Что можно приготовить из кальмаров: быстро и вкусно

ОДИННАДЦАТЫЙ АРБИТРАЖНЫЙ АПЕЛЛЯЦИОННЫЙ СУД

443070, г.Самара, ул.Аэродромная, 11А, тел.273-36-45, e-mail: [email protected], www.11aas.arbitr.ru

ПОСТАНОВЛЕНИЕ

арбитражного суда апелляционной инстанции

гор. Самара

Дело № А55-3179/2016

Одиннадцатый арбитражный апелляционный суд в составе председательствующего судьи Николаевой С.Ю., судей Балакиревой Е.М., Пышкиной Н.Ю., при ведении протокола секретарем судебного заседания Трифонкиной Н.В., рассмотрев 05 июля 2016 года в открытом судебном заседании в зале № 6 апелляционную жалобу Открытого акционерного общества «Сызраньгаз» на решение Арбитражного суда Самарской области от 28 апреля 2016 года, принятое по делу № А55-3179/2016 (судья Разумов Ю.М.)

по иску Открытого акционерного общества «Сызраньгаз» (ОГРН 1026303057626)

к Обществу с ограниченной ответственностью «Газпром межрегионгаз Самара» (ОГРН 1026301421068)

об урегулировании разногласий при заключении договора,

при участии в судебном заседании:

от истца – Гудкова Н.В. представитель по доверенности № 206 от 06.06.2016, Порфирьева Н.С. представитель по доверенности от 15.01.2016;

от ответчика – Хритоненков М.Н. представитель по доверенности № 16-02 от 12.01.2016, Гречанин А.В. представитель по доверенности № 15-46 от 17.08.2015,

Установил:

Истец - Открытое акционерное общество "Сызраньгаз" обратился с иском в Арбитражный суд Самарской области к ответчику - Обществу с ограниченной ответственностью "Газпром межрегионгаз Самара" об урегулировании разногласий, возникших при заключении договора поставки газа № 45-5-0001/16 от 01 ноября 2015 года, а именно, по п.п. 2.1, 2.3, 4.3.1, 4.3.2, 4.4, 4.4.1, 4.4.2, 5.1.2, по Приложениям № 2 и № 4, просит принять спорные пункты договора в своей редакции:

Пункт 2.1 «Поставщик обязуется поставлять ГРО на выходе из магистральных газопроводов газотранспортной организации газ горючий природный и /или газ горючий природный сухой отбензиненный (далее - газ) в расчетных объемах, согласованных в Приложении №1, а ГРО принимать газ, использовать его на технологические нужды и для возмещения технологических (действительных) потерь, возникающих в газораспределительных сетях, принадлежащих ГРО на праве собственности и на иных законных основаниях, оплачивать Поставщику стоимость газа и плату за снабженческо -сбытовые услуги.

Объемы газа, согласованные сторонами в Приложении № 1 определены в соответствии с Методикой определения расходов газа на технологические нужды предприятий газового хозяйства и потерь в системах распределения газа (РД 153-39.4-079-01), утвержденной Приказом Минэнерго России от 01 августа 2001 года № 231»;

Пункт 2.3 «При определении фактических объемов газа на технологические нужды, технологические (действительные) потери газа, стороны руководствуются Правилами учета газа, утв. Приказом Минэнерго России от 30 декабря 2013 года № 961, Методикой определения расходов газа на технологические нужды предприятий газового хозяйства и потерь в системах распределения газа (РД 153-39.4-079-01) и порядком, установленным разделом 4 Договора «Порядок учета количества и определения показателей качества газа»;

Пункт 4.3.1 «Технологические (действительные) потери газа в соответствии с разделом 6 Методики (РД 153-39.4-079-01) делятся на две группы: эксплуатационные потери и аварийные выбросы.

На эксплуатационные потери в газораспределительных сетях, находящихся у ГРО на праве собственности или иных законных основаниях, объем газа определяется расчетным путем в соответствии с разделом 6 Методики определения расходов газа на технологические нужды предприятий газового хозяйства и потерь в системах распределения газа (РД 153-39.4-079-01), утвержденной Приказом Минэнерго России от 01 августа 2001 года № 231 и Методикой по расчету удельных показателей загрязняющих веществ в выбросах (сбросах) в атмосферу (водоемы) на объектах газового хозяйства, разработанной ОАО «Гипрониигаз» и утвержденной ОАО «Росгазификация».

