиты прав и законных интересов, что противоречит статье 6 Федерального конституционного закона «О судебной системе» и статьям 13,210 ГПК РФ согласно которым судебные решения должны отвечать общеправовому принципу исполнимости судебных актов.

Кроме того, указанный объём работ неизбежно отвлечет силы и средства от других сетевых районов, чем поставит их в невыгодное положение, что в свою очередь приведёт к нарушению прав и законных интересов потребителей других районов электрических сетей, обусловленному нехваткой средств для поддержания их энергокомплекса в качественном состоянии, что не согласуется с универсальным положением статьи 17 Конституции Российской Федерации.

Таким образом, с учетом несоответствия заявленных требований нормативно-технической документации и общеправовому принципу исполнимости судебных актов требование не подлежит удовлетворению, ввиду чего, просит в удовлетворении исковых требованиях прокурора <адрес> о возложении обязанности совершить действия, отказать.

Представитель государственного энергетического надзора по <адрес> Дальневосточного управления Ростехнадзора в судебное заседание не явился, просил дело рассмотреть в его отсутствие, требования прокурора <адрес> поддерживает в полном объеме.

Судом принято решение о рассмотрении дела при данной явке.

    Суд, выслушав стороны, изучив материалы дела, приходит к следующему.    

Согласно ч. 3 ст. 35 Федерального закона от ДД.ММ.ГГГГ № «О прокуратуре Российской Федерации» прокурор в соответствии с процессуальным законодательством Российской Федерации вправе обратиться в суд с заявлением или вступить в дело в любой стадии процесса, если этого требует защита прав граждан и охраняемых законом интересов общества или государства.

Согласно ст. 45 ГПК РФ прокурор вправе обратиться в суд с заявлением в защиту прав, свобод и законных интересов неопределенного круга лиц.

В соответствии со ст. 210 Гражданского кодекса Российской Федерации (далее – ГК РФ) собственник несет бремя содержания принадлежащего ему имущества, если иное не предусмотрено законом или договором.

Согласно п. 3 ст. 543 ГК РФ требования к техническому состоянию и эксплуатации энергетических сетей, приборов и оборудования, а также порядок осуществления контроля за их соблюдением определяются законом, иными правовыми актами и принятыми в соответствии с ними обязательными правилами.

В силу ч. 1 ст. 4 Федерального закона от ДД.ММ.ГГГГ № 35-ФЗ «Об электроэнергетике» нормативные правовые акты в области государственного регулирования отношений в сфере электроэнергетики принимаются в соответствии с федеральными законами Правительством Российской Федерации и уполномоченными им федеральными органами исполнительной власти.

Согласно ч. 1 ст. 28 Федерального закона от ДД.ММ.ГГГГ № 35-ФЗ «Об электроэнергетике» целями государственного регулирования безопасности в сфере электроэнергетики являются обеспечение ее надежного и безопасного функционирования и предотвращение возникновения аварийных ситуаций, связанных с эксплуатацией объектов электроэнергетики и энергетических установок потребителей электрической энергии.

Частью 2 рассматриваемой нормы Закона определено, что в состав мер государственного регулирования безопасности в сфере электроэнергетики входят принятие нормативных правовых актов, устанавливающих обязательные требования надежности и безопасности, принятие технических регламентов, устанавливающих обязательные требования к продукции, осуществление федерального государственного энергетического надзора, в том числе с участием субъектов оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике.

Во исполнение данных норм приказом Министерства энергетики Российской Федерации от ДД.ММ.ГГГГ № утверждены «Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации», (далее - ПТЭЭСС).

Согласно Уставу АО «ДРСК» общество занимается, в том числе оказанием услуг по передаче и распределению электрической энергии; услуг по присоединению к электрическим сетям; эксплуатацией электрических сетей; обеспечением работоспособности и исправности энергетического оборудования в соответствии с действующими нормативными требованиями, проведением технического обслуживания, диагностики, ремонта электрических сетей и иных объектов электросетевого хозяйства.

ДД.ММ.ГГГГ Генеральным директором АО «ДРСК» утверждено положение о филиале АО «ДРСК» «Амурские электрические сети», предметом деятельности которого является обеспечение готовности электрооборудования и сетей и передача электроэнергии в соответствии с режимом работы общества (п. 3.1). Основным видом деятельности филиала является оказание услуг по передаче и распределению электрической энергии при соблюдении установленных норм и качества (п. 3.2).

В состав филиала АО «ДРСК» «Амурские электрические сети» входит структурное подразделение «Восточные электрические сети», директором которого ДД.ММ.ГГГГ утверждено положение об <адрес> электрических сетей.

Согласно положению об <адрес> электрических сетей, <адрес> электрических сетей является структурным подразделением СП «Восточные электрические сети», являющегося в свою очередь структурным подразделением филиала АО «ДРСК» - «Амурские электрические сети».

В силу п. 1.5 указанного Положения целью деятельности Архаринского РЭС является обеспечение надежного и качественного электроснабжения потребителей электроэнергии в сетях Архаринского РЭС, снижение технических и сверхнормативных потерь по электрическим сетям, осуществление действий по технологическому присоединению энергопринимающих устройств заявителей к электрическим сетям АРЭС.

