Гражданский кодекс часть 1

ОАО «ТЭЦ-Северная» обратилось в суд с иском к ЗАО «Астраханьрегионгаз»; ООО «Астраханьрегионгаз» о признании установки расходомеров газа РГА - 100(300) №№ 300826 и 300893 незаконной, несоответствующей требованиям действующего законодательства Российской Федерации, а показания приборов недействительными.

В соответствии со ст. 51 АПК РФ к участию в деле в качестве третьего лица, не заявляющих самостоятельных требований относительно предмета спора, привлечено ОАО «Астраханьгазсервис».

Ответчик – ЗАО «Астраханьрегионгаз» иск не признал, считает, что прибор учета - расходомер газа термоанемометрический РГА-100(300) установлен на границе балансовой принадлежности ГРО (газораспределительной организации) ОАО «Астраханьгазсервис» и Потребителя ОАО «ТЭЦ-Северная». Установка вышеуказанного измерительного комплекса была произведена ОАО «Астраханьгазсервис» для ООО «Астраханьрегионгаз» по договору подряда № 77 от 16.09.2005г., и устанавливался специализированной организацией ООО Научно - производственное объединение «Турбулентность - Дон» по договору № 264 заключенному между ОАО «Астраханьгазсервис» и ООО НПО «Турбулентность - Дон» 09.08.2005 г. Кроме того, по установке расходомера газа термоанемометрического РГА-100(300) ООО НПО «Турбулентность - Дон» был разработан Рабочий проект, в котором документально подтверждены соблюдение всех условий необходимых для правильной установки вышеуказанного прибора учета, в том числе и его установка на прямолинейном участке не менее 20 Двн до установки прибора и 5 Двн после.Так же утверждение Истца о том, что не был обеспечен доступ представителей ОАО «ТЭЦ-Северная» для проверки его технического состояния и правильности функционирования не соответствует действительности. Так, ОАО «ТЭЦ – Северная» неоднократно (Письмами № 01-3/2127 от 03.11.05 г., 01-3/2132 от 07.11.2005г., 01-3/2383 от 30.11.05 г., 01-3/2630 от 29.12.05 г., 01-3/2653 от 30.12.05 г., Акт от 01.12.05 г. и Акт комиссионного снятия показаний от 01.12.05 г. - ООО «Астраханьрегионгаз» и Письмо № 01-3/22 от 12.01.2006 г. - ЗАО «Астраханьрегионгаз») направлялась документация по измерительному комплексу и Потребителю также неоднократно предлагалось принять участие в комиссионных снятиях с него показаний.Далее Истец утверждает, что максимальный предел измерений расходомера РТЛ-100(300) составляет не более 8 тыс. нм³/ч. Данное утверждение также не соответствует действительности. в частности описанием для расходомера газа термоанемометрического РГА - 100 (300) установлено, что диапазон измерений объемного расхода газа составляет от 1,5 до 287 ООО м³/ч. Протоколом проверки расходомера газа РГА-100 (300) ООО «Метрогазцентр» с участием поверителя ФГУ «Ростовский ЦСМ» при поверке на автоматизированном поверочном стенде датчиков СПУ-ПГ-2М, было установлено, что вышеуказанный расходомер соответствует нормативным документам и признан пригодным для эксплуатации. Кроме вышеизложенного, в исковом заявлении истец утверждает, что газопровод ОАО «ТЭЦ - Северная» является распределительным, а следовательно на нем находятся другие потребители. Все газопроводы делятся на магистральные и распределительные. К распределительным газопроводам относятся все газопроводы идущие после ГРС и утверждение раз газопровод распределительный то на нем находятся другие потребители кроме ОАО «ТЭЦ –Северная» крайне не верно. Данное подтверждается Актом по установлению границы балансовой принадлежности газопровода между ОАО «Астраханьгазсервис» и ОАО «ТЭЦ –Северная» от 14.01.2004 г. приложением, к которому является Схема границы раздела газопровода между ОАО «Астраханьгазсервис» и ОАО «ТЭЦ – Северная» по балансовой принадлежности.В Схеме отмечено расположение газопровода от границы балансовой принадлежности до ОАО «ТЭЦ – Северная» и никаких потребителей на нем кроме ОАО «ТЭЦ – Северная» не отмечено. Данное также подтверждается Управлением по технологическому и экологическому надзору по Астраханской области письмом, № 364-05/13 от 10.03.2006 г. в котором, также указывается на то, что кроме ОАО «ТЭЦ – Северная» других потребителей на данном газопроводе нет. На границе балансовой принадлежности ГРО ОАО «Астраханьгазсервис» и Потребителя - ОАО «ТЭЦ - Северная» находится Прибор учета газа аттестованный и сертифицированный соответствующим образом. Таким образом, через прибор учета Поставщика, ведущего в соответствии с п. 22 Правил Поставки учет газа, на границе балансовой принадлежности ГРО и Потребителя проходят объемы газа, зафиксированные Поставщиком и соответственно в сети, принадлежащие потребителю, газ поступает в объемах установленных Поставщиком.

Ответчик – ООО «Астраханьрегионгаз» в судебное заседание не явился, заявил о рассмотрении дела в его отсутствие, в ранее представленном отзыве на иск, требования истца не признал по тем же основаниям.

Третье лицо – ОАО «Астраханьгазсервис» просит в удовлетворении исковых требований ОАО «ТЭЦ - Северная» отказать, считает, что прибор учета газа РГА - 100 (300) был установлен специализированной организацией ООО НПО «Турбулентность - Дон», на границе балансовой принадлежности газораспределительных сетей ОАО «Астраханьгазсервис» и ОАО «ТЭЦ - Северная». ООО НПО «Турбулентность - Дон» является специализированной организацией, которая занимается изготовлением, ремонтом и установкой средств измерений и имеет лицензии на выполнение этих работ. Кроме всего прибор учета установлен не на газопроводе, а в стороне от него, на газопроводе был расположен только датчик, являющийся составной частью прибора учета газа, надлежащим образом сертифицированный, аттестованный и признанный пригодным для использования в коммерческих расчетах.

