и повторный контроль качества изоляционного покрытия. 60. При обнаружении по результатам электрометрических замеров на ППМТ снижения сопротивления изоляции ниже значений, указанных в таблице 3 приложения N 3 к настоящему Руководству по безопасности, с целью определения наличия дефектов металла трубы (царапин, рисок, задиров) в местах повреждения изоляции до ввода ППМТ в эксплуатацию рекомендуется проводить ВТД ППМТ с использованием ВИП. 61. Результаты контроля изоляционного покрытия предлагается оформлять актом оценки состояния изоляционного покрытия законченного строительством участка МТ. Внутритрубное диагностирование подводных переходов магистральных трубопроводов, законченных строительством 62. Рекомендуемая методика проведения работ по ВТД ППМТ приведена в приложении N 4 к настоящему Руководству по безопасности. 63. ППМТ предлагается считать готовым к проведению ВТД при выполнении следующих условий: ППМТ оборудован КПП СОД в соответствии с п. 18; очистка закончена и оформлен акт о проведении очистки; проведена профилеметрия ППМТ в соответствии с пунктами 42 - 49 и отсутствуют дефекты, препятствующие пропуску ВИП; установлено насосное оборудование, обеспечивающее требуемую
соответствии с СТО Газпром 2-3.5-046, включающую комплекс испытаний (в соответствии с Р Газпром 2-2.3-806-2014 (1) для экспериментального подтверждения соответствия технических характеристик (показателей назначения) диагностического оборудования требованиям ОАО «Газпром». То есть, как видно из текста приведенного пункта Рекомендаций, испытания и техническую экспертизу проводят для допуска оборудования для проведения работ по внутритрубной диагностики. Из пункта 1.3. Рекомендаций следует, что они предназначены как для организаций, разрабатывающих и изготавливающих внутритрубное оборудование, так и для специализированных диагностических организацией, осуществляющих внутритрубное диагностирование газопроводов ОАО «Газпром». Из положений Р Газпром 2-2.3-806-2014 (1) следует, что к испытаниям для экспериментального подтверждения соответствия технических характеристик диагностического оборудования требованиям ОАО «Газпром» допускается диагностическое оборудование специализированных организаций осуществляющих внутритрубное диагностирование газопроводов ОАО «Газпром». В исследовательской части экспертного заключения № 79 от 30.06.2021 г. экспертами был сделан вывод о том, что Рекомендации Р Газпром 2-2.3-919-2015 от 22.12.2014 года не содержат прямых указаний об обязанности производителя оборудования производить подобные испытания. Из показаний эксперта ФИО12,
6.6.4 Стандарта основными задачами в области контроля и диагностирования технического состояния ЛЧ МГ являются: планирование диагностических работ; организация подготовки ЛЧ МГ к проведению диагностических работ; контроль за выполнением диагностических работ; анализ технического состояния ЛЧ МГ и разработка предложений по ремонту и реконструкции по результатам диагностических обследований; внесение информации о результатах диагностических работ в корпоративный банк данных ОАО «Газпром». Пунктом 6.6.5 Стандарта установлено, что для контроля технического состояния ЛЧ МГ применяют следующие основные способы диагностирования: внутритрубное диагностирование , предназначенное для обнаружения дефектов в теле трубы и в сварных соединениях, контроля геометрии трубы и геодезического позиционирования; наземные обследования с применением транспортных средств, пеших обходов, экскавации газопроводов (шурфование), специальных обследований; обследование газопроводов с применением летательных и космических аппаратов, в том числе спутниковых систем; приборное и водолазное обследование подводных переходов; обследование газопроводов с приложением контрольных нагрузок; другие способы обследований. В ходе обследований ЛЧ МГ ЭО и специализированные организации могут проводить: выявление свищей и утечек