ГРО ежемесячно в срок до 2-го числа месяца, следующего за отчетным, предоставляет Поставщику расчет эксплуатационных потерь в соответствии с Методикой (РД 153-39.4-079-01).»;

Пункт 4.3.2 «Фактические потери газа, вызванные аварийными ситуациями, определяются Поставщиком газа по каждому конкретному месту их образования и оформляются совместными актами регистрации аварий, подписанными Поставщиком и ГРО. Указанные акты содержат данные об объеме аварийных потерь газа, и расчет объема аварийных выбросов, выполненный по Методике определения расходов газа на технологические нужды предприятий газового хозяйства и потерь в системах распределения газа. Форма акта согласована сторонами в Приложении № 2.

В случае отсутствия аварийных ситуаций за отчетный период ГРО в срок до 2-го числа месяца, следующего за отчетным, составляет и направляет в адрес Поставщика для подписания акт об отсутствии аварийных выбросов газа по форме согласно Приложения № 4»;

Пункты 4.4, 4.4.1, 4.4.2 объединить и изложить п. 4.4 в следующей редакции: «Поставщик в срок до 3 числа месяца, следующего за расчетным, составляет в 2-ух экземплярах Акт о количестве поставленного - принятого газа и оказанных снабженческо - сбытовых услугах на технологические нужды и технологические (действительные) потери за расчетный период (Приложение № 3), подписывает, скрепляет печатью и направляет в адрес ГРО для подписания»;

Пункт 5.1.2 исключить;

Приложение № 2 Акт о регистрации аварийной ситуации на газораспределительных сетях ОАО «Сызраньгаз» изложить в следующей редакции:

о регистрации аварийной ситуации на газораспределительных сетях ОАО «Сызраньгаз» по Договору поставки газа на технологические нужды и технологические (действительные) потери в сетях газораспределения № 45-5-0001/16 от 01.11.2015

гор. Сызрань «__» ________2016 года

Мы, нижеподписавшиеся,

ОАО «Сызраньгаз», именуемое в дальнейшем «ГРО», в лице Генерального директора Гришина Сергея Геннадьевича, действующего на основании Устава с одной стороны, и ООО «Газпром межрегионгаз Самара», именуемое в дальнейшем «Поставщик», в лице, представителя __________________________________, действующего на основании __________, с другой стороны, в соответствии с Договором № 45-5-0001 /16 от 01.11.2015 составили настоящий Акт о том, что_________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

(число, месяц, местоположение, дата и время начала, дата и время конца выброса

______________________________________________________________________________

характеристика повреждения газопровода, характеристика газопровода и отключенных участков)

зарегистрирована аварийная ситуация на газораспределительных сетях, принадлежащих ОАО «Сызраньгаз» на праве собственности и на иных законных основаниях (по вине 3-х лиц /), повлекшая за собой аварийные выбросы газа в объеме______ м3

Расчет объема аварийных потерь газа определен в соответствии с РД 153-39.4-079-01 «Методика определения расходов газа на технологические нужды предприятий газового хозяйства и потерь в системах распределения газа», «Методика по расчету удельных показателей загрязняющих веществ в выбросах (сбросах) в атмосферу (водоемы) на объектах газового хозяйства»

Расчет объема аварийных выбросов газа прилагается.