Суд, изучив материалы дела, выслушав доводы лиц, участвующих в деле, установил:

Как следует из материалов дела, 25.10.2005г. на участке газопровода 26 м. от ГРС – 3 в сторону ОАО «ТЭЦ - Северная» на расстоянии 15,5 м. до поворота на ОАО «ТЭЦ - Северная» согласно договорам между ООО «Астраханьрегионгаз» и ОАО «Астраханьгазсервис» от 16.09.2005г.№ 77 и между ОАО «Астраханьгазсервис» и ООО НПО «Турбулентность – Дон» от 09.08.2005 г. № 264 Обществом с ограниченной ответственностью НПО «Турбулентность – Дон» был установлен расходомер газа термоанемометрический РГА-100 (300) № 300826.

В связи со сменой с 01.01.2006г. поставщика газа по договору аренды от 30.12.2005г. № 04-6-148 между ООО «Астраханьрегионгаз» и ЗАО «Астраханьрегионгаз» расходомер был передан в пользование ЗАО «Астраханьрегионгаз».

20.01.2006г. расходомер РГА-100 (300) № 300826 был заменен на расходомер РГА-100 (300) № 300893.

Суд считает, что требования истца подлежат удовлетворению по следующим основаниям.

В силу положений, установленных статьями 64 и 71 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации наличие или отсутствие обстоятельств, имеющих значение для правильного рассмотрения дела, суд устанавливает, оценивая доказательства в их совокупности и во взаимной связи.

Оценивая представленные в материалы дела документы в их совокупности и во взаимной связи суд установил следующее.

Как следует из представленных истцом документов (разделительный баланс между ОАО «Астраханьбумпром» и ОАО «ТЭЦ - Северная» на 01.11.1997г., передаточный акт имущества ОАО «Астраханьбумпром» в ОАО «ТЭЦ - Северная», постановление Федерального арбитражного суда Поволжского округа от 18.10.2007г. по делу № А06-381/07) ОАО «ТЭЦ - Северная» было создано в 1998г. путем выделения из ОАО «Астраханьбумпром», которое передало ОАО «ТЭЦ - Северная» наряду с другими, в том числе, и газопровод от ГРС – 3 до ТЭЦ.

В соответствии с пунктом 4 статьи 58 Гражданского кодекса Российской Федерации при выделении из состава юридического лица одного или нескольких юридических лиц к каждому из них переходят права и обязанности реорганизованного юридического лица в соответствии с разделительным балансом.

Пунктом 2 статьи 218 Гражданского кодекса Российской Федерации в случае реорганизации юридического лица право собственности на принадлежавшее ему имущество переходит к юридическим лицам - правопреемникам реорганизованного юридического лица.

Как было указано выше, а также как следует из представленных суду актов и схем раздела границ балансовой принадлежности газопровода между ОАО «Астраханьгазсервис» и ОАО «ТЭЦ - Северная», схемы обследования подземных участков газопровода Ду 400 к ОАО «ТЭЦ - Северная» от 16.03.2007г. (т.1 л. <...>) расходомер газа термоанемометрический РГА-100 (300) был установлен на участке газопровода 26 м. от ГРС – 3 в сторону ОАО «ТЭЦ - Северная» на расстоянии 15,5 м. до поворота на ОАО «ТЭЦ - Северная» до границы раздела балансовой принадлежности газопровода между ОАО «Астраханьгазсервис» и ОАО «ТЭЦ - Северная», то есть на участке, принадлежащем ОАО «ТЭЦ - Северная». Какого – либо разрешения или согласия истца на монтаж на принадлежащем ему газопроводе расходомера газа ответчиками у истца не испрашивалось.

Между тем, в соответствии с пунктом 1 статьи 209 Гражданского кодекса Российской Федерации права владения, пользования и распоряжения своим имуществом принадлежат его собственнику.

В силу статьи 304 Гражданского кодекса Российской Федерации собственник может требовать устранения всяких нарушений его права, хотя бы эти нарушения и не были соединены с лишением владения.

Кроме того, для целей установления соответствия (несоответствия) прибора учета газа РГА – 100 (300) требованиям действующего законодательства судом по ходатайству истца была назначена судебная экспертиза. Проведение экспертизы было поручено ФГУ «Астраханский центр стандартизации и метрологии». Перед экспертом были поставлены следующие вопросы:

1. Соответствует ли место установки прибора учета газа РГА-100(300) ГОСТ 8.361-79?

2. Обеспечивает ли прибор РГА-100(300) требуемую точность определения фактического расхода газа?

3. Соответствует ли место установки прибора учета газа РГА-100(300) МИ 2762- 2002 Методика выполнения измерений термоанемометрическим расходомером РГА-100(300).

4. Соответствует ли место установки прибора учета газа РГА-100(300) Руководству по эксплуатации. Расходомеры газа термоанемометрические РГА-100 (300) НКИЯ 407282.000 РЭ.

5. Имеет ли ИК РГА-100(300) сертификат об утверждении средства измерения, выданный Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии и внесен ли он в реестр средств измерений.

6. Допущен ли ИК РГА-100(300) к применению в Российской Федерации.

7. Можно ли использовать прибора учета газа РГА – 100 (300) № 300826, № 300893 в качестве коммерческого при взаиморасчетах ЗАО «Астраханьрегионгаз», ООО «Астраханьрегионгаз» и ОАО «ТЭЦ-Северная» ?

8. Проверялась ли правильность монтажа измерительного комплекса расхода газа РГА – 100 (300) при метрологической аттестации (свидетельство от 24.10.2005г.)?

9. При смене расходомера РГА – 100 (300) № 300826 на РГА – 100 (300) № 300893 допускается ли данный измерительный комплекс к применению в качестве коммерческого?

При проведении экспертизы экспертом установлено следующее:

1. Соответствует ли место установки прибора учета газа РГА-100 (300) ГОСТ 8.361-79?