комплексом взаимосвязанного оборудования, предназначенного для проведения технологических операций по запасовке и пуску внутритрубных очистных, диагностических и разделительных устройств в потоке перекачиваемого продукта в магистральном нефтепроводе или нефтепродуктопроводе. Исходя из пункта 3.9 ГОСТ 34181-2017 и пункта 3.10 ГОСТ Р 54907-2012, запасовка - это комплекс работ, проводимых на площадке узла пуска средств очистки и диагностирования с целью размещения средств очистки и диагностирования в камере пуска. В соответствии с пунктом 3.4 ГОСТ 34181-2017 и ГОСТ Р 54907-2012, внутритрубное диагностирование (далее - ВТД) - это вид технического диагностирования с использованием внутритрубных инспекционных приборов, обеспечивающих получение информации об особенностях трубопровода, наличии, характера и местоположения дефектов основного металла и сварных швов труб. На основании пункта 3.27 ГОСТ 34181-2017 и пункта 3.25 ГОСТ Р 54907-2012 скребок-калибр - это внутритрубное устройство, предназначенное для оценки минимальной величины проходного сечения трубопровода, определяемой перед запуском очистных устройств или внутритрубных инспекционных приборов. Согласно пункту 3.5 ГОСТ 34181-2017 и пункту 3.5 ГОСТ Р
ГПА7-кр6; - не обеспечено проведение экспертизы промышленной безопасности по истечении срока безопасной эксплуатации технических устройств, опасного производственного объекта, находящихся в эксплуатации более 20 лет, - ПРГ ФИО4 (в эксплуатации с 1989 года); - не обеспечено проведение экспертизы промышленной безопасности по истечении срока безопасной эксплуатации технических устройств, опасного производственного объекта, находящихся в эксплуатации более 20 лет, - участок газопровода-отвода к ГРС «Запорожская» 0-37 км инв. № 20983 (год ввода в эксплуатацию 1996); - не проведено внутритрубное диагностирование с целью определения пространственного положения газопроводов, а также выявления строительных дефектов для последующего их устранения в рамках гарантийных обязательств в течение первого года эксплуатации вновь построенных газопроводов: Участок «Писаревка-Анапа» 709,3-768,5 км инв. № 463341 (ввод в эксплуатацию 2014 год); Участок «Писаревка-Анапа» 768,5-817 км инв. № 471779 (ввод в эксплуатацию 2015 год); Участок «Починки-Анапа» 1511,3-1570,5 км (ввод в эксплуатацию 2015 год); Участок «Починки-Анапа» 1570,5-1619 км инв. № 471764 (ввод в эксплуатацию 2015 год); Участок «Писаревка-Анапа»
2-4.1-273-2008, несоответствия основного металла по значениям ударной вязкости перехода хладостойкому климатическому исполнению, воздействие деформаций от изгибающих нагрузок. Организационных причин аварии не установлено (л.д. 156-169). Вопреки доводам жалобы, и как правильно установлено судом, что причиной аварии послужило нарушение технологии строительства, допущенное до ввода в эксплуатацию в 2011 году строительной организацией, о котором эксплуатирующей организации ООО «Газпром переработка» не могло быть известно до момента аварии. Обществом в рамках осуществления промышленной безопасности в 2012 году, была проведена внутритрубное диагностирование магистрального продуктопровода «Заполярье НГКМ - г.Новый Уренгой», не выявившее соответствующих дефектов. Таким образом, судья Пуровского районного суда Ямало-Ненецкого АО пришел к обоснованному выводу о том, что применительно к требованиям части 2 статьи 8.6 Кодекса Российской Федерации об административных правонарушениях и положениям законодательства в области охраны окружающей среды административным органом не подтверждено наличие состава административного правонарушения, предусмотренного частью 2 статьи 8.6 Кодекса Российской Федерации об административных правонарушениях. В соответствии со статьей 24.1 Кодекса Российской Федерации
6.6.4. Стандарта основными задачами в области контроля и диагностирования технического состояния ЛЧ МГ являются: планирование диагностических работ; организация подготовки ЛЧ МГ к проведению диагностических работ; контроль за выполнением диагностических работ; анализ технического состояния ЛЧ МГ и разработка предложений по ремонту и реконструкции по результатам диагностических обследований; внесение информации о результатах диагностических работ в корпоративный банк данных ОАО «ФИО1». Пунктом 6.6.5. Стандарта установлено, что для контроля технического состояния ЛЧ МГ применяют следующие основные способы диагностирования: внутритрубное диагностирование , предназначенное для обнаружения дефектов в теле трубы и в сварных соединениях, контроля геометрии трубы и геодезического позиционирования; наземные обследования с применением транспортных средств, пеших обходов, экскавации газопроводов (шурфование), специальных обследований; обследование газопроводов с применением летательных и космических аппаратов, в том числе спутниковых систем; приборное и водолазное обследование подводных переходов; обследование газопроводов с приложением контрольных нагрузок; другие способы обследований. В ходе обследований ЛЧ МГ ЭО и специализированные организации могут проводить: выявление свищей и утечек