ГРО: Поставщик:

ОАО «Сызраньгаз» ООО «Газпром межрегионгаз Самара;

Приложение № 4 Акт об отсутствии аварийных выбросов газа на газораспределительных сетях ОАО «Сызраныаз» изложить в следующей редакции:

об отсутствии аварийных выбросов газа на газораспределительных сетях ОАО «Сызраньгаз» по Договору поставки газа на технологические нужды и технологические (действительные) потери в сетях газораспределения № 45-5-0001/16 от 01.11.2015

г. Сызрань «___» ________2016 года

Мы, нижеподписавшиеся, ОАО «Сызраньгаз», именуемое в дальнейшем «ГРО», в лице Генерального директора Гришина Сергея Геннадьевича, действующего на основании Устава с одной стороны, и ООО «Газпром межрегионгаз Самара», именуемое в дальнейшем «Поставщик», в лице представителя __________________ , действующего на основании_______________, с другой стороны, в соответствии с пунктом 4.3.2 Договора № 45-5-0001/16 от 01.11.2015 составили настоящий Акт о том, что за расчетный период с __________2016 г. по ________2016 г. включительно, аварийные ситуации, повлекшие за собой аварийные выбросы газа, па газораспределительных сетях, принадлежащих ОАО «Сызраньгаз» на праве собственности и на иных законных основаниях отсутствовали.

ГРО: Поставщик:

ОАО «Сызраньгаз» ООО «Газпром межрегионгаз Самара»

Ответчик в отзыве и дополнениях к нему просит п. 2.1 договора принять в следующей редакции: «Поставщик обязуется поставлять ГРО на выходе из магистральных газопроводов газотранспортной организации газ горючий природный и /или газ горючий природный сухой отбензиненный (далее - газ) в объемах, согласованных в Приложении №1 к Договору, а ГРО обязуется принимать газ, использовать его на технологические нужды и потери в газораспределительных сетях, принадлежащих Покупателю на праве собственности и/или на иных законных основаниях и оплачивать Поставщику стоимость газа и плату за снабженческо - сбытовые услуги.

Объемы газа, согласованные сторонами в Приложении № 1, определены на основании нормативных параметров в соответствии Методикой по расчёту удельных показателей, загрязняющих веществ в выбросах в атмосферу (водоёмы) на объектах газового хозяйства», разработанной ОАО «Гипрониигаз» и утвержденной ОАО «Росгазификация» Приказом от 17.04.1997 № 1711.».

Пункты 2.3, 4.3.1, 4.3.2, 4.4, 4.4.1, 4.4.2, Приложение № 2 ответчик просит оставить в редакции поставщика, согласен на исключение п. 5.1.2 из договора, а также просит не дополнять договор Приложением № 4.

03 декабря 2015 года в адрес ОАО «Сызраньгаз» от ответчика поступил проект договора поставки газа № 45-5-0001/16 от 01 ноября 2015 года для технологических нужд и потерь газа в газораспределительных системах.

Рассмотрев указанный проект договора, ОАО «Сызраньгаз» 30 декабря 2015 года за № 2942/13 направило в адрес ООО «Газпром межрегионгаз Самара» протокол разногласий.

Как указал истец, подписанный поставщиком протокол разногласий в адрес истца не поступал, следовательно, стороны не достигли соглашения по условиям договора № 45-5-0001/16 от 01 ноября 2015 года, а именно: по п.п. 2.1; 2.3; 4.3.1; 4.3.2; 4.4; 4.4.1; 4.4.2; 5.1.2; по Приложению № 2 и Приложению № 4 к договору, и редакция пунктов договора, предложенная истцом, соответствует действующему законодательству, что и явилось основанием для обращения в суд с настоящим иском.

Решением Арбитражного суда Самарской области от 28 апреля 2016 года суд урегулировал разногласия, возникшие между ОАО «Сызраньгаз» и ООО «Газпром межрегионгаз Самара» при заключении договора поставки газа № 45-5-0001/16 от 01 ноября 2015 года, и принял пункты 2.1, 2.3, 4.3.1, 4.3.2, 4.4, 4.4.1, 4.4.2 договора в редакции ответчика, а именно:

Пункт 2.1 «Поставщик обязуется поставлять ГРО на выходе из магистральных газопроводов газотранспортной организации газ горючий природный и /или газ горючий природный сухой отбензиненный (далее - газ) в расчетных объемах, согласованных в Приложении № 1 к Договору, а ГРО обязуется принимать газ, использовать его на технологические нужды и потери в газораспределительных сетях, возникающих в газораспределительных сетях, принадлежащих Покупателю на праве собственности и/или на иных законных основаниях и оплачивать Поставщику стоимость газа и плату за снабженческо -сбытовые услуги.