Не соответствует. Согласно ГОСТ 8.361-79 п. 4.1 таблица № 2 необходимая длина прямого участка до местного сопротивления - «Колено или тройник» - 55 Д (22,54 м), но ГОСТ 8.361-79 является обобщенным документом описывающим методы измерения для различных преобразователей п. 3.1 (напорные трубки, специальные тахометрические преобразователи, термоанемометры, термогидрометры, электромагнитные преобразователи скорости и т.п.) и не устанавливает метрологические требования к эксплуатации расходомера РГА-100(300) и поэтому для данного расходомера согласно «Руководства по эксплуатации» НКИЯ 407282.000 РЭ п. 2.17 и МИ 2762-2002 «Методика выполнения измерений термоанемометрическим расходомером РГА-100 (300)» п. 8.2 минимальная длина прямого участка вверх по потоку от измерительного сечения до местного сопротивления - «колено или тройник»-20Д (8,2 м), имеющаяся длина - 15,5 м.

2. Обеспечивает ли прибор РГА-100(300) требуемую точность определения
фактического расхода газа?

Расходомер газа РГА-10(300) № 300893 прошел первичную проверку на соответствие требованиям технических условий НКИЯ 407282.000 ТУ и признан годным для использования как коммерческий узел учета 26.12.2005 г (стр. 34-35 Руководства по эксплуатации).

3. Соответствует ли место установки прибора учета газа РГА-100 (300) МИ 2762-2002
Методика выполнения измерений термоанемометрическим расходомером РГА-100
(300).

Соответствует. Расходомер установлен на измерительном трубопроводе круглого сечения. Первичный преобразователь скорости потока установлен в точке средней скорости в соответствии с требованиями МИ 2762-2002 путем измерения наружного периметра и толщины стенки трубопровода определялась площадь измерительного сечения согласно п. 8.2 МИ 2762-2002. Определение точки средней скорости и внутреннего диаметра трубопровода на основании результатов измерений длины окружности и толщины стенки трубопровода соответствуют требованиям метода выполнения измерений. Результаты измерений: длина окружности и толщина стенки трубопровода, внутреннего диаметра, точки средней скорости приведены в протоколе замера трубопровода стр. 37 НКИЯ 407282.000 РЭ. Расстояние до первого сопротивления - 15,5 м. Необходимая длина не менее 20Д (8,2 м).

4. Соответствует ли место установки прибора учета газа РГА-100 (300) Руководству по эксплуатации. Расходомеры газа термоанемометрические РГА-100(300) НКИЯ 407282.000 РЭ?

Соответствует.Расходомер предназначен для работы в измерительных трубопроводах при давлении 0-7 МПа. Внутренний диаметр трубопровода в месте выполнения измерений 50-1300 мм. Минимальная длина прямого участка перед измерительным сечение должна быть в соответствии с таблицей № 2 стр. 11 - 20Д (8,2м) имеющаяся длина - 15,5 м.

5. Имеет ли ИК РГА-100(300) сертификат об утверждении средства измерения,
выданный Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии
и внесен ли он в реестр средств измерений?

Имеет. Сертификат об утверждении типа СИ № 22997 действителен до 01.02.2011 года. Настоящий сертификат удостоверяет, что на основании положительных результатов испытаний утвержден тип «Расходомер газа термоанемометрический РГА-100(300), предприятие изготовитель ООО НПО «Турбулентность-Дон» г. Ростов - на - Дону, который зарегистрирован в государственном реестре СИ под № 19782-06.

6. Допущен ли ИК РГА-100(300) к применению в Российской Федерации?
Допущен к применению в Российской Федерации 27.01.2006 г. сертификат № 22997.

7. Можно ли использовать прибор учета газа РГА-ЮО(ЗОО) № 300826, № 300893 в
качестве коммерческого при взаимных расчетах ЗАО «Астраханьрегионгаз», ООО
«Астраханьрегионгаз» и ОАО «ТЭЦ-Северная»?

Согласно сведениям о поверке расходомер газа РГА-100(300) № 300893 изготовленный ООО НПО «Турбулентность-Дон» прошел первичную поверку на соответствие требованиям технических условий НКИЯ 407282.000 ТУ и признан годным для использования как коммерческий узел учета 06.12.2005 г. Подпись поверителя Ростовского ЦСМ.

8. Проверялась ли правильность монтажа измерительного комплекса расхода газа РГА-100(300) при метрологической аттестации (свидетельство от 24.10.2005:

Монтаж и место расположения расходомера соответствуют требованиям действующих нормативных и эксплуатационных документов.

9. При смене расходомера РГА -100 (300) № 300826 на РГА -100 (300) № 300893
допускается ли данный измерительный комплекс к применению в качестве
коммерческого?

Допускается, если расходомеры имеют одинаковые технические характеристики и поверены в метрологической службе «Ростехрегулирования».

Экспертом сделаны следующие выводы:

В результате проведения судебной экспертизы установлено, что монтаж и месторасположения расходомера соответствуют требованиям действующих нормативных иэксплуатационных документов.

Результаты измерений объема природного газа расходомером РГА-100 (300) могут использоваться для проведения взаиморасчетов между поставщиком и потребителем газа.

В связи с недостаточной полнотой экспертного заключения, необходимостью разъяснения дополнительных, возникших в связи с проведенной экспертизой, вопросов, требующих специальных познаний и, учитывая, что экспертом ФИО7 как госповерителем, ранее выдавалось свидетельство о метрологической аттестации измерительного комплекса РГА-100(300), судом была назначена дополнительная судебная (метрологическая) экспертиза. Поскольку у ФГУ «Астраханский центр стандартизации и метрологии» отсутствовала возможность в проведении дополнительной экспертизы, проведение экспертизы было поручено ФГУП «Всероссийский научно-исследовательский институт расходомеров г. Казани».

Перед экспертом были поставлены следующие вопросы:

1. Аттестован ли МИ 2762-2002 «ГСИ. Расход природного газа. Методика выполнения измерений термоанемометрическим расходомером РГА – 100 (300)» в соответствии с действующим законодательством?

2. Внесен ли МИ 2762-2002 «ГСИ. Расход природного газа. Методика выполнения измерений термоанемометрическим расходомером РГА – 100 (300)» в федеральный реестр?

3. Существуют ли акты проверки расходомеров №№ 300893, 300826 на условия измерений требованиям установленности (стационарности), сформированности (осесимметричности) и турбулентности потока по ГОСТ 8.439?

4. Соблюдены ли условия выполнения измерений согласно ГОСТ 8.361-79, в МИ 2762-2002 «ГСИ. Расход природного газа. Методика выполнения измерений – термоанемометрическим расходомером РГА – 100 (300)»?

