Правовые основания для энергоаудита трубопроводов

Согласно статье 16 Федерального закона № 261-ФЗ, обязательному энергетическому обследованию подлежат организации, совокупные затраты которых на потребление энергоресурсов превышают 50 млн рублей в год, а также организации, осуществляющие регулируемые виды деятельности. Кроме того, для организаций с участием государства или муниципального образования энергоаудит обязателен независимо от объёмов потребления.

Периодичность обязательного энергоаудита — не реже одного раза в 5 лет. По результатам обследования составляется энергетический паспорт по форме, утверждённой Приказом Минэнерго России № 400 от 30.06.2014. Для трубопроводных систем в паспорте отражаются: протяжённость, диаметры, температурные графики, тип и состояние изоляции, фактические и нормативные теплопотери.

Тепловизор. Основной инструмент первичного обследования. Требования к прибору по ГОСТ Р 54852-2021: спектральный диапазон 7–14 мкм, разрешение матрицы не менее 320×240 пикселей, температурная чувствительность (NETD) не хуже 0,05 °C при 30 °C. Перед началом съёмки выполняется калибровка по излучательной способности материала поверхности (для оцинкованной стали ε ≈ 0,23, для окрашенных поверхностей ε ≈ 0,92, для алюминия ε ≈ 0,09). Ошибка в задании коэффициента излучения на 0,1 приводит к погрешности измерения температуры до 2–5 °C. Контактный термометр. Применяется для верификации данных тепловизора в контрольных точках. Класс точности — не хуже 0,5 по ГОСТ 6651-2009. Измерения проводятся на участках с установившимся тепловым режимом после выдержки датчика на поверхности не менее 3 минут.

Тепломер (измеритель плотности теплового потока). Согласно ГОСТ 25380-2014, применяется для прямого измерения плотности теплового потока через изоляцию. Датчик устанавливается на поверхность изоляции, время выдержки до стабилизации показаний — 15–20 минут. Диапазон измерений типовых приборов — 10–500 Вт/м², погрешность — ±5%. Толщиномер изоляции. Игольчатый щуп с ценой деления не более 1 мм или ультразвуковой толщиномер для контроля толщины без вскрытия защитного покрытия. Влагомер. Для минераловатной изоляции критически важно определение влажности, так как увеличение влажности на 1% приводит к росту теплопроводности на 8–15%. Измерения проводятся по ГОСТ 17177-94 контактным кондуктометрическим методом.

Методика проведения тепловизионного обследования трубопроводов

Тепловизионное обследование проводится по методике, изложенной в ГОСТ Р 54852-2021 и адаптированной для трубопроводных систем в РД-13-04-2006 «Методические рекомендации по тепловизионному контролю». Условия проведения съёмки:

• Разность температур теплоносителя и окружающего воздуха — не менее 20 °C;
• Скорость ветра — не более 3 м/с (при большей скорости устанавливаются ветрозащитные экраны);
• Отсутствие прямого солнечного излучения на обследуемых участках (съёмка — в утренние или вечерние часы, либо в пасмурную погоду);
• Отсутствие атмосферных осадков в течение 2 часов до начала съёмки;
• Температура окружающего воздуха — не ниже −20 °C (ограничение большинства моделей тепловизоров).

Порядок съёмки:

1. Разметка трассы на пикеты через 10–20 м и в характерных точках (повороты, арматура, опоры).
2. Съёмка в каждой точке с двух-трёх ракурсов под углом не более 60° к нормали поверхности.
3. Фиксация термограммы и видимого изображения для последующей идентификации дефектов.
4. Контрольные измерения контактным термометром в точках с наиболее высокой и наиболее низкой температурой для верификации калибровки тепловизора.

Поверочный теплотехнический расчёт по результатам обследования

По результатам инструментального обследования выполняется поверочный теплотехнический расчёт для каждого характерного участка трубопровода. Методика расчёта базируется на разделе 8 СП 61. 13330. 2020. Алгоритм расчёта фактических теплопотерь:

1. По термограмме определяется средняя температура на поверхности изоляции T_пов для каждого пикета.
2. Вычисляется фактическая плотность теплового потока: q_ф = α × (T_пов − T_окр), где α — коэффициент теплоотдачи с поверхности, определяемый по Приложению Б СП 61. 13330.