Объемы газа, согласованные сторонами в Приложении № 1 определены на основании нормативных параметров в соответствии с Методикой по расчету удельных показателей, загрязняющих веществ в выбросах в атмосферу (водоемы) на объектах газового хозяйства», разработанной ОАО «Гипрониигаз» и утвержденной ОАО «Росгазификация» Приказом от 17.04.1997 № 1711.»;

Пункт 2.3 «Фактические объемы потерь газа в газораспределительных сетях определяются в порядке, установленным разделом 4 Договора «Порядок учета количества и определения показателей качества газа»;

Пункт 4.3.1 «Объём потерь газа определяется по «Методике определения расходов газа на технологические нужды предприятий газового хозяйства и потерь в системах распределения газа» РД 153-39.4-079-01,утвержденной Приказом Минэнерго России от 01.08.2001 № 231, в следующем порядке:

За расчетный период с января по ноябрь 2016 года объем потерь газа принимается равным 1/12 от объема, указанного в Приложении № 1 Договора, а за расчетный период декабрь 2016 года объем потерь газа определяется по формуле: Vп. декабрь2016 = V общ.потерь - V потерь ГРО за 11 месяцев,

V общ. потерь - разность между общим объемом газа, переданного Поставщиком на выходе из магистральных газопроводов газотранспортной организации в газораспределительные сети ГРО для дальнейшей транспортировки в период с 01.01.2016 по 31.12.2016, определенным согласно актам, составленным в соответствии с п.4.4.1 Договора, и объемом газа, фактически реализованного Покупателям (Абонентам), в том числе промышленным и коммунально-бытовым потребителям, населению и ГРО на собственные и технологические нужды, в период с 01 января 2016 года по 31 декабря 2016 года.

V потерь ГРО за 11 месяцев - объем потерь газа в сетях ГРО за 11 месяцев с января по ноябрь 2016 года включительно, рассчитанный по 1/12 от объема, указанного в Приложении № 1 Договора и указанный в актах, составленных в соответствии с п.4.4.2 Договора»;

Пункт 4.3.2 «На аварийные выбросы при повреждении газопроводов или оборудования, произошедших по вине 3-х лиц, объём газа определяется на основании совместных актов регистрации аварий, подписанных Поставщиком и ГРО, содержащих данные об объёме аварийных потерь газа, и расчёта объёма аварийных выбросов по «Методике определения расходов газа на технологические нужды предприятий газового хозяйства и потерь в системах распределения газа» РД 153-39.4-079-01, утвержденной Приказом Минэнерго России от 01.08.2001 № 231.»;

Пункты 4.4, 4.4.1, 4.4.2:

«4.4 Поставщик в срок не позднее 3-го числа месяца, следующего за расчетным месяцем, составляет в 2-х экземплярах, подписывает, скрепляет печатью и направляет в адрес ГРО для подписания следующие акты:

4.4.2 Акт о количестве поставленного - принятого газа и оказанных снабженческо-сбытовых услугах за расчетный период (Приложение № 3.».

Пункт 5.1.2 исключить из договора.

Суд взыскал с ООО «Газпром межрегионгаз Самара» в пользу ОАО «Сызраньгаз» расходы по госпошлине в сумме 1 000 руб.

Заявитель – Открытое акционерное общество «Сызраньгаз», не согласившись с решением суда первой инстанции, подал в Одиннадцатый арбитражный апелляционный суд апелляционную жалобу, в которой просит решение суда отменить и принять по делу новый судебный акт.

Определением Одиннадцатого арбитражного апелляционного суда от 03 июня 2016 года рассмотрение апелляционной жалобы назначено на 05 июля 2016 года на 14 час. 30 мин.

Информация о принятии апелляционной жалобы к производству, движении дела, о времени и месте судебного заседания размещена арбитражным судом на официальном сайте Одиннадцатого арбитражного апелляционного суда в сети Интернет по адресу: www.11aas.arbitr.ru в соответствии со статьей Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации.

Представители истца в судебном заседании поддержали доводы апелляционной жалобы.