5. Существуют ли акты проверки внутренней поверхности газопровода на отложения и наросты измеряемой среды или продуктов коррозии расходомеров №№ 300893, 300826?

6. Определен ли тип местного сопротивления узла учета газа РГА - 100 (300) в ГОСТ 8.361-79, в МИ 2762-2002 «ГСИ. Расход природного газа. Методика выполнения измерений термоанемометрическим расходомером РГА – 100 (300)?

По результатам экспертизы экспертом сделаны следующие выводы.

Узел учета природного газа на базе расходомера РГА-100(300), принадлежащий ЗАО (ООО) «Астраханьрегионгаз», расположенный на наружном газопроводе ОАО «ТЭЦ-Северная», г.Астрахань, метрологически не обеспечен. Присвоенное узлу учета газа значение предела относительной погрешности измерения расхода и объема, приведенного к стандартным условиям, недостоверно.

На основании указанного, настоящий узел учета не соответствует основным требованиям Правил учета газа, ГОСТ 8.618-2006. ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерения объемного и массового расхода газов и не может использоваться для измерения объема природного газа, приведенного к стандартным условиям, при осуществлении взаимных финансовых расчетов между поставщиком и потребителем газа.

К таким выводам, как это следует из экспертного заключения, эксперт пришел, в частности, на основании следующего.

Согласно п.3 статьи 1 и статье 11 Федерального закона «Об обеспечении единства измерений» от 26.06.2008г. № 102 коммерческий учет природного газа относится к сфере распространения Государственного метрологического контроля и надзора, поэтому в соответствии с п.1 статьи 15 Федерального закона «Об обеспечении единства измерений»; п.п.6.1 ГОСТ Р 8.563 ГСИ. Методика выполнения измерений и п.2.5 Правил учета газа МИ 2762 Рекомендация ГСИ Расход природного газа. Методика выполнения измерений термоанемометрическим расходомером РГА – 100 (300), утвержденная ФГУП ВНИИМС 27.11.2002г. (далее Методика выполнения измерений) должна быть в обязательном порядке аттестована, на основании аттестации выдано зарегистрированное свидетельство об аттестации Методики выполнения измерений, номер которого должен быть указан в предисловии Методики выполнения измерений. После аттестации, в соответствии с п.п. 4.3. ГОСТ Р 8.563 ГСИ. Методика выполнения измерений, нормативный документ на Методику выполнения измерений должен быть зарегистрирован в Федеральном реестре методик выполнения измерений, применяемых в сферах распространения государственного метрологического контроля и надзора .

Исходя из титульного листа Методики выполнения измерений, содержания ее разделов 1,2 «Назначение и область применения» и «Нормы погрешности измерений» следует, что область применения Методики выполнения измерений не относится к коммерческому учету природного газа, в связи с тем, что:

- в наименовании Методики выполнения измерений отсутствует термин «объем» или «количество» газа;

- в разделе 1 Методики выполнения измерений в качестве основной измеряемой величины приведен термин «суммарный расход газа», не соответствующий требованиям Правил учета газа, указывающим, что коммерческий учет осуществляется по результатам измерений объема (количества) природного газа, приведенного к стандартным условиям (по ГОСТ 2939 Газы. Условия для определения объема). Под термином «суммарный расход газа», согласно ГОСТ 15528 Средства измерения расхода, объема или массы протекающих жидкости или газа. Термины и определения, РМГ 29 Метрология. Основные термины и определения., можно понимать только сумму значений текущих расходов по нескольким измерительным трубопроводам многониточного узла учета;

- в разделе 1 Методики выполнения измерений указано, что данный нормативный документ «...устанавливает методику выполнения измерений по ГОСТ 8.361...». Однако ГОСТ 8.361-79. ГСИ. Расход жидкости и газа. Методика выполнения измерений по скорости в одной точке сечения. не относится к сфере коммерческого учета газа, т.к. данный ГОСТ разработан Государственным комитетом СССР по делам строительства и предназначен для измерения объемного расхода жидкости и газа в рабочих условиях как технологического параметра, а не для измерения объема газа, тем более - объема природного газа, приведенного к стандартным условиям.

- в разделе 2 Методики выполнения измерений не указана норма погрешности измерения объема природного газа в соответствии с Правилами, а приведен только предел допускаемой относительной погрешности измерений местной скорости газа. (В каталоге стандартов ФГУП «Стандартинформ», указано, что стандарт ISO 7145:82 Измерение потока текучей среды в закрытых каналах круглого сечения. Метод измерения скорости в одной точке поперечного сечения отменен. В связи с этим, ссылки на стандарт ISO 7145:82, как на нормативный документ, в Руководстве по эксплуатации РГА и Методике выполнения измерений неправомерны).

В тексте Методики выполнения измерений отсутствуют данные об ее аттестации, включающие в себя регистрационный номер и дату выдачи свидетельства об аттестации, наименование предприятия (аккредитованного на право проведения аттестации) проводившего аттестацию. Эти данные должны быть обязательно приведены в Методике выполнения измерений, в случае ее положительной аттестации, в соответствии с требованиями п.п.6.8 ГОСТ 8.563 ГСИ. Методика выполнения измерений.

В соответствии с вышеуказанным, можно с большой степенью вероятности считать, что МИ 2762 Рекомендация ГСИ Расход природного газа. Методика выполнения измерений термоанемометрическим расходомером РГА – 100 (300), утвержденная ФГУП ВНИИМС 27.11.2002г., не аттестована

На письменный запрос ФГУП ВНИИР за исх. № 5380/02-5 от 23.11.2007г. во ФГУП ВНИИМС, ведущему Федеральный реестр, об аттестации и регистрации Методик выполнения измерений получен ответ от ФГУП ВНИИМС за исх. № 103.5.-87/2/18 от 28.01.2008г., в котором сообщается о том, что рассматриваемая Методика выполнения измерений в Федеральном реестре методик выполнения измерений применяемых в сферах распространения государственного метрологического контроля и надзора, незарегистрирована.