Согласно п. 1.6 Положения в зону обслуживания АРЭС входит территория <адрес>, станции и сёла <адрес>: всего 38 зон обслуживания.

Основными задачами АРЭС является поддержание электрических сетей в состоянии, удовлетворяющим требованиям действующих норм и правил; техническое обслуживание и ремонт электрических сетей ВЛ 35-10-0,4кВ, ТП 10/0,4кВ, ПС 35кВ, зданий и сооружений в закрепленной зоне обслуживания (п.п. 2.1, 2.2 Положения).

Во исполнение данных норм приказом Министерства энергетики Российской Федерации от ДД.ММ.ГГГГ № утверждены «Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации» (ПТЭЭСС).

В силу п. ДД.ММ.ГГГГ ПТЭЭСС на каждом энергообъекте должен быть организован постоянный и периодический контроль (осмотры, технические освидетельствования, обследования) технического состояния энергоустановок (оборудования, зданий и сооружений), определены уполномоченные за их состояние и безопасную эксплуатацию лица, а также назначен персонал по техническому и технологическому надзору и утверждены его должностные функции.

Постановлением Правительства Российской Федерации от ДД.ММ.ГГГГ № утверждены Правила установления охранных зон объектов электросетевого хозяйства и особых условий использования земельных участков, расположенных в границах таких зон.

Приказом Минтруда России от ДД.ММ.ГГГГ №н утверждены Правила по охране труда при эксплуатации электроустановок (далее ПОТ при ЭЭ).

Также отношения в сфере электроэнергетики регулируются следующими инструкциями:

ПУЭ – Правила устройства электроустановок, утвержденные приказом Министерства энергетики Российской Федерации от ДД.ММ.ГГГГ №;

РД 34.20.504-94 – Типовая инструкция по эксплуатации воздушных линий электропередачи напряжением 35 - 800 кВ (утверждена Департаментом электрических сетей РАО «ЕЭС России» ДД.ММ.ГГГГ);

РД 153-34.3-20.662-98 – Типовая инструкция по техническому обслуживанию и ремонту воздушных линий электропередачи напряжением 0,38-20 кВ с неизолированными проводами (утверждены департаментом электрических сетей РАО «ЕЭС России» ДД.ММ.ГГГГ).

Согласно п. 1.7 Положения об АРЭС Архаринский РЭС в своей деятельности руководствуется вышеуказанными нормативно-техническими документами.

В ходе осмотра электроустановок (трансформаторных подстанций 10/0,4 кВ (ЗТП, КТПН, МТП), воздушных линий электропередачи (ВЛ-0,4 кВ, ВЛ-10 кВ), принадлежащих АО «ДРСК», расположенных в <адрес>, выявлены следующие нарушения обязательных требований вышеуказанных нормативно-технических документов:

Согласно п. 1.1.3 ПТЭЭСС безопасная эксплуатация оборудования, зданий и сооружений обеспечивается положениями инструкций и других нормативно-технических документов.

В силу п. 5.3.1 ПТЭЭСС при эксплуатации трансформаторов (автотрансформаторов) и шунтирующих масляных реакторов должны выполняться условия их надежной работы. Нагрузки, уровень напряжения, температура отдельных элементов трансформаторов (реакторов), характеристики масла и параметры изоляции должны находиться в пределах установленных норм; устройства охлаждения, регулирования напряжения, другие элементы должны содержаться в исправном состоянии.

В соответствии с п. 1.3 ПОТ при ЭЭ машины, аппараты, линии и вспомогательное оборудование (вместе с сооружениями и помещениями, в которых они установлены), предназначенные для производства, преобразования, трансформации, передачи, распределения электрической энергии и преобразования ее в другой вид энергии (электроустановки), должны находиться в технически исправном состоянии, обеспечивающем безопасные условия труда.

В нарушение указанных норм загрязнен силовой трансформатор следующих трансформаторных подстанций, расположенных в <адрес>: ЗТП 11; ЗТП 12; ЗТП 18; ЗТП 32; ЗТП 40; ЗТП 46; ЗТП 48; ЗТП 50; ЗТП 52; ЗТП 55; КТПН 35; КТПН 6; МТП 51.

В соответствии с п. 5.12.1 ПТЭЭСС рабочее, аварийное и эвакуационное освещение во всех помещениях, на рабочих местах и на открытой территории должно обеспечивать освещенность согласно установленным требованиям.

В нарушение данного пункта правил электрическое освещение отсутствует на трансформаторных подстанциях <адрес> ЗТП 11; ЗТП 12; ЗТП 18; ЗТП 32; ЗТП 40; ЗТП 46; ЗТП 48; ЗТП 50; ЗТП 52.

В силу п. 5.3.2 ПТЭЭСС необходимо контролировать правильность установки трансформаторов (реакторов), оборудованных устройствами газовой защиты. Крышка должна иметь подъем по направлению к газовому реле не менее 1%, а маслопровод к расширителю - не менее 2%. Полость выхлопной трубы должна быть соединена с полостью расширителя. При необходимости мембрана (диафрагма) на выхлопной трубе должна быть заменена аналогичной, поставленной заводом-изготовителем.