   2020 с учётом скорости ветра и ориентации трубы.

3. Вычисляются линейные теплопотери: Q_L = q_ф × π × D_из, где D_из — наружный диаметр изоляции.
4. Вычисляются нормативные теплопотери по таблицам Приложения Г СП 61. 13330. 2020.
5. Определяется сверхнормативная составляющая теплопотерь: ΔQ = Q_L − Q_норм.

Участки с превышением фактических потерь над нормативными более чем на 30% включаются в программу первоочередных мероприятий по модернизации изоляции.

Расчёт экономии тепловой энергии и срока окупаемости

Экономия тепловой энергии от модернизации изоляции определяется как разность между фактическими теплопотерями до модернизации и проектными потерями после:

ΔE = Σ (q_ф,i − q_пр,i) × L_i × τ_год × 10⁻⁶, Гкал/год

где q_ф,i — фактическая плотность теплового потока на i-м участке до модернизации, Вт/м; q_пр,i — проектная плотность после модернизации (принимается равной нормативной); L_i — длина участка, м; τ_год — продолжительность работы в году, час.

Далее выполняется финансовый расчёт по методике ГОСТ Р 51387-99 с определением простого и дисконтированного срока окупаемости.

Методология расчёта окупаемости: от теории к практике

Базовым документом для оценки экономической эффективности инвестиций в энергосбережение является ГОСТ Р 51387-99 «Энергосбережение. Нормативно-методическое обеспечение». В соответствии с разделом 5 данного стандарта, оценка эффективности производится на основе сопоставления дисконтированных затрат и результатов за расчётный период.

Упрощённая формула срока окупаемости (без учёта дисконтирования): T_ок = C_изол / (ΔQ × c_т − C_экс), где C_изол — стоимость материалов и монтажа изоляции, руб. ; ΔQ — годовая экономия тепловой энергии, Гкал/год; c_т — тариф на тепловую энергию, руб. /Гкал; C_экс — годовые затраты на обслуживание изоляции (принимаются 1–3% от C_изол). Для корректного расчёта с учётом дисконтирования применяется формула чистого дисконтированного дохода (NPV) и внутренней нормы доходности (IRR) согласно Приказу Минэкономразвития № 963 от 17.12.2021. При NPV > 0 и IRR > ставки дисконтирования проект признаётся эффективным.

Кейс №1: Теплотрасса хлебозавода, г. Казань

Исходные данные. Надземная теплотрасса протяжённостью 420 м (в двухтрубном исчислении), диаметр труб — 159 мм, температурный график — 130/70 °C. Изоляция отсутствовала (демонтирована при ремонте 5 лет назад и не восстановлена). Годовые теплопотери, по данным тепловизионного обследования и поверочного расчёта, — 840 Гкал. Тариф на тепловую энергию — 2 180 руб. /Гкал (ПАО «Татэнерго», 2024). Выполненные мероприятия. Трубопроводы изолированы минераловатными цилиндрами плотностью 100 кг/м³ толщиной 80 мм (подача) и 60 мм (обратка). Толщина рассчитана по нормированной плотности теплового потока для климатических условий Казани (ГСОП = 5 530 °C·сут). Защитное покрытие — оцинкованная сталь δ = 0,55 мм. Стоимость материалов (цилиндры, опорные кольца, окожушка, крепёж) — 1,86 млн руб. Стоимость монтажных работ — 0,94 млн руб.

Результаты. Фактические теплопотери после модернизации составили 112 Гкал/год (снижение на 87%). Годовая экономия — 728 Гкал × 2 180 = 1 587 040 руб. Срок окупаемости — 1,76 года. Чистый дисконтированный доход за 10 лет при ставке 7,5% — 7,2 млн руб. Внутренняя норма доходности — 54%.

Кейс №2: Система холодоснабжения молокозавода, г. Воронеж

Исходные данные. Трубопроводы холодоснабжения (рассол, t = −10 °C) в цехе приёмки и хранения молока. Протяжённость — 180 м, диаметры — 32–89 мм. Трубопроводы изолированы пенополиэтиленом толщиной 6 мм, который за 7 лет эксплуатации частично разрушился. На поверхности труб — постоянный конденсат, капель с потолка, коррозия опорных конструкций. Потери холода оценены по теплопритокам — 38 кВт (332 880 кВт·ч/год).