Представители ответчика возражали против удовлетворения апелляционной жалобы по основаниям, изложенным в отзыве.

Законность и обоснованность обжалуемого судебного акта проверяется в соответствии со статьями - Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации.

Как следует из материалов дела и установлено судом первой инстанции, при заключении договора поставки газа № 45-5-0001/16 от 01 ноября 2015 года между Открытым акционерным обществом "Сызраньгаз" и Обществом с ограниченной ответственностью "Газпром межрегионгаз Самара" возникли разногласия.

Обжалуя судебный акт, заявитель указал, что суд первой инстанции не отразил основания, по которым отказал в применении норм права, на которые ссылается истец. Также, по мнению заявителя, суд не учел, что пункт 2.3 договора, предложенный ответчик и утвержденный судом, выходит за пределы предмета договора. Помимо этого, суд сослался на практику, не имеющую преюдициальное значение для настоящего спора.

Рассмотрев доводы апелляционной жалобы, мотивированного отзыва, заслушав пояснения представителей сторон и изучив материалы дела, суд апелляционной инстанции не находит оснований для отмены оспариваемого судебного акта.

Согласно статьям , Гражданского кодекса Российской Федерации в случае возникновения у сторон разногласий при заключении договора и передачи их на рассмотрение суда, условия договора по которым имелись разногласия, определяются в соответствии с решением суда.

Доводы апелляционной жалобы относительно того, что в решении суда не нашли отражения мотивы, по которым суд не применил нормы права, на которые ссылается истец, суд не указал императивную норму права, которая предписывает включение в договор спорного условия и т.п., являются необоснованными и противоречат фактическим обстоятельствам дела.

В проекте договора ответчиком п. 2.1 изложен следующим образом: «Поставщик обязуется поставлять ГРО на выходе из магистральных газопроводов газотранспортной организации газ горючий природный и /или газ горючий природный сухой отбензиненный (далее - газ), а ГРО- принимать и оплачивать поставляемый газ для технологических нужд и потерь в газораспределительных системах. Объемы газа согласованы Сторонами в Приложении № 1, которое является неотъемлемой частью Договора.

В протоколе разногласий истец предложил изложить данный пункт в следующей редакции: «Поставщик обязуется поставлять ГРО на выходе из магистральных газопроводов газотранспортной организации газ горючий природный и /или газ горючий природный сухой отбензиненный (далее - газ) в расчетных объемах, согласованных в Приложении № 1, а ГРО принимать газ, использовать его на технологические нужды и для возмещения технологических (действительных) потерь, возникающих в газораспределительных сетях, принадлежащих ГРО на праве собственности и на иных законных основаниях, оплачивать Поставщику стоимость газа и плату за снабженческо - сбытовые услуги.

В отзыве ответчик предлагает данный пункт принять в предложенном им варианте, в ином, чем в оферте, а именно: «Поставщик обязуется поставлять ГРО на выходе из магистральных газопроводов газотранспортной организации газ горючий природный и /или газ горючий природный сухой отбензиненный (далее - газ) в объемах, согласованных в Приложении № 1 к Договору, а ГРО обязуется принимать газ, использовать его на технологические нужды и потери в газораспределительных сетях, принадлежащих Покупателю на праве собственности и/или на иных законных основаниях и оплачивать Поставщику стоимость газа и плату за снабженческо - сбытовые услуги.

В обоснование принятия п. 2.1 договора в редакции истца, последний указывает, что редакция пункта 2.1 договора, предложенная ответчиком, обязывает Истца принимать и оплачивать поставляемый газ для технологических нужд и потерь в газораспределительных системах. При этом Ответчик не конкретизирует, каких именно потерь, и в каких газораспределительных системах.

В соответствии с пунктом 7 Основных положений формирования и государственного регулирования цен на газ и тарифов на услуги по его транспортировке на территории Российской Федерации, утвержденных Постановлением Правительства РФ № 1021 от 29 декабря 2000 года, государственное регулирование тарифов на услуги по транспортировке газа по газораспределительным сетям осуществляет федеральный орган исполнительной власти в сфере государственного регулирования цен (тарифов). Таким органом в соответствии с Указом Президента РФ № 373 от 21 июля 2015 года является Федеральная антимонопольная служба. Ранее указанным органом по тарифному регулированию являлась Федеральная служба по тарифам.