В нарушение указанных требований имеет место неправильный наклон трансформатора в ЗТП 46 <адрес>.

Согласно п. 5.4.4 ПТЭЭСС должны быть приняты меры, исключающие попадание животных и птиц в помещение закрытых распределительных устройств, камеры комплектных распределительных устройств; покрытие полов должно быть таким, чтобы не происходило образования цементной пыли. Помещение РУ, в котором установлены ячейки КРУЭ, а также помещения для их ремонта и технического обслуживания должны быть изолированы от других помещений и улицы.

В нарушение указанной нормы дверь ячейки трансформатора ЗТП 50 имеет дефект (неисправен дверной навес); выходы СИП из ЗТП 52 <адрес> не уплотнены.

На основании п. 5.10.3 ПТЭЭСС каждый элемент установки, подлежащий заземлению, должен быть присоединен к заземлителю посредством отдельного заземляющего проводника. Последовательное соединение заземляющими проводниками нескольких элементов установки не допускается.

В нарушение п. 5.10.3 ПТЭЭСС выполнено последовательное соединение заземляемого оборудования (бак трансформатора) с заземляющим устройством на ЗТП 46 и ЗТП 11 <адрес>.

В соответствии с п. 2.2.6 ПТЭЭСС при наблюдениях за зданиями, сооружениями и фундаментами оборудования должно контролироваться состояние подвижных опор, температурных швов, сварных, клепаных и болтовых соединений металлоконструкций, стыков и закладных деталей сборных железобетонных конструкций, арматуры и бетона железобетонных конструкций (при появлении коррозии или деформации), подкрановых конструкций и участков, подверженных динамическим и термическим нагрузкам и воздействиям.

Согласно п. 2.2.8 ПТЭЭСС при обнаружении в строительных конструкциях трещин, изломов и других внешних признаков повреждений за этими конструкциями должно быть установлено наблюдение с использованием маяков и с помощью инструментальных измерений. Сведения об обнаруженных дефектах должны заноситься в журнал технического состояния зданий и сооружений с установлением сроков устранения выявленных дефектов.

2.ДД.ММ.ГГГГ. РД 34.21.521-91 необходимо следить за общим состоянием железобетонных конструкций, находящихся в агрессивных средах и особенно за состоянием их защитных слоев. При обнаружении разрушения конструкций или защитного слоя принимать меры к устранению причин разрушения, восстановлению разрушенных элементов для защитного слоя торкретированием или оштукатуриванием, а также применением других антикоррозионных защитных покрытий.

Проверкой установлено, что в ЗТП 46, ЗТП 11, ЗТП 55 разрушен пол; частично разрушена отмостка зданий ЗТП 12, ЗТП 55, в стенах здания ЗТП 48 имеются трещины.

Согласно п. ДД.ММ.ГГГГ ПТЭЭСС распределительные устройства напряжением 3 кВ и выше должны быть оборудованы блокировкой, предотвращающей возможность ошибочных операций разъединителями, отделителями, выкатными тележками комплектных РУ (КРУ) и заземляющими ножами. Блокировочные замки с устройствами опломбирования должны быть постоянно опломбированы.

Однако в нарушение правил в ЗТП 46 неисправна блокировка на приводах ВН 10 кВ ячейки 2, ячейки 4; в ЗТП 12 неисправна блокировка на приводах ВН 10.

Согласно п. 3.1.2 РД 34.20.504-94 «Типовая инструкция по эксплуатации воздушных линий электропередачи напряжением 35 - 800 кВ» в объем отдельных видов работ, проводимых при техническом обслуживании ВЛ, входит вырубка отдельных деревьев, обрезка сучьев, восстановление знаков и плакатов на некоторых опорах, замена отдельных элементов ВЛ, выправка некоторых опор, замена трубчатых разрядников, подтяжка болтовых соединений, технический надзор за проведением работ при сооружении ВЛ, наблюдение за образованием гололеда, охрана ВЛ.

Согласно пп. 20 таблицы 2 РД 153-34.3-20.662-98 необходимо осуществлять вырубку отдельных деревьев, обрезку сучьев, угрожающих повреждению проводов.

Проверкой установлено, что имеются деревья, угрожающие повреждению воздушных линий (проводов) по следующим адресам:

- ПС Набережная ВЛ 10 кВ фидер № пролёт опор 114,115,116;

- ПС Архара фидер 10 кВ № пролёт опор 118/16,118/15;

- ПС Архара фидер 10 кВ № пролёт опор 47-53; фидер 10 КВ № пролёт опор 338-353, 392-402, 320/1-320/7, 320/56-320/58; фидер 10 кВ № пролёт опор 118/5-118/6, 129/36-129/38;

- ЗТП 32 ВЛ 0,4 кВ группа 1 в сторону МКЖД; группа 5 опоры 2,3;

- ПС Набережная фидер 10 кВ № опоры 91,62,93;

- ЗТП 18 ВЛ 0,4 кВ группы 1,2 пролёты опор 2-3-4-5-6;

- ТП 1056 ВЛ 0,4 кВ фидер № пролёт опор 14-15, фидер № пролёт опор 4/3-4/4;