Выполненные мероприятия. Замена изоляции на трубки из вспененного каучука (NBR/PVC) с закрытоячеистой структурой. Расчётная толщина по методике предотвращения конденсации (Приложение В СП 61. 13330. 2020) — 25 мм для труб диаметром до 57 мм и 32 мм для труб диаметром 89 мм. Монтаж — холодная сварка швов клеем на основе полихлоропренового каучука. Стоимость материалов — 320 тыс. руб. , монтаж — 180 тыс. руб. Результаты. Теплопритоки сократились до 7,2 кВт (63 070 кВт·ч/год). Экономия холода — 269 810 кВт·ч/год. При холодильном коэффициенте COP = 3,5 (средний для аммиачных установок) экономия электроэнергии — 77 090 кВт·ч/год. При тарифе 7,8 руб. /кВт·ч годовая экономия — 601 300 руб. Срок окупаемости — 10 месяцев. Попутный эффект: прекращение коррозии опор и исключение санитарных предписаний (СанПиН 2. 3. 4. 551-96).

Кейс №3: Паропровод химического комбината, г. Волгоград

Исходные данные. Паропровод высокого давления (Р = 1,6 МПа, t = 195 °C), диаметр 219 мм, протяжённость 320 м. Трасса — надземная на эстакаде. Изоляция — минераловатные маты толщиной 100 мм, состояние — частичное сползание, разрывы, увлажнение до 25%. Потери тепла по замерам — 1 580 Гкал/год. Выполненные мероприятия. Полная замена изоляции на прошивные базальтовые маты плотностью 100 кг/м³ с обкладкой кремнезёмной тканью. Толщина изоляции — 120 мм (расчёт по нормированной плотности теплового потока для Волгограда, ГСОП = 3 670 °C·сут). Защитное покрытие — алюминиевые листы δ = 0,5 мм на винтах-саморезах. Монтаж с устройством опорных колец и компенсацией тепловых расширений. Стоимость — 2,8 млн руб.

Результаты. Годовые теплопотери сократились до 195 Гкал (снижение на 88%). Экономия пара — 1 385 Гкал/год. При себестоимости пара 980 руб. /Гкал (собственная котельная) экономия — 1 357 300 руб. /год. Срок окупаемости — 2,1 года. Дополнительный эффект: снижение нагрузки на котельную, сокращение расхода газа на 160 тыс. м³/год.

Факторы, ускоряющие окупаемость

Анализ 127 проектов позволил выделить ключевые факторы, сокращающие срок окупаемости теплоизоляции: Температура теплоносителя выше 100 °C. Разность температур между теплоносителем и окружающей средой является квадратичным фактором в формуле теплопотерь. Для трубопроводов с температурой выше 150 °C срок окупаемости изоляции в 2–3 раза короче, чем для трубопроводов с температурой 50–70 °C при прочих равных условиях.

Круглогодичный режим работы. Предприятия с непрерывным циклом (металлургия, химия, нефтепереработка) имеют в 1,8–2,2 раза более короткий срок окупаемости по сравнению с сезонными производствами за счёт круглогодичной экономии тепла. Надземная прокладка трубопроводов. Трубопроводы, проложенные на открытом воздухе, подвержены воздействию ветра и низких температур, что увеличивает теплопотери и, соответственно, потенциал экономии. Для надземных трасс в климатических зонах с ГСОП > 6 000 °C·сут экономия может достигать 90% от исходного уровня. Диаметр трубопровода свыше 100 мм. Для труб большого диаметра стоимость изоляции на единицу сэкономленной теплоты ниже, чем для малых диаметров, поскольку поверхность трубы растёт линейно, а объём утеплителя — квадратично.

Сравнение окупаемости изоляции с другими энергосберегающими мероприятиями

Согласно «Докладу о состоянии энергосбережения в РФ» Минэкономразвития (2023), теплоизоляция трубопроводов входит в тройку наиболее быстроокупаемых энергосберегающих мероприятий наряду с установкой частотно-регулируемых приводов и заменой осветительных приборов на светодиодные. Для сравнения приведены средние сроки окупаемости по промышленному сектору:

• Восстановление теплоизоляции трубопроводов — 0,8–2,5 года;
• Установка частотно-регулируемых приводов на насосы — 1,5–3 года;
• Замена котлов на конденсационные — 3–5 лет;
• Модернизация системы освещения — 2–4 года;
• Установка рекуператоров тепла вентвыбросов — 3–6 лет;
• Утепление ограждающих конструкций — 5–10 лет.

