без привлечения третьих лиц. В связи с проведением ремонтных работ истец понес расходы в размере 297 081,29 руб., в том числе материальные затраты – 243 572,64 руб., ФОТ – 11 064,14 руб., страховые взносы на ФОТ – 3 363,50 руб., ГСМ – 7 250,87 руб.; накладные расходы – 31 830,14 руб., что подтверждается ведомостью дефектов, выявленных в результате испытаний от 20.05.16 на ПС «ФИО2», протоколом испытаний от 20.05.2016, выкопировкой из РД 34.45-51.300-97 Объем и нормы испытаний электрооборудования (раздел 23, стр. 112), справкой о размере экономического ущерба на сумму 297 081, 29 руб., расчетом стоимости материалов для устранения страхового события на сумму 243 572, 64 руб., требованием-накладной № 4901265199 о выдаче на ПС ФИО2 необходимого ввода, актом № 4901296732 на передачу ТМЦ в эксплуатацию (переданы: ввод ГКТП III -90-126 ИВУЕ.686352.203[1]; растворитель, ветошь, резина), Техкартой № 089/2015-ПС, Руководством по эксплуатации на ввод ИВУЕ.686352.203 РЭ, расчетом ГСМ на сумму 7 250, 87
России от 19.06.2003, зарегистрированы Минюстом России от 20.06.2003 № 4799. Правила обязывают при эксплуатации трансформаторов выполнение условий надлежащей работы трансформаторов, к которым относятся и условия соблюдения характеристик масла в пределах установленных норм. Согласно типовой технологической инструкции «Трансформаторы напряжением 110-1150 кВ, мощностью 80 МВ/А и более. РДИ 34-38-058-91» для ввода трансформатора в работу после капитального ремонта необходимо проведение испытаний трансформатора в соответствии с требованиями «Норм испытаний электрооборудования» (п.8.12). Руководствуясь п. 25.2 норм « Объем и нормы испытаний электрооборудования », после ремонта электрооборудования подрядчик осуществил контроль качества трансформаторного масла, о чем и был составлен протокол испытаний от 28.09.2012 № 12/364. Результат испытаний свидетельствует о надлежащем выполнении подрядчиком своих обязательств по договору подряда. Согласно п. 10, 19 акта о приемке выполненных работ от 25.09.2012 № 255-12/ЭС в работы, направленные на восстановление поврежденного объекта ПС Тракторозаводская, входят и затраты на сушку и очистку трансформаторного масла, а также и затраты на химический анализ трансформаторного
акт расследования технологического нарушения (аварии), согласно которому во время проведения планового капитального ремонта силового трансформатора Т1 по результатам предремонтных испытаний силового трансформатора Т1 типа ТДТН-10000/110/10 выявлено несоответствие диэлектрических параметров вводов 110 кВ., причиной аварии послужило воздействие электроэнергии (повреждение электрической изоляции, выгорание контактов, образование электрической дуги) в результате пробоя изоляции. Судами установлено, что из представленных в материалы дела документов, испытания силового трансформатора проведены в соответствии со стандартом организации ПАО «Россети» СТО 34.01-23.1-001-2017 « Объем и нормы испытаний электрооборудования », что подтверждается протоколами проверки; капитальный ремонт оборудования ПС Ключи проведен в соответствии с перспективным (пятилетним) графиком капитальных, средних, текущих ремонтов оборудования подстанций 35-110 кВ на 2021-2024; техническое обслуживание и ремонт электросетевого оборудования осуществляется в соответствии с правилами Организации технического обслуживания и ремонта оборудования, зданий и сооружений электростанций и сетей «СО 34.04.181-2003, утвержденными ОАО РАО «ЕЭС России» 25.12.2003; кроме того, в мае 2017 года проводилось техническое освидетельствование энергообъекта ПС Ключи, по результатам
в рамках Договора; кроме того, доказательств направления данного письма в адрес истца в материалы дела не представлено. Оперативные меры по восстановлению работоспособного состояния электросетей и оборудования после аварии ответчиком не предпринимались. Согласно письму ОАО «Мурманская горэлектросеть» от 22.01.2015 № 184 причинами выхода из строя электрооборудования ТП–19 явились невыполнение работ по техническому обслуживанию оборудования, определенных правилами организации технического обслуживания и ремонта оборудования, зданий и сооружений электростанций и сетей; несоблюдение требований РД 34.45-51.300-97 ( объем и нормы испытаний электрооборудования ). Исследовав и оценив в соответствии с требованиями статьи 71 АПК РФ имеющиеся в материалах дела доказательства, суд первой инстанции пришел к обоснованному выводу о том, что убытки истца, связанные с восстановлением работоспособности силовых трансформаторов и восстановлением нормального электроснабжения абонентов ТП-19, возникли в результате ненадлежащего выполнения ответчиком принятых на себя по Договору обязанностей по техническому и оперативному обслуживанию оборудования подстанции, что явилось причиной аварии и выхода из строя оборудования ТП-19. Размер заявленных
в вводе в эксплуатацию) увеличена на 6, 65%. На основании пунктов 1.1.3, 5.3.1, 5.3.27 Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации (утверждены приказом Минэнерго России от 19 июня 2003 года №229 и зарегистрированы в Минюсте РФ 20 июня 2003 года регистрационный №4799, далее - ПТЭЭСС), части 2 пункта 1.8.34 Правил устройства электроустановок (утверждены приказом Минэнерго РФ от 08.07.2002г. №204, введены в действие с 01.01.2003г., далее - ПУЭ); пункта 23.2 РД34.45-51.300-97 Объем и нормы испытаний электрооборудования (утверждены РАО «ЕЭС России» 08.05.1997г.), не допускается эксплуатация электрооборудования - трансформатора С4ГТ ПАО «Южно- Кузбасская ГРЭС». В соответствии с требованием пункта 1.1.3 ПТЭЭСС безопасная эксплуатация оборудования, зданий и сооружений обеспечивается положениями инструкций и других нормативно-технических документов. Из пункта 1.8.34 ПУЭ следует, что производится измерение tg ? и емкости изоляции: основной изоляции вводов при напряжении 10 кВ; изоляции измерительного конденсатора ПИН (С2) и/или последних слоев изоляции (С3) при напряжении 5 кВ. Предельные значения