- ТП 1055 ВЛ 0,4 кВ фидер № пролёт опор 6-7, фидер № пролёт опор 15-16-16/3, 23-29;

- ТП 1054 ВЛ 0,4 кВ фидер 1 пролёи опор 3-4, 12-16, 28-29; фидер № пролёт опор 16-17-18, 21-22, фидер № пролёт опор 4/2/3-4/2/4, 8-9, 12-13-14, 14/1-14/2, 15-19;

- ТП 803 ВЛ 0,4 кВ фидер № пролёт опор 4-5;

- ТП 804 ВЛ 0,4 кВ фидер № пролёт опор 3-4, 3/2-3/4, 5-6-7, 7-9, 17-18;

- ТП 1084 ВЛ 0,4 кВ фидер № пролёт опор 4-9, 10-15, 10/1-10/2, 1/1-1/3, 1/7-1/8, 1-15;

- ТП 805 ВЛ 0,4 кВ фидер № пролёт опор 3/1-3/2, 4-5, 15/1-15/2, 8-9;

- ТП 853 ВЛ 0,4 кВ фидер № пролёт опор 39-10, 2-2/1, 3-4, 7-7/1;

- ТП 830 ВЛ 0,4 кВ фидер № пролёт опор 4-6, 7-12,5/5/1-5/5/1А; фидер № пролёт опор 4-8, 10-13;

- ТП 850 ВЛ 0,4 кВ фидер № пролёт опор 10—11, 23-24, 18/3-18/4;

- ТП 939 ВЛ 0,4 кВ фидер № пролёт опор 18-20; фидер № пролёт опор 3-4;

- ПС Спасск ВЛ 10 кВ фидер № пролёт опор 128-130, 135-136, 137-138, 141-144, 145-147, 164-167, 173-178, 183-187, 189-193, 255-256;

- ПС Спасск ВЛ 10 кВ фидер № пролёт опор №, 18-19, 20-21-22-23, 35-36, 242/1-242/2, 242/4-242/5-245/5-242/7-242/8, 244-245, 245/2-245/3,-245/4-245/5-245/6-245/7-245/8-245/9;

- ПС Спасск ВЛ 10 кВ фидер № опоры 2, 3, 4, 5, 9, 12, 17, 87, 89, 105, 108, 134, 144, 155, 156, 197, 207, 208, 218, 219, 220, 233, 235, 236, 243, 245, 249, 299; фидер № опоры 21, 30, 32, 242/2, 242/7, 242/9, 242/14, 242/16, 242/17, 242/23, 242/29, 242/30;

- ПС Ярцево ВЛ 10 кВ фидер № пролёт опор 1-5, 6-7, 14-16, 44-45, 47-60, 62-64, 84-86, 194-195.

В соответствии с п. 5.7.5 ПТЭЭСС при техническом обслуживании должны производиться работы по поддержанию работоспособности и исправности ВЛ и их элементов путем выполнения профилактических проверок и измерений, предохранению элементов ВЛ от преждевременного износа. При капитальном ремонте ВЛ выполняются работы по восстановлению исправности и работоспособности ВЛ и их элементов путем ремонта или замены новыми, повышающими их надежность и улучшающими эксплуатационные характеристики линии. Перечень работ, которые должны выполняться на ВЛ при техническом обслуживании, ремонте и техническом перевооружении, приведен в правилах технического обслуживания и ремонта зданий и сооружения электростанций и сетей и типовых инструкциях по эксплуатации ВЛ.

Согласно п. 5.7.8 ПТЭЭСС при эксплуатации ВЛ должны строго соблюдаться правила охраны электрических сетей и контролироваться их выполнение. Организация, эксплуатирующая электрические сети, должна осуществлять контроль за соблюдением правил охраны электрических сетей со стороны юридических лиц и населения, информировать предприятия, организации и граждан, находящихся в районе прохождения ВЛ, о положениях указанных правил.

Согласно п. 2.5.8 Правил устройства электроустановок, утвержденных приказом Министерства энергетики Российской Федерации от ДД.ММ.ГГГГ №, все элементы ВЛ должны соответствовать государственным стандартам, строительным нормам и правилам Российской Федерации и настоящей главе Правил. При проектировании, строительстве, реконструкции и эксплуатации ВЛ должны соблюдаться требования «Правил охраны электрических сетей напряжением свыше 1000 В» и действующих санитарно-эпидемиологических правил и нормативов.

Стрела провеса - это расстояние по вертикали в пролете ВЛ между проводом (тросом) и прямой линией, соединяющей точки его подвеса.

На основании п. 3.2.3 РД 34.20.504-94 неисправностью на проводах, грозозащитных тросах и контактных соединениях является, в том числе изменение стрел провеса и расстояний от проводов ВЛ до земли, до пересекаемых объектов, между фазами до значений, отличных от допустимых.

В соответствии с п. 5.6.6 РД 34.20.504-94 если стрелы провеса проводов или грозозащитных тросов отличаются от допустимых, должна быть произведена перетяжка проводов (тросов).