Данные цифры подтверждают, что восстановление и модернизация теплоизоляции трубопроводов является приоритетным мероприятием при ограниченном бюджете на энергосбережение.

Как обосновать инвестиции в изоляцию перед руководством

Практика показывает, что для успешного обоснования проекта модернизации изоляции перед финансовым отделом или инвестором необходимо представить энергетический паспорт объекта с результатами тепловизионного обследования и поверочным теплотехническим расчётом. Методика расчёта регламентирована ГОСТ 31937-2011 и СП 61. 13330. 2020. Рекомендуемая структура обоснования:

1. Результаты тепловизионного обследования с термограммами дефектных участков и количественной оценкой сверхнормативных потерь;
2. Поверочный теплотехнический расчёт фактического состояния изоляции по методике СП 61. 13330. 2020;
3. Проектное предложение с указанием материалов, толщин и конструкции изоляции;
4. Сметный расчёт стоимости материалов и монтажа;
5. Финансовая модель: NPV, IRR, простой срок окупаемости, точка безубыточности;
6. График производства работ с указанием сроков и этапов.

При наличии на предприятии системы энергоменеджмента по ГОСТ Р ИСО 50001-2012 модернизация изоляции включается в план энергосберегающих мероприятий и контролируется в рамках цикла PDCA (Plan-Do-Check-Act).

Нормативная база энергоэффективности промышленных зданий

Федеральный закон № 261-ФЗ «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности» от 23.11.2009 (ред. от 13.06.2023) устанавливает обязательные требования к энергоэффективности зданий, строений и сооружений. Статья 11 закона прямо обязывает собственников зданий обеспечивать соответствие объектов требованиям энергетической эффективности, а статья 13 — оснащать здания приборами учёта энергоресурсов. Для промышленных объектов ключевым подзаконным актом является Постановление Правительства РФ № 1628 от 27.12.2021, утверждающее правила определения требований энергоэффективности.

В части теплоизоляции основополагающим документом выступает СП 61. 13330. 2020 «Тепловая изоляция оборудования и трубопроводов» (актуализированная редакция СНиП 41-03-2003). Документ устанавливает методику расчёта толщины теплоизоляции по нормированной плотности теплового потока, по заданной температуре на поверхности изоляции и по предотвращению конденсации влаги. Приложение А содержит справочные данные по теплофизическим характеристикам материалов, Приложение Б — климатические параметры для расчёта. Для ограждающих конструкций применяется СП 50. 13330. 2012 «Тепловая защита зданий», устанавливающий требуемые значения приведённого сопротивления теплопередаче для различных климатических зон России. Для промышленных зданий с сухим и нормальным режимом действуют те же нормы, что и для гражданских, однако для помещений с влажным и мокрым режимом применяются повышающие коэффициенты согласно таблице 3 СП 50. 13330. 2012.

Дополнительно следует руководствоваться ГОСТ 31937-2011 «Здания и сооружения. Правила обследования и мониторинга технического состояния», который определяет методику инструментального контроля теплотехнических характеристик построенных зданий, и ГОСТ Р 54852-2021 «Здания и сооружения. Метод тепловизионного контроля качества теплоизоляции ограждающих конструкций».

Структура теплопотерь промышленного здания: куда уходит тепло

Тепловой баланс промышленного здания складывается из нескольких составляющих.

• Ограждающие конструкции (стены, кровля, окна, ворота) — 35–50% общих теплопотерь;
• Системы вентиляции и воздушного отопления — 20–30%;
• Трубопроводы теплоснабжения и ГВС внутри цеха — 10–15%;
• Технологическое оборудование с открытыми горячими поверхностями — 5–10%;
• Инфильтрация через неплотности — 5–10%.

При этом наиболее недооценённым фактором остаются теплопотери через неизолированные или недостаточно изолированные трубопроводы. Практика энергоаудитов показывает, что на многих предприятиях, построенных в 1970–1990-х годах, изоляция трубопроводов либо отсутствует, либо находится в неудовлетворительном состоянии. Согласно отчёту Минэнерго за 2024 год, потенциал энергосбережения за счёт восстановления и модернизации тепловой изоляции трубопроводов оценивается в 18–22 млн Гкал/год по Российской Федерации.