Поскольку Методика выполнения измерений в соответствии с требованиями п.п.6.8. ГОСТ Р 8.563-96. ГСИ. Методика выполнения измерений. не зарегистрирована, а только утверждена ФГУП ВНИИМС, то в соответствии с положениями п.п.7.1.1. ГОСТ Р1.0-92. ГСС РФ. Основные положения. и п.3 ГОСТ Р1.4-92. ГСС РФ. Стандарты отраслей, стандарты предприятий, стандарты научно-технических, инженерных обществ и других общественных объединений. Общие положения., ранг Методики выполнения измерений отвечает «стандарту предприятия» который является нормативным документом только предприятия, разработавшего этот документ - ООО НПКФ «ПромТехноСервис», и не распространяется на другие предприятия (организации), в том числе Методика выполнения измерений не распространяется на рассматриваемый узел.

Поскольку Методика выполнения измерений не может быть применена в сферах распространения государственного надзора и контроля, не аттестована, не зарегистрирована в Федеральном реестре методик выполнения измерений, применяемых в сферах распространения государственного метрологического контроля и надзора и не распространяется на рассматриваемый узел, то нормативный документ - Рекомендация ГСИ. Расход природного газа. Методика выполнения измерений термоанемометрическим расходомером РГА - 100 (300) не может быть использована в качестве методики выполнения измерения при коммерческом учете природного газа на узле учета природного газа, принадлежащего ЗАО (ООО) «Астраханьрегингаз», расположенному на наружном газопроводе ТЭЦ-Северная г.Астрахань. Данная Методика выполнения измерений может быть применена только для ведения технологического (оперативного) учета природного газа.

Тип ближайших к РГА местных сопротивлений определен в заключении по результатам проведения повторной технической (метрологической) судебной экспертизы расходомера газа термоанемометрического РГА -100 (300) по уголовному делу № 7040321, но длины прямых участков до РГА не отвечают даже требованиям к условиям измерений по ГОСТ 8.361.

Можно заключить, что условия измерения (длины прямых участков) в узле учета газа не отвечают ГОСТ 8.361и Методике выполнения измерений.

Таким образом, установлено, что в рассматриваемом узле учета газа с использованием РГА условия измерения объема природного газа, согласно ГОСТ 8.361, ГОСТ 8.439-81. ГСИ. Расход воды в напорных трубопроводах. Методика выполнения измерений методом площадь-скорость и Методике выполнения измерений не соблюдены.

Абзацем 3 части 2 статьи 86 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации установлено, что если эксперт при проведении экспертизы установит обстоятельства, которые имеют значение для дела и по поводу которых ему не были поставлены вопросы, он вправе включить выводы об этих обстоятельствах в свое заключение.

Экспертом при проведении экспертизы сделаны следующие дополнительные выводы.

1. Порядок определения и оформления предела границы допускаемой относительной погрешности измерений объема газа, приведенного к стандартным условиям узла учета газа, с использованием расходомера РГА-100/300.

1.1. В соответствии с пунктом 1.4 статьи 3 Федерального закона «Об обеспечении единства измерений» от 26.06.2008г. № 102, средства измерений, предназначенные для применения в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений, до ввода в эксплуатацию, а также после ремонта подлежат первичной поверке.

В данном случае к средству измерений объема газа относят узел учета газа, содержащий в своем составе расходомер РГА-100/300 и измерительный трубопровод, а результаты периодической поверки при вводе в эксплуатацию должны оформляться Свидетельством о первичной поверке.

1.2. В соответствии с ГОСТ Р 8.618-2006. ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерения объемного и массового расхода газов. и разделом 10 ПР 5.2.019-2005 Объем и энергосодержание природного газа. Методика выполнения измерений при помощи турбинных, ротационных и вихревых счетчиков. первичную поверку с целью определения предела допускаемой относительной погрешности измерения объема природного газа, приведенного к стандартным условиям (далее - погрешность измерения объема) можно проводить с помощью рабочих эталонов.

В метрологическом обеспечении данного узла учета рабочий эталон отсутствует.

1.3. В настоящее время для узлов учета газа, включающих в себя нестандартные средства измерения объема газа, данную операцию выполняют в ходе проведения процедуры «Проверка реализации МВИ» для конкретного узла учета газа, см. ПР 50.2.019-2005 Объем и энергосодержание природного газа. Методика выполнения измерений при помощи турбинных, ротационных и вихревых счетчиков., при вводе его в эксплуатацию, включающую в себя операцию по расчету погрешности измерения объема узла учета газа.

1.4. Представленный далее порядок определения погрешности измерения объема исходит из предположений, что МИ 2762 Рекомендация ГСИ Расход природного газа. Методика выполнения измерений термоанемометрическим расходомером РГА -100(300). отвечает требованиям ГОСТР.8.563-96. ГСИ. Методика выполнения измерений. и корректно учитывает положения ГОСТ 8.361-79. ГСИ. Расход жидкости и газа. Методика выполнения измерений по скорости в одной точке сечения.

Примечание: в соответствии с требованиями Федерального закона «Об обеспечении единства измерений» от 26.06.2008г. № 102, наличие МВИ при проведении учетно-коммерческих целей обязательно.

1.5. В соответствии с разделом 10 «Контроль точности результатов измерений» МИ 2762 Рекомендация ГСИ Расход природного газа. Методика выполнения измерений термоанемометрическим расходомером РГА -100(300), погрешность измерения объема природного газа, приведенного к стандартным условиям (Далее - погрешность измерения объема), должна определяться расчетным путем, подразумевая под этим поэлементную первичную поверку узла учета газа.

1.6.В соответствии с разделом 10 МИ 2762 Рекомендация ГСИ Расход природного газа. Методика выполнения измерений термоанемометрическим расходомером РГА -100(300). при расчете погрешности измерения объема газа должны учитываться, по крайней мере, следующие составляющие погрешности измерений:

местной массовой скорости потока газа;

площади измерительного сечения, с учетом ее загромождения первичным преобразователем скорости;

определения плотности газа в стандартных условиях; координат установки первичного преобразователя скорости; влияния турбулентности потока;

отклонение от осессиметричности профиля скорости в измерительном сечении; - влияние число Рейнольдса и шероховатости на положение точки средней скорости.