Проверкой установлено, что значение стрел провеса проводов не соответствует нормативам на следующих адресах:

- ЗТП 48 ВЛ 0,4 кВ группа 2;

- ТП 52 ВЛ 0,4 кВ по <адрес>;

- ЗТП 32 ВЛ 0,4 кВ группа 1 в сторону МКЖД; группа 5 опоры 2,3;

- ЗТП 55 ВЛ 0,4 кВ группа 3 опоры 1,2.

В силу п. ДД.ММ.ГГГГ ПТЭЭСС неисправности, выявленные при осмотре ВЛ и производстве проверок и измерений, должны быть отмечены в эксплуатационной документации и в зависимости от их характера устранены в кратчайший срок при проведении или технического обслуживания, или капитального ремонта ВЛ.

Согласно п. ДД.ММ.ГГГГ ПТЭЭСС конструктивные изменения опор и других элементов ВЛ, а также способа закрепления опор в грунте должны выполняться только при наличии технической документации и с разрешения технического руководителя организации, эксплуатирующей электрические сети.

На основании п. 3.2.2 РД 34.20.504-94 неисправностями опор и фундаментов являются, в том числе, наклон опор вдоль или поперек линии сверх допустимых норм, деформация отдельных частей опоры, трещины и повреждения приставок, фундаментов, опор; коррозия деталей опоры и металлических подножников, дефекты заклепочных и болтовых соединений; деформация элементов опоры и дефекты сварных швов; неисправности крепления деталей деревянных опор; загнивание деталей опор.

При проведении проверки установлено загнивание деревянных элементов опор воздушных линий сверх допустимых норм по следующим адресам:

- ТП 52 ВЛ 0,4 кВ по <адрес>;

- ПС Архара фидер 10 кВ № опоры 252, 287, 288, 289, 290, 294, 295, 297, 298, 299, 308;

- ЗТП 32 ВЛ 0,4 кВ группа 1 в сторону МКЖД; группа 5 опоры 2,3;

- ЗТП 55 ВЛ 0,4 кВ группа 3 опоры 1,2;

- МТП 51 ВЛ 0,4 кВ группа 2 опоры 4,5,6,7,8,9;

- ТП 914 ВЛ 0,4 кВ фидер № опоры 8/1/1, 8/2/1, 8/3, 8/4;

- ТП 914 ВЛ 0,4 кВ фидер № опоры 1, 1/1, 1/2, 1/3, 1/4, 2, 3, 3/11, 3/12;4, 5, 6, 7, 8 фидер № опоры 2, 3/1, 3/2, 3/5, 3/6, 3/7, 4, 5, 6, 6/1, 9, 11, 12,13,14;

- ТП 914 ВЛ 0,4 кВ фидер № опоры 1, 2, 3, 4, 6/2А, 6/3А, 6/4А, 6/5А, 6/7А, 7/10/1, 8, 9, 9/1, 9/2, 10, 11, 12, 13, 14/1, 20;

- ТП 1007 ВЛ 0,4 кВ фидер № опоры 1/2, 1/3, 6/2, 7, 9, 11, 13, 14; фидер 2 опоры 1, 2, 3, 4, 6, 6/1, 7, 8, 9;

- ТП 913 ВЛ 0,4 кВ фидер № опоры 2, 2/1, 2/2/2, 2/3, 2/4, 2/5, 2/6, 2/7, 2/8, 2/9, 3, 4, 5, 6, 6/1, 8, 10, 11, 12, 13, 15, 15/1, 16, 16/1, 17, 18, 19, 20, 20/1; фидер 2 опоры 1, 4, 4/1, 4/2, 6, 9, 11, 12, 14, 15, 16, 17, 18, 19, 19/1, 10/2, 10/3, 10/4, 10/5, 10/2А; фидер 3 опоры 2, 2/1, 2/2, 2/3, 2/4, 2/5, 2/6, 4, 5, 7, 9, 10, 11/1, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17, 19, 20;

- ТП 987 ВЛ 0,4 кВ фидер № опоры 7/4, 7/8, 7/8/1, 7/9/1;

- ТП 830 ВЛ 0,4 кВ фидер № опоры 3, 5/5, 5/7;

- ПС Спасск ВЛ 10 кВ фидер № опоры 3, 4, 5, 6, 7, 8, 8/1, 8/2, 9, 10, 11, 12, 14, 15, 16, 17.

Также выявлено отклонение опор вдоль или поперек оси линии сверх допустимых норм по следующим адресам:

- ТП 52 ВЛ 0,4 кВ по <адрес>;

- ПС Архара фидер 10 кВ № опора 118/15; фидер 10 кВ № опоры 50,51,54,56,57; фидер 10 кВ № опоры 157, 159, 178, 180, 197, 206, 209, 325, 328, 329, 330, 358, 359, 375, 384, 390, 322/6, 322/7, 397, 320/42, 320/48, 320/56, 320/91, 320/147

- ПС Архара фидер 10 кВ № опора 118/15; фидер 10 кВ № опоры 50,51,54,56,57; фидер 10 кВ № опоры 157, 159, 178, 180, 197, 206, 209, 325, 328, 329, 330, 358, 359, 375, 384, 390, 322/6, 322/7, 397, 320/42, 320/48, 320/56, 320/91, 320/147;