Практический кейс №1: Машиностроительный завод, г. Нижний Новгород

Исходные данные. Производственный корпус площадью 8 400 м², год постройки — 1983. Отопление водяное от собственной котельной (температурный график 95/70 °C). Протяжённость внутрицеховых трубопроводов — 1 240 м (подача + обратка). Изоляция — минераловатные скорлупы толщиной 40 мм, частично разрушенные, влажность материала по результатам замеров — 12–18% (при норме не более 2% для минеральной ваты).

Выполненные мероприятия. Произведена замена изоляции на всех внутрицеховых трубопроводах. Применены минераловатные цилиндры на синтетическом связующем плотностью 80 кг/м³ с покровным слоем из оцинкованной стали толщиной 0,55 мм. Расчётная толщина изоляции по СП 61. 13330. 2020 (по нормированной плотности теплового потока для Нижнего Новгорода: ГСОП = 4 970 °C·сут) составила 60 мм для подающего трубопровода и 50 мм для обратного. Результаты. По данным инструментальных замеров, выполненных через один отопительный сезон после модернизации, теплопотери трубопроводов сократились на 62% (с 0,89 Гкал/сут до 0,34 Гкал/сут). Годовая экономия тепловой энергии составила 198 Гкал, что эквивалентно 28,3 тоннам условного топлива. Затраты на материалы и монтаж — 4,2 млн руб. Срок окупаемости при тарифе на тепловую энергию 2 350 руб. /Гкал (для промпредприятий Нижегородской области) — 9 месяцев.

Практический кейс №2: Предприятие пищевой промышленности, Московская область

Исходные данные. Цех розлива молочной продукции площадью 2 200 м². Технологические трубопроводы: холодная вода (4–7 °C), пар (130 °C, 0,3 МПа), горячая вода (85 °C), моющие растворы. Протяжённость трубопроводов — 380 м. Проблема: образование конденсата на трубопроводах холодной воды, приводящее к коррозии и нарушению санитарных норм (СанПиН 2. 3. 4. 551-96 «Производство молока и молочных продуктов»). Выполненные мероприятия. Трубопроводы холодной воды изолированы трубками из вспененного каучука с закрытоячеистой структурой (μ-фактор ≥ 5 000). Расчётная толщина изоляции по методике предотвращения конденсации (Приложение В СП 61. 13330. 2020) составила 19 мм для труб диаметром 32–57 мм. Паропроводы изолированы минераловатными цилиндрами плотностью 100 кг/м³ с алюминиевым покрытием (толщина изоляции — 80 мм, расчёт по нормированной плотности теплового потока).

Результаты. Полное прекращение конденсатообразования на трубопроводах холодной воды. Снижение затрат на производство пара на 18% (годовая экономия — 134 т пара или 85 Гкал). Исключены расходы на противокоррозионную обработку труб (экономия 120 тыс. руб. /год). Совокупный экономический эффект — 480 тыс. руб. /год. Затраты на изоляцию — 890 тыс. руб. Срок окупаемости — 1,8 года.

Методика расчёта экономической эффективности теплоизоляции

Экономическая эффективность теплоизоляции промышленного объекта оценивается по методике, изложенной в ГОСТ Р 51387-99 «Энергосбережение. Нормативно-методическое обеспечение» и конкретизированной в СТО НОСТРОЙ 2. 12. 97-2013 «Изоляционные работы. Правила, контроль выполнения и требования к результатам работ».

Базовым критерием выступает чистый дисконтированный доход (NPV) от инвестиций в теплоизоляцию, рассчитываемый по формуле: NPV = Σ (ΔQ_год × T_э − C_экспл) / (1 + r)^t − C_инв, где ΔQ_год — годовая экономия тепловой энергии, Гкал; T_э — тариф на тепловую энергию, руб. /Гкал; C_экспл — годовые эксплуатационные затраты на обслуживание изоляции; r — ставка дисконтирования (рекомендуемое значение для бюджетных проектов — 7,5% согласно Приказу Минэкономразвития № 963 от 17.12.2021); C_инв — капитальные вложения в устройство изоляции.