В данном случае, для используемого метода измерения объема «площадь – скорость», составляющую погрешности измерения местной массовой скорости потока газа, должны определять при выпуске из производства расходомера РГА-100/300 по соответствующей Методике поверки на поверочной газово-скоростной установке. Поверочная установка должна отвечать ГОСТ 8.542-86 Государственный специальный эталон и государственная поверочная схема для средств измерений скорости воздушного потока.

1.7 По результатам определения погрешности измерения объема, вводимого в эксплуатацию рассматриваемого узла учета газа, ФГУП «Астраханский ЦСМ» должно выдать владельцу узла учета газа Свидетельство о первичной поверке с приложением протокола результатов расчета погрешности или, в крайнем случае, утвержденные результаты расчета.

2. Порядок определения и оформления погрешности измерения объема, осуществленный для рассматриваемого узла учета газа.

2.1 Для удобства анализа рассмотрим осуществленный порядок в обратной последовательности, т.е. от оформления до определения погрешности измерения объема.

2.2 Анализируя порядок определения и оформления погрешности измерения объема, невозможно не отметить целый ряд несуразностей и не соответствий существующей нормативной документации.

2.3 В соответствии с пунктом 1.4. статьи 3 Федерального закона «Об обеспечении единства измерений» от 26.06.2008г. № 102, «средства измерений, предназначенные для применения в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений, до ввода в эксплуатацию, а также после ремонта подлежат первичной поверке, а в процессе эксплуатации - периодической поверке», а «результаты поверки средств измерений удостоверяются знаком поверки и (или) свидетельством о поверке».Однако ФГУП «Астраханский ЦСМ» оформило результаты определения погрешности измерения объема при вводе в эксплуатацию рассматриваемого узла учета в виде Свидетельства о метрологической аттестации измерительного комплекса, заверенного госповерителем ФИО7, со сроком действия до 24.10.2008г.

2.4. Кроме того, свидетельство о метрологической аттестации измерительного комплекса, выданное ФГУ «Астраханский ЦСМ» от 24.10.2005г. и заверенного госповерителем ФИО7, со сроком действия до 24.10.2008г. оформлено не в соответствии с ПР 50.2.006-94 ГСИ. Порядок проведения поверки средств измерений., к нему имеется ряд существенных замечаний:

название средства измерения объема газа «измерительный комплекс», не соответствует названию «узел учета газа», согласно проекту «Узел учета газа на наружном газопроводе ТЭЦ -Северная г.Астрахань» от 11.2005г.; заводской номер РГА не соответствует номеру РГА установленному в измерительном трубопроводе, см. примечание пункта 2 заключения; значение диаметра условного прохода (должно быть указано - внутренний диаметр измерительного сечения), указанное в свидетельстве - (429,32мм.) существенно отличается от значения приведенного в выдержке из Руководства по эксплуатации РГА-100(300) с отметками о первичной поверке расходомера № 300893/910GF6, содержащей протокол замера трубопровода и монтажа блока КИП - (409,76мм), определенного при монтаже РГА и в заключении по результатам проведения повторной технической (метрологической ) судебной экспертизы расходомера газа термоанемометрического РГА -100(300) по уголовному делу № 7040321 - (409,68мм.), определенного по результатам инструментальных исследований газопровода в месте установки РГА. Отметим, что такое отличие важнейшего измеряемого параметра узла учета может привести к возникновению дополнительной систематической погрешности измерения объема газа, и для указанных значений приведет к завышению измеряемого объема примерно на 9,8%.

- диапазоны расходов, давления и температуры газа также не соответствуют представленным документам, см. таблицу 2 заключения;

не указано, что относительная погрешность измерения относится к объему газа, приведенному к стандартным условиям.

Все эти неточности в свидетельстве о метрологической аттестации измерительного комплекса, выданном ФГУ «Астраханский ЦСМ» от 24.10.2005г. вызваны отчасти тем, что в составе документов на узел учета отсутствует основной нормативно-технический документ: паспорт на узел учета природного газа.

2.5.При дальнейшем анализе возникает вопрос: на каком основании в свидетельстве о метрологической аттестации измерительного комплекса, выданном ФГУ «Астраханский ЦСМ» от 24.10.2005г нормируется значение (неверно указанной) относительной погрешности измерения объемного расхода и объема газа ±1%.

2.5.1. Если узел учета газа подвергался метрологической аттестации, то на оборотной стороне в Свидетельства должен быть указан нормативный документ, на основании которого осуществлялась аттестация и приведены протоколы результатов метрологических исследований характеристик погрешности измерений объема газа.В свидетельстве о метрологической аттестации измерительного комплекса, выданном ФГУ «Астраханский ЦСМ» от 24.10.2005г., такие данные отсутствуют, так как метрологическая аттестация не могла быть проведена, поскольку ГОСТ 8.326 -89 «ГСИ. Метрологическая аттестация средств измерения» в Российской Федерации официально отменен.

2.5.2. Метрологическая аттестация узла учета газа также не проводилась и по Инструкции ГСИ Расходомер газа термоанемометрический РГА -100(300). Методика поверки. НКИЯ 407282.0041, утвержденной Ростовским ЦСМ, так как в свидетельстве о метрологической аттестации измерительного комплекса, выданном ФГУ «Астраханский ЦСМ» от 24.10.2005г., нет ссылок на МИ 2762 Рекомендация ГСИ Расход природного газа. Методика выполнения измерений термоанемометрическим расходомером РГА - 100(300), утвержденная ФГУП ВНИИМС 27.11.2002г. и не приложены результаты расчета предела допускаемой относительной погрешности измерения объема газа, приведенного к стандартным условиям, с указанием значений составляющих погрешности.

В связи с этим возникает вопрос: а зачем вообще для данного узла учета газа нужна МИ 2762 Рекомендация ГСИ Расход природного газа. Методика выполнения измерений термоанемометрическим расходомером РГА -100(300), утвержденная ФГУП ВНИИМС 27.11.2002г., если она не используется в соответствии с п.1 настоящего приложения.

2.5.3. Как это видно из сличения значений погрешностей, указанных в свидетельстве
Свидетельство о метрологической аттестации измерительного комплекса, выданном ФГУ «Астраханский ЦСМ» от 24.10.2005г., и Руководстве по эксплуатации НКИЯ 407282.000 РЭ, ФГУП «Астраханский ЦСМ» просто автоматически присваивает значение основной относительной погрешности РГА, указанной в Руководстве по эксплуатации НКИЯ 407282.000 РЭ, узлу учета газа. Данное значение не учитывает составляющие погрешности, обусловленные измерениями площади измерительного сечения, глубины погружения преобразователя, интегрирования расхода и приведения объема к стандартным условиям и других.