- ЗТП 32 ВЛ 0,4 кВ группа 1 в сторону МКЖД; группа 5 опоры 2,3;

- ЗТП 55 ВЛ 0,4 кВ группа 3 опоры 1,2;

- ПС Набережная фидер 10 кВ № опоры 91,62,93;

- ТП 1054 ВЛ 0,4 кВ фидер № опора 20;

- ПС Спасск ВЛ 10 кВ фидер № опоры 2, 3, 4, 5, 9, 12, 17, 87, 89, 105, 108, 134, 144, 155, 156, 197, 207, 208, 218, 219, 220, 233, 235, 236, 243, 245, 249, 299; фидер № опоры 21, 30, 32, 242/2, 242/7, 242/9, 242/14, 242/16, 242/17, 242/23, 242/29, 242/30; фидер № опоры.

Указанные нарушения подтверждаются справкой государственного инспектора Дальневосточного управления Ростехнадзора по <адрес> ФИО3, а также актом проверки от ДД.ММ.ГГГГ.

По результатам проведенной проверки в связи с выявленными нарушениями прокурором района в адрес генерального директора АО «ДРСК» внесено представление об устранении нарушений федерального законодательства от ДД.ММ.ГГГГ №.

По результатам рассмотрения указанного представления, на момент подачи искового заявления в суд, нарушения фактически не устранены, на представление дан ответ, согласно которого представление признано обоснованным, 3 лица привлечены к дисциплинарной ответственности в виде замечания, подготовлен план мероприятий по устранению нарушений, выявленных в ходе проверки прокуратурой <адрес> (приложение № к приказу директора филиала АО «ДРСК» «Амурские электрические сети» от ДД.ММ.ГГГГ №).

Согласно данному плану проведение работ в целях устранения вышеуказанных нарушений запланировано вплоть до декабря 2024 года.

    По состоянию на ДД.ММ.ГГГГ установлено, что часть нарушений устранена: а именно:

- осуществлена очистка силового трансформатора следующих трансформаторных подстанций, расположенных в <адрес>: ЗТП 11; ЗТП 12; ЗТП 18; ЗТП 32; ЗТП 40; ЗТП 46; ЗТП 48; ЗТП 50; ЗТП 52; ЗТП 55; КТПН 35; КТПН6; МТП51;

    - установлен трансформатор в ЗТП 46, расположенной в <адрес>, в соответствии с требованиями законодательства;

    - устранен дефект навеса двери ячейки трансформатора ЗТП 50, расположенной в <адрес>.

    - выполнено соединение заземляемого оборудования (бак трансформатора) на ЗТП 46 и ЗТП 11, расположенных в <адрес>, в соответствии с требованиями законодательства;

    - восстановлена блокировка на приводах ВН 10 кВ ячейки 2, ячейки 4 в ЗТП 46; на приводах ВН 10 в ЗТП 12, расположенных в <адрес>;

    - удалены деревья, угрожающие повреждению воздушных линий (проводов), расположенных в <адрес> по следующим адресам: ПС Набережная ВЛ 10 кВ фидер № пролёт опор 114,115,116; ПС Набережная фидер 10 кВ № опоры 91,62,93; ЗТП 18 ВЛ 0,4 кВ группы 1,2 пролёты опор 2-3-4-5-6; ПС Архара фидер 10 КВ № пролёт опор 392-402; ТП 1054 ВЛ 0,4 кВ фидер 1 пролей опор 3-4, 12-16, 28-29; фидер № пролёт опор 16-17-18, 21-22, фидер № пролёт опор 4/2/3-4/2/4, 8-9, 12-13-14, 14/1-14/2, 15-19; ПС Ярцево ВЛ 10 кВ фидер № пролёт опор 44-45, 47-60;

    - приведен в соответствие с нормативными документами провес проводов воздушных линий электропередачи, расположенных в <адрес> по следующим адресам:     ЗТП 48 ВЛ 0,4 кВ группа 2;

    - устранено отклонение опор воздушных линий электропередачи вдоль или поперек оси линии, расположенных в <адрес> по следующим адресам: ПС Архара фидер 10 кВ № опоры 157, 159, 197, 209, 375; ТП 1054 ВЛ 0,4 кВ фидер № опора 20; ТП 939 ВЛ 0,4 кВ фидер № пролёт опор 18-20; фидер № пролёт опор 3-4.

Выявленные при проверке нарушения не соответствуют условиям надежной и безопасной эксплуатации энергообъектов.

Эксплуатация объектов электроэнергетики с нарушением вышеизложенных правил и норм недопустима и не соответствует требованиям безопасности в сфере электроэнергетики, не обеспечивается надежное и безопасное функционирование указанных объектов и предотвращение возникновения аварийных ситуаций, связанных с эксплуатацией объектов электроэнергетики и энергетических установок потребителей электрической энергии, чем нарушаются права неопределенного круга лиц на безопасные условия проживания.

Суд не может согласиться с доводами представителем ответчика в той части, что выявленные нарушения в эксплуатация объектов электроэнергетики основаны на визуальном восприятии и полученной у проверяемого лица - АО «ДРСК» документации, фиксирующей результаты осмотров электрооборудования, проверка проведена без учета требований НТД, указывающей: на технический состав ВЛ или оборудование, рассматриваемое в плане обслуживания, ремонтов/модернизации как единый и неделимый объект, не использованы необходимые/достаточные методы освидетельствования, для принятия решения об обслуживании, ремонтах и модернизации.