Утвержденные Приказом ФСТ России от 15 декабря 2009 года № 411-э/7 «Методические указания по регулированию тарифов на услуги по транспортировке газа по газораспределительным сетям» определяют принципы регулирования и расчета тарифов на услуги по транспортировке газа по газораспределительным сетям, а также особенности их применения на территории Российской Федерации. Тарифы применяются при расчетах за услуги по транспортировке газа по газораспределительным сетям. Услуги по транспортировке газа оказываются газораспределительными организациями, всобственности которых или на иных законных основаниях находятся газораспределительные сети, всем потребителям услуг, получившим доступ к газораспределительным сетям в соответствии с Постановлением Правительства Российской Федерации от 24 ноября 1998 года № 1370 «Об утверждении Положения об обеспечении доступа организаций к местным газораспределительным сетям».

Статья Гражданского кодекса Российской Федерации предусматривает, что бремя содержания несет собственник, если иное не предусмотрено законом или договором.

И как указывает истец, предлагаемая им формулировка п. 2.1 договора, содержащая уточнение: «в газораспределительных сетях, принадлежащих ГРО на праве собственности и на иных законных основаниях», соответствует действующим нормам и правилам.

Как следует из предложенного в ходе судебного разбирательства варианта изложения данного пункта договора ответчиком, им выражено согласие на данное уточнение.

Далее по редакции данного пункта договора истец указывает, что п. 2.1 договора определяет предмет договора. В соответствии с предложенной Поставщиком формулировкой, газ поставляется «... для технологических нужд и потерь в газораспределительных системах». Соединительный союз «и», по мнению истца, говорит о том, что речь идет о технологических нуждах и технологических потерях в газораспределительных системах, т.е. при транспортировке газа.

В п. 1.1. Договора стороны согласовали, что термины и определения подлежат толкованию, в том числе, согласно Методике определения расходов газа на технологические нужды предприятий газового хозяйства и потерь в системах распределения газа РД 153-39.4-079-01, утвержденной Приказом Минэнерго России от 01 августа 2001 года № 231.

Предлагаемая Истцом (ГРО) формулировка пункта Договора, по мнению истца, соответствует данному нормативному акту, исходя из следующего.

Пункт 4.4. Методики № 231 определяет, что включают в себя расходы газа на технологические нужды, а п. 6.1. Методики № 231 определяет классификацию потерь в системах газораспределения.

В соответствии с пунктом 6.1. Методики № 231, потери в системах газораспределения делятся на «мнимые» и «действительные».

К «мнимым» относятся количество газа, полученное и полезно используемое потребителем, но не учтенное (и поэтому неоплаченное) вследствие несовершенства методов контроля и учета расхода газа.

Как указывает истец, его редакция данного пункта договора соответствует действующему законодательству и предусматривает включение в предмет Договора формулировки, исключающей объемы потерь Поставщика, не относящихся к технологическим потерям ГРО, связанным с транспортировкой газа.

В соответствии с п. 5 Правил поставки газа в РФ, утвержденных постановлением Правительства РФ от 05 февраля 1998 года № 162, договор поставки должен соответствовать требованиям параграфа 3 главы 30 Гражданского кодекса Российской Федерации.

Статья Гражданского кодекса Российской Федерации определяет что, по договору поставки поставщик - продавец, осуществляющий предпринимательскую деятельность, обязуется передать в обусловленный срок или сроки производимые или закупаемые им товары покупателю для использования в предпринимательской деятельности.

Также в соответствии с п. 2 ст. Гражданского кодекса Российской Федерации к отношениям, связанным со снабжением через присоединенную сеть газом, применяются правила о договоре энергоснабжения.

Пунктом 1 ст. Гражданского кодекса Российской Федерации предусмотрено, что количество поданной абоненту и используемой им энергии определяется в соответствии с данными учета о ее фактическом потреблении.