во втором случае - проходное сечение трубопровода составляет 85,1% и соответственно указано о пригодности участка трубопровода для пропуска дефектоскопа и профилемера. Согласно акту о результатах контроля качества очистки от ... контроль качества очистки участка ... перед пропуском ВИП МДСкан произведен в период с ... по .... Результаты контроля качества очистки соответствуют нормативным требованиям, участок трубопровода готов к пропуску ВИП (т.3, л.д.230-232). В соответствии с п. 16.11 Отраслевого регламента «Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Внутритрубное диагностирование магистральных трубопроводов» трубопровод считается пригодным для пропуска ВИП при выполнении следующих условий: все запущенные калибровочные устройства, ОУ приняты в камеру приема СОД; на всех пропущенных по участку калибровочных устройствах, ОУ отсутствуют механические повреждения; проходное сечение участка трубопровода по результатам проверки технического состояния и показаний пропущенных калибровочных устройств составляет не менее 85 % от DN трубопровода. Согласно п. 16.12 указанного Отраслевого регламента при невыполнении любого из условий, приведенных в 16.11, трубопровод считается неготовым к ВТД.
направлении соответствующей информации на электронный адрес Северо-Западного межрегионального управления Росприроднадзора 05 декабря 2020 года. Нарушение иных норм, устанавливающих экологические требования при осуществлении эксплуатации МНПП, в постановлении по данному делу об административном правонарушении не установлено и не описано. При рассмотрении дела, защитником общества представлены объяснения о предпринятых юридическим лицом действиях для предупреждения разлива нефтепродуктов, в частности, представлены Журнал патрулирования линейной части нефтепровода/нефтепродуктопровода, Журнал воздушного патрулирования, план-задания и отчеты о работе отряда охраны, акты о проведении внутритрубного диагностирования . В ходе судебного разбирательства обществом по запросу суда представлены утвержденные ООО «Т...» Отраслевой регламент о внутритрубном диагностировании магистральных трубопроводов; Отраслевой регламент по технической эксплуатации объектов магистрального трубопровода, согласно которому производится воздушный осмотр трассы от 2 до 5 раз в неделю; наземный осмотр трассы – мастером линейно-эксплуатационной службы (ЛАЭС) 1 раз в неделю, начальником ЛАЭС 1 раз в месяц, при наличии обходчика – ежедневно; Отраслевой регламент – Положение по планированию, организации и проведению работ
в Федеральной службе по экологическому, технологическому и атомному надзору за № 16-16(00).0291-00-МТ декларация промышленной безопасности опасного производственного объекта, имеется заключение экспертизы промышленной безопасности № ЗЭ-МСПб-ГТЮ-ЛЧ-ЭП-042-2018 и Договор страхования ответственности за причинение вреда окружающей среде (экологические риски), жизни, здоровью и имуществу третьих лиц № 19 EL 0695 от 14.11.2019. В период эксплуатации участка МГ «Надым-Пунга 1», в территориальной деятельности Перегребненского ЛПУМГ, заявителем осуществлялись мероприятия по обслуживанию, патрулированию, обследованию, техническому диагностированию, экспертизе, текущим ремонтам. По результатам внутритрубного диагностирования участка МГ «Надым-Пунга 1» в декабре 2019 года проведены ремонтные работы (текущий ремонт) по частичной замене участка магистрального газопровода с целью предупреждения аварийной ситуации.Также в целях возмещения вреда, нанесенного окружающей среде в результате аварии, АО «Согаз» произведена выплата страхового возмещения в адрес Природнадзор Югры в размере 7539888 рублей. Таким образом, при эксплуатации Обществом газопровода МГ «Надым-Пунга 1» соблюдались требования статей 34, 36 и 46 Федерального закона от 10.01.2002 № 7-ФЗ «Об охране окружающей среды»,