2.6. Из выше указанного следует вывод: любое Свидетельство, в котором значение основной метрологической характеристики узла учета газа (предел относительной погрешности измерения объема природного газа, приведенного к стандартным условиям) указано без проведения первичной поверки узла учета и оформленное, как свидетельство о метрологической аттестации измерительного комплекса, выданное ФГУ «Астраханский ЦСМ» от 24.10.2005г., и заверенное госповерителем ФИО7, со сроком действия до 24.10.2008г., не является официальным нормативным документом на коммерческий узел учета газа.

3. Анализ достоверности переноса результатов первичной поверки расходомера РГА на узел учета газа.

3.1. Результаты первичной поверки расходомера газа РГА -100(300) № 300893 оформлены записью в Руководстве по эксплуатации НКИЯ 407282.000 РЭ, удостоверенной нанесением оттиска клейма поверителя, признающей РГА «годным для использования как коммерческий узел учета» (выдержка из Руководства по эксплуатации РГА-100(300) с отметками о первичной поверке расходомера № 300893/910GF6, содержащей протокол замера трубопровода и монтажа блока КИП, из Руководства по эксплуатации НКИЯ 407282.000 РЭ, приложение 10).

Результаты оформлены неверно, поскольку результаты первичной поверки расходомера газа РГА-100(300) № 300893 неправомерно присвоены значению предела относительной погрешности измерения расхода и объема газа, приведенного к стандартным условиям для узла учета газа. Определения этой характеристики для настоящего узла учета возможно только при вводе в эксплуатацию, с учетом составляющих погрешности отвечающих конкретным условиям измерений, см.п.1 настоящего приложения

3.2. Согласно методике поверки на РГА (Инструкция ГСИ Расходомер газа термоанемометрический РГА -100(300). Методика поверки. НКИЯ 407282.0041, утвержденная Ростовским ЦСМ), поверка РГА и как расходомера и как узла учета проводится в модельных условиях, т.е. при использовании измерительного трубопровода, имеющего меньший диаметр (Dy 100мм), чем измерительный трубопровод узла учета (Бу400мм).

В методике поверки на РГА (Инструкция ГСИ Расходомер газа термоанемометрический РГА -100(300). Методика поверки. НКИЯ 407282.0041, утвержденная Ростовским ЦСМ) нарушается требование обязательного приложения А ГОСТ Р 8.618-2006. ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерения объемного и массового расхода газов., о непосредственном сличении расходомеров с поверочной расходомерной установкой, а также требований приложения А ГОСТ 8.324, п.п. 10.2.1. МИ 3082-2007 Выбор методов и средств измерений расхода и количества потребляемого природного газа в зависимости от условий эксплуатации на узлах учета. Рекомендации по выбору рабочих эталонов для их поверки. о том, что диапазон расхода рабочего эталона (поверочной установки) должен быть не менее диапазона измерения расхода счетчика (расходомера), либо не менее рабочего диапазона измерений расхода счетчика (расходомера) в условиях эксплуатации. Следовательно, результаты поверки РГА-100(300) № 300893 не достоверны и не могут распространяться на узел учета, имеющий измерительный трубопровод Бу400мм и рабочие условия эксплуатации, отличные от условий поверки.

3.3.Кроме того, грубой ошибкой является перенос результатов поверки РГА с модельных условий (на поверочной установке) в реальные условия эксплуатации без соблюдения гидродинамического подобия, т.е. при разных распределениях скоростей, обусловленных собственными (для модельных и реальных условий измерения) диапазонами чисел Рейнольдса и значением относительной шероховатости стенок измерительных трубопроводов.

Такой подход, реализованный для рассматриваемого узла учета, приводит к возникновению методической систематической погрешности измерения расхода и объема газа. Данная погрешность обусловлена зависимостью профиля скорости и соответствующей ему координаты точки средней скорости от текущего расхода и состояния внутренней поверхности измерительных трубопроводов. Причем в ГОСТ 8.361-79. ГСИ. Расход жидкости и газа. Методика выполнения измерений по скорости в одной точке сечения., являющемся «базовым» для МИ 2762 Рекомендация ГСИ Расход природного газа. Методика выполнения измерений термоанемометрическим расходомером РГА - 100(300), утвержденная ФГУП ВНИИМС 27.11.2002г., это учтено указанием диапазона местоположения координаты: «...точки средней скорости при развитом турбулентном течении расположены на расстоянии (0,242±0,013)г от внутренней поверхности стенки трубы» (п.2.3. ГОСТ 8.361-79. ГСИ. Расход жидкости и газа. Методика выполнения измерений по скорости в одной точке сечения). Однако, разработчики МИ 2762 Рекомендация ГСИ Расход природного газа. Методика выполнения измерений термоанемометрическим расходомером РГА - 100(300), утвержденная ФГУП ВНИИМС 27.11.2002г., неверно применили указанные данные, приняв их как нормируемый допуск значения координаты установки преобразователя скорости РГА. В МИ 2762 Рекомендация ГСИ Расход природного газа. Методика выполнения измерений термоанемометрическим расходомером РГА - 100(300). принято, что скорость, измеряемая преобразователем РГА в любой точке диапазона (0,242±0,013)г или (0,121 ±0,0065)D равна средней скорости потока, что является ошибкой.Проведенный анализ, позволил определить характер влияния реализуемого метода модельной градуировки РГА на измерение объема (массы) газа на узле учета в диапазоне расходов (4000-20000)нм /ч. Значение возникающей методической систематической погрешности может находиться в пределах от минус 4,4 до плюс 15,7% при разном состоянии внутренней поверхности измерительных трубопроводов (от новых до находящихся в многолетней эксплуатации). Для измерительных трубопроводов поверочной установки и узла учета, находящихся в состоянии выпуска из производства, распределение возникающей систематической погрешности может находиться в диапазоне: от плюс (2,5 - 5,0)%, для минимального расхода, до плюс (5,0 - 7,5)% , для максимального расхода газа.