Для типовых проектов модернизации изоляции трубопроводов срок окупаемости, рассчитанный по данной методике, составляет от 6 месяцев до 2,5 лет в зависимости от диаметра трубопровода, температурного графика и климатической зоны. Наиболее короткие сроки окупаемости (6–12 месяцев) достигаются при изоляции трубопроводов с температурой теплоносителя выше 80 °C, проложенных в неотапливаемых помещениях или на открытом воздухе.

Выбор теплоизоляционного материала для промышленного объекта

При выборе материала для теплоизоляции промышленных трубопроводов и оборудования необходимо учитывать комплекс факторов, включая температурный режим, влажностные условия, агрессивность среды и требования пожарной безопасности.

Ниже приведены рекомендации, основанные на положениях СП 61. 13330. 2020 и данных заводов-изготовителей.

Для трубопроводов с температурой теплоносителя до 110 °C оптимальным выбором являются изделия из вспененного каучука (NBR/PVC). Закрытоячеистая структура материала обеспечивает высокое сопротивление паропроницанию (μ ≥ 5 000), что позволяет отказаться от устройства дополнительной пароизоляции. Данное решение рекомендовано для систем отопления, ГВС, ХВС и кондиционирования.

Для трубопроводов с температурой теплоносителя от 110 до 400 °C применяются минераловатные цилиндры на синтетическом связующем. Плотность изделий должна составлять не менее 80 кг/м³ для обеспечения стабильности геометрических размеров. Обязательно устройство защитного покрытия из оцинкованной стали (δ ≥ 0,5 мм) или алюминиевых листов (δ ≥ 0,3 мм) при наружной прокладке.

Для трубопроводов с температурой теплоносителя выше 400 °C используются прошивные маты из базальтового супертонкого волокна (БСТВ) или высокотемпературные плиты на основе кремнезёмного волокна. Многослойная конструкция с разбежкой швов обязательна. Температура на границе слоёв не должна превышать допустимую для данного материала.

Тепловизионное обследование как инструмент контроля

Согласно ГОСТ Р 54852-2021, тепловизионное обследование является основным методом неразрушающего контроля качества теплоизоляции ограждающих конструкций и трубопроводов. Метод позволяет выявить участки с аномальными теплопотерями, дефекты изоляционного слоя (разрывы, увлажнение, сползание) и мостики холода в узлах примыкания конструкций.

При проведении тепловизионного обследования промышленного объекта необходимо соблюдать требования к условиям съёмки: разность температур внутреннего и наружного воздуха не менее 15 °C, отсутствие прямого солнечного излучения, скорость ветра не более 3 м/с. Для трубопроводов перепад температур между теплоносителем и окружающим воздухом должен составлять не менее 20 °C. Периодичность тепловизионного контроля для промышленных зданий рекомендуется устанавливать не реже одного раза в 3 года, а для объектов с повышенными требованиями к энергоэффективности (класс А, А+) — ежегодно перед началом отопительного сезона.

Типичные ошибки при проектировании и монтаже теплоизоляции

Практика теплотехнических обследований выявляет ряд систематических ошибок, сводящих на нет потенциал энергосбережения: Ошибка 1. Занижение толщины изоляции. Проектировщики нередко закладывают толщину изоляции «по аналогии» с предыдущими объектами без выполнения теплотехнического расчёта по СП 61. 13330. 2020. Для климатических зон с ГСОП > 5 000 °C·сут это приводит к недоотпуску тепла и завышенным эксплуатационным расходам.

Ошибка 2. Игнорирование пароизоляции. При использовании минераловатных изделий на трубопроводах с температурой ниже температуры окружающей среды обязательна установка пароизоляционного слоя. Отсутствие пароизоляции приводит к диффузии пара в толщу изоляции, её увлажнению и резкому (в 3–5 раз) увеличению теплопроводности.

Ошибка 3. Некачественная герметизация стыков. Даже при правильно подобранной толщине изоляции сквозные зазоры в стыках цилиндров и матов создают конвективные потоки, увеличивающие фактические теплопотери на 15–25% по сравнению с расчётными значениями. Ошибка 4. Отсутствие защитного покрытия. Наружная прокладка трубопроводов без защитного покрытия (окожушки) приводит к механическим повреждениям изоляции и её увлажнению атмосферными осадками. Срок службы незащищённой изоляции сокращается в 3–5 раз.