Как установлено судом с целью проведения проверки исполнения законодательства в сфере электроэнергетики на территории <адрес> был издан приказ АО «ДРСК о проведения проверки, куда вошел специалист Архаринского РЭС ПС « ВЭС» филиала АО «ДРСК». После проведенной проверки был составлен акт проверки от ДД.ММ.ГГГГ, который подписан вышеуказанными специалистами, данный акт никем не обжаловался.

После проведения проверки в АО «ДРСК была проведена еще и внутренняя проверка, подтвердившая наличие указанных нарушений, несоответствующих требованиям отраслевой НТД и ВИД

После проведенной проверки директор АО «ДРСК ФИО4 направил ответ прокурору <адрес> об исполнении представления по факту выявленных нарушений в эксплуатация объектов электроэнергетики, при этом указав, что АО «ДРСК» принимает к сведению отраженную позицию и разделяет обеспокоенность выявленными в ходе проверки нарушениями, с учетом позиций представления была проведена внутренняя проверка, подтвердившая наличие указанных нарушений, несоответствие требованиям НТД и ВНД, при этом доводы о неблагоприятных факторах, повлиявших на невозможность своевременного устранения нарушений, не могут служить основанием для их оправдания, ввиду относительно длящегося характера с достаточным временем на устранение. Кроме того, должностные инструкции работников и Правила внутреннего трудового распорядка АО «ДРСК», предполагают максимально эффективную реализацию установленных норм, правил и требований, что не было соблюдено ответственным персоналом в полном объеме.

    С учетом требований представления и объективно установленных фактов, разработан план мероприятий, направленных на устранение нарушений и соблюдение
требований отраслевого законодательства.    

Внутренней проверкой установлено, что выявленные нарушения стали возможны вследствие ненадлежащего исполнения своих обязанностей мастером II гр. Архаринского участка Архаринского РЭС, мастером II гр. Новоспасского участка Архаринского РЭС - мастером II гр. Иннокентьевского участка Архаринского РЭС -, которым указано на необходимость выполнения нормативных требований в полном объеме, и объявлены замечания. Кроме того, со стороны руководства проведена дополнительная работа с ответственным персоналом по неукоснительному соблюдению существующих норм и правил, а также повышенной персональной ответственности за их несоблюдение.

Таким образом, на основании вышеизложенного, а также с учетом того, что поскольку несвоевременное проведение вышеуказанных работ, в том числе по замене опор и электропроводов, может привести к нарушению прав граждан на бесперебойное электроснабжение или к иным тяжким последствиям, суд считает, что требования прокурора <адрес> в интересах неопределенного круга лиц к Акционерному обществу «Дальневосточная распределительная сетевая компания» о возложении обязанности совершить действия в сфере электроэнергетики подлежат удовлетворению,

руководствуясь ст. ст. 194-199 ГПК РФ, суд

Р Е Ш И Л:

    Требования прокурора <адрес> в интересах неопределенного круга лиц к Акционерному обществу «Дальневосточная распределительная сетевая компания» о возложении обязанности совершить действия в сфере электроэнергетики, удовлетворить.

Возложить обязанность на акционерное общество «Дальневосточная распределительная сетевая компания» в течение 1 года со дня вступления решения суда в законную силу совершить следующие действия:

1.Установить электрическое освещение на трансформаторных подстанциях ЗТП 11; ЗТП 12; ЗТП 18; ЗТП 32; ЗТП 40; ЗТП 46; ЗТП 48; ЗТП 50; ЗТП 52, расположенных в <адрес>.

2.Восстановить пол в ЗТП 46, ЗТП 11, ЗТП 55, расположенных в <адрес>.

3.Восстановить отмостку зданий ЗТП 12, ЗТП 55, расположенных в <адрес>.

4.Устранить в стенах здания ЗТП 48, расположенной в <адрес> трещины.

5.Удалить деревья, угрожающие повреждению воздушных линий (проводов), расположенных в <адрес> по следующим адресам:

- ПС Архара фидер 10 кВ № пролёт опор 118/16,118/15;

- ПС Архара фидер 10 кВ № пролёт опор 47-53; фидер 10 КВ № пролёт опор 338-353, 320/1-320/7, 320/56-320/58; фидер 10 кВ № пролёт опор 118/5-118/6;

- ЗТП 32 ВЛ 0,4 кВ группа 1 в сторону МКЖД; группа 5 опоры 2,3;

- ТП 1056 ВЛ 0,4 кВ фидер № пролёт опор 14-15, фидер № пролёт опор 4/3-4/4;

- ТП 1055 ВЛ 0,4 кВ фидер № пролёт опор 6-7, фидер № пролёт опор 15-16-16/3, 23-29;

- ТП 803 ВЛ 0,4 кВ фидер № пролёт опор 4-5;

- ТП 804 ВЛ 0,4 кВ фидер № пролёт опор 3-4, 3/2-3/4, 5-6-7, 7-9, 17-18;