3.4. Неучтенные составляющие погрешности измерения объема газа на узле учета (п.1 настоящего приложения) и некорректные положения методики поверки (Инструкция ГСИ Расходомер газа термоанемометрический РГА -100(300). Методика поверки. НКИЯ 407282.0041, утвержденная Ростовским ЦСМ) приводят к тому, что присвоенное значение предела относительной погрешности измерения объема газа (+1,0%), в свидетельстве {8} необоснованно занижено, т.е. не достоверно.

При этом подземный тип узла учета не позволяет определять эти составляющие погрешности по пункту1 настоящего приложения, т.е. рассматриваемый узел учета, по отношению к указанным влияющим факторам, является контроленепригодным.

При этом, в отношении возражений ответчика о том, что эксперт при проведении дополнительной экспертизы не выезжал на место установки расходомеров для их непосредственного исследования, суд считает необходимым отметить, что эксперт проводит экспертизу, самостоятельно избирая методы и способы ее проведения, исходя из характера поставленных перед ним вопросов с учетом собственных познаний в той области, специалистом в которой он является.

Далее следует отметить, что в соответствии с пунктом 24 Правил поставки газа в Российской Федерации, утвержденных Постановлением Правительства Российской Федерации от 05.02.1998г. № 162 монтаж, эксплуатация и поверка контрольно-измерительных приборов производятся в порядке, устанавливаемом в соответствии с Законом Российской Федерации «Об обеспечении единства измерений» и действующими нормативными правовыми актами Российской Федерации.

Согласно пункту 4.1 таблица № 2 ГОСТ 8.361-79 ГСИ. Расход жидкости и газа. Методика выполнения измерений по скорости в одной точке сечения. расстояние от измерительного сечения до конца прямого участка (местного сопротивления) - «Колено или тройник» - 55 Д (22,54 м). Фактически имеющееся расстояние до первого сопротивления составило 15,5 м.

В соответствии с пунктом 43 Правил пользования газом и предоставления услуг по газоснабжению в Российской Федерации, утвержденных Постановлением Правительства Российской Федерации от 17.05.2002г. № 317 методики выполнения измерений расхода газа должны быть аттестованы в установленном порядке.

Поскольку, как следует из заключения эксперта, Методика выполнения измерений в соответствии с требованиями п.п.6.8. ГОСТ Р 8.563-96. ГСИ. Методика выполнения измерений. не зарегистрирована, а только утверждена ФГУП ВНИИМС, то в соответствии с положениями п.п.7.1.1. ГОСТ Р1.0-92. ГСС РФ. Основные положения. и п.3 ГОСТ Р1.4-92. ГСС РФ. Стандарты отраслей, стандарты предприятий, стандарты научно-технических, инженерных обществ и других общественных объединений. Общие положения., ранг Методики выполнения измерений отвечает «стандарту предприятия» который является нормативным документом только предприятия, разработавшего этот документ - ООО НПКФ «ПромТехноСервис», и не распространяется на другие предприятия (организации), в том числе Методика выполнения измерений не распространяется на рассматриваемый узел.

Таким образом, при установке расходомеров газа РГА 100 (300) №№ 300826 и 300893 не были соблюдены требования ГОСТ 8.361-79 ГСИ. Расход жидкости и газа. Методика выполнения измерений по скорости в одной точке сечения.

Кроме того, дополнительной судебной (метрологической) экспертизой, проведенной с учетом оценки первоначальной экспертизы и Заключения по результатам проведения повторной технической (метрологической) судебной экспертизы расходомера газа термоанемометрического РГА -100(300) по уголовному делу № 7040321 установлено, что узел учета природного газа на базе расходомера РГА-100(300), расположенный на наружном газопроводе ОАО «ТЭЦ - Северная» не соответствует основным требованиям Правил учета газа, ГОСТ 8.618-2006. ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерения объемного и массового расхода газов и не может использоваться для измерения объема природного газа, приведенного к стандартным условиям, при осуществлении взаимных финансовых расчетов между поставщиком и потребителем газа.

В соответствии со статьей 11 Гражданского кодекса Российской Федерации судебной защите подлежат права, закрепленные непосредственно в Кодексе, а также ином правовом акте, содержащем нормы гражданского права.

Объектом защиты является нарушенное или оспоренное право.

Согласно статье 12 Гражданского кодекса Российской Федерации защита гражданских прав осуществляется путем, в том числе, восстановления положения, существовавшего до нарушения права, и пресечения действий, нарушающих право или создающих угрозу его нарушения.

В данном случае признание установки расходомеров газа РГА – 100(300) №№ 300826 и 300893 незаконной, несоответствующей требованиям действующего законодательства Российской Федерации, а также признание показаний приборов недействительными является одним из способов защиты истцом нарушенного права в виде восстановления положения, существовавшего до нарушения права, и пресечения действий, нарушающих право или создающих угрозу его нарушения.

Оценивая в совокупности и во взаимной связи вышеизложенные обстоятельства, выводы, сделанные экспертом при проведении дополнительной судебной (метрологической) экспертизы суд считает, что имеются достаточные основания для признание установки расходомеров газа РГА - 100(300) №№ 300826 и 300893 незаконной, несоответствующей требованиям действующего законодательства Российской Федерации, а также для признание показаний данных расходомеров недействительными.

На основании изложенного и, руководствуясь ст. ст. 167-170, 176 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации

Р Е Ш И Л :

Исковые требования ОАО «ТЭЦ - Северная» удовлетворить.

Признать установку расходомеров газа РГА - 100(300) №№ 300826 и 300893 незаконной.

Признать показания расходомеров газа РГА - 100(300) №№ 300826 и 300893 недействительными.

Взыскать с ООО «Астраханьрегионгаз» и ЗАО «Астраханьрегионгаз» в солидарном порядке в пользу ОАО «ТЭЦ - Северная» 356.000 руб., из которых 2.000 руб. - расходы по уплате госпошлины и 354.000 руб. - расходы по проведению экспертизы.

Решение может быть обжаловано в месячный срок со дня его принятия путем подачи через суд принявший решение апелляционной жалобы в Двенадцатый арбитражный апелляционный суд

Судья

А.Н. Рыбников