- ТП 1084 ВЛ 0,4 кВ фидер № пролёт опор 4-9, 10-15, 10/1-10/2, 1/1-1/3, 1/7-1/8, 1-15;

- ТП 805 ВЛ 0,4 кВ фидер № пролёт опор 3/1-3/2, 4-5, 15/1-15/2, 8-9;

- ТП 853 ВЛ 0,4 кВ фидер № пролёт опор 39-10, 2-2/1, 3-4, 7-7/1;

- ТП 830 ВЛ 0,4 кВ фидер № пролёт опор 4-6, 7-12,5/5/1-5/5/1А; фидер № пролёт опор 4-8, 10-13;

- ТП 850 ВЛ 0,4 кВ фидер № пролёт опор 10—11, 23-24, 18/3-18/4;

- ПС Спасск ВЛ 10 кВ фидер № пролёт опор 128-130, 135-136, 137-138, 141-144, 145-147, 164-167, 173-178, 183-187, 189-193, 255-256;

- ПС Спасск ВЛ 10 кВ фидер № пролёт опор №, 18-19, 20-21-22-23, 35-36, 242/1-242/2, 242/4-242/5-245/5-242/7-242/8, 244-245, 245/2-245/3,-245/4-245/5-245/6-245/7-245/8-245/9;

- ПС Спасск ВЛ 10 кВ фидер № опоры 2, 3, 4, 5, 9, 12, 17, 87, 89, 105, 108, 134, 144, 155, 156, 197, 207, 208, 218, 219, 220, 233, 235, 236, 243, 245, 249, 299; фидер № опоры 21, 30, 32, 242/2, 242/7, 242/9, 242/14, 242/16, 242/17, 242/23, 242/29, 242/30;

- ПС Ярцево ВЛ 10 кВ фидер № пролёт опор 1-5, 6-7, 14-16, 62-64, 84-86, 194-195.

6.Заменить опоры воздушных линий электропередачи, расположенные в <адрес> по следующим адресам:

- ТП 52 ВЛ 0,4 кВ по <адрес>;

- ПС Архара фидер 10 кВ № опоры 252, 287, 288, 289, 290, 294, 295, 297, 298, 299, 308;

- ЗТП 32 ВЛ 0,4 кВ группа 1 в сторону МКЖД; группа 5 опоры 2,3;

- ЗТП 55 ВЛ 0,4 кВ группа 3 опоры 1,2;

- МТП 51 ВЛ 0,4 кВ группа 2 опоры 4,5,6,7,8,9;

- ТП 1007 ВЛ 0,4 кВ фидер № опоры 1/2, 1/3, 6/2, 7, 9, 11, 13, 14; фидер 2 опоры 1, 2, 3, 4, 6, 6/1, 7, 8, 9;

- ТП 913 ВЛ 0,4 кВ фидер № опоры 2, 2/1, 2/2/2, 2/3, 2/4, 2/5, 2/6, 2/7, 2/8, 2/9, 3, 4, 5, 6, 6/1, 8, 10, 11, 12, 13, 15, 15/1, 16, 16/1, 17, 18, 19, 20, 20/1; фидер 2 опоры 1, 4, 4/1, 4/2, 6, 9, 11, 12, 14, 15, 16, 17, 18, 19, 19/1, 10/2, 10/3, 10/4, 10/5, 10/2А; фидер 3 опоры 2, 2/1, 2/2, 2/3, 2/4, 2/5, 2/6, 4, 5, 7, 9, 10, 11/1, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17, 19, 20;

- ТП 987 ВЛ 0,4 кВ фидер № опоры 7/4, 7/8, 7/8/1, 7/9/1;

- ПС Спасск ВЛ 10 кВ фидер № опоры 3, 4, 5, 6, 7, 8, 8/1, 8/2, 9, 10, 11, 12, 14, 15, 16, 17.

7.Устранить отклонение опор воздушных линий электропередачи вдоль или поперек оси линии, расположенных в <адрес> по следующим адресам:

- ПС Архара фидер 10 кВ № опора 118/15; фидер 10 кВ № опоры 50,51,54,56,57; фидер 10 кВ № опоры 178, 180, 206, 325, 328, 329, 330, 358, 359, 384, 390, 322/6, 322/7, 397, 320/42, 320/48, 320/56, 320/91, 320/147;

- ПС Набережная фидер 10 кВ № опоры 91,62,93;

- ПС Спасск ВЛ 10 кВ фидер № опоры 2, 3, 4, 5, 9, 12, 17, 87, 89, 105, 108, 134, 144, 155, 156, 197, 207, 208, 218, 219, 220, 233, 235, 236, 243, 245, 249, 299; фидер № опоры 21, 30, 32, 242/2, 242/7, 242/9, 242/14, 242/16, 242/17, 242/23, 242/29, 242/30.

Решение может быть обжаловано в апелляционном порядке в Амурский областной суд через Архаринский районный суд в течение одного месяца.

Председательствующий: (подпись) Н.С. Дьячкова

Мотивированное решение принято ДД.ММ.ГГГГ

Подлинный документ находится в деле № в Архаринском районном суде <адрес>.