В соответствии с уставом ОАО «Сызраньгаз» предпринимательской деятельностью являются услуги по транспортировке газа.

Однако, в соответствии с определением «мнимых» потерь (п. 6.1. Методики № 231) газ передается не ГРО, а иным (не учтенным) потребителям.

Таким образом, для осуществления своей предпринимательской деятельности ГРО заключает договор поставки газа на технологические нужды и технологические (действительные) потери, возникающие в газораспределительных сетях при транспортировке газа.

Принятие же данного пункта в редакции ответчика со ссылкой на п. 4.6 Методики № 231, предполагает в последующем в ходе исполнения договора оплату истцом всего объема потерь (разбаланса), определяемого как разница между количеством газа, отпущенного Поставщиком с ГРС в сети ГРО и количеством газа, реализованного промышленным потребителям, населению и ГРО на собственные и технологические нужды, что не соответствует положениям действующих нормативных актов и сложившейся судебной практике.

Ответчик, настаивая на принятии данного пункта договора в предложенной им уточненной редакции, ссылается на то, что Методика № 231 содержит такие определения (термины), как «технологические нужды» и «потери газа в системах газораспределения».

При определении условий договора, его предмета и терминов, ответчик руководствовался положениями действующего законодательства, и использовал термины, указанные в Методике № 231. Ответчик считает, что формулировка предмета «...для технологических нужд и потерь в газораспределительных системах...» соответствует названной Методике № 231. Указанная Методика как в части определения газового баланса газораспределительной организации (п.4.1.), так и в формуле определения объема потерь, как статьи расхода баланса газораспределительной организации (п. 4.6.), не содержит термина «действительные», на котором настаивает Истец. По мнению ответчика, истец, конкретизируя предмет договора, по сути, ограничивает свое обязательство по договору до оплаты поставщику стоимости газа и платы за снабженческо-сбытовые услуги только в расчетных объемах, тем самым нивелируя свое обязательство по возмещению поставщику стоимости фактических потерь газа, которые неизбежно возникают в системах газораспределения истца в процессе транспортировки газа абонентам. Потери газа, которые неизбежно возникают в системах газораспределения истца, по итогам периода поставки и транспортировки рассчитываются в порядке, установленном п. 4.6 Методики № 231.

Далее ответчик указывает, что порядок определения объема потерь газа, закрепленный в пункте 4.3.1 договора в редакции ООО «Газпром межрегионгаз Самара» соответствует п. 4.6 Методики № 231, поскольку определяет потери газа в порядке, аналогичном порядку, установленному в п. 4.6 Методики № 231. Поскольку п. 4.6 Методики № 231 указывает именно на «потери газа», которые определяются по формуле, ответчик полагает, что дополнение предмета договора словами «технологические (действительные)» потери расходится с принципами, заложенными в Методике №231, а кроме того заведомо создает противоречия в механизме исполнения договора.

Суд первой инстанции правомерно указал, что считает несостоятельными доводы истца в этой части разногласий по следующим основаниям.

Согласно п. 2 ст. Гражданского кодекса Российской Федерации к отношениям, связанным со снабжением через присоединенную сеть газом, нефтью и нефтепродуктами, водой и другими товарами, правила о договоре энергоснабжения (ст. – Гражданского кодекса Российской Федерации) применяются, если иное не установлено законом, иными правовыми актами или не вытекает из существа обязательства.

В силу ст. Гражданского кодекса Российской Федерации договор энергоснабжения относится к публичным договорам.

Пунктом 3 статьи Гражданского кодекса Российской Федерации установлено, что к отношениям по договору энергоснабжения, не урегулированным настоящим Кодексом, применяются законы и иные правовые акты об энергоснабжении, а также обязательные правила, принятые в соответствии с ними.

Из вышеизложенного следует, что спорные правоотношения регулируются параграфом 6 главы 30 Гражданского кодекса Российской Федерации (Энергоснабжение), положениями Федерального закона от 31 марта 1999 года № 69-ФЗ «О газоснабжении в Российской Федерации», Правилами поставки газа № 162, а также Методикой № 231, поскольку предметом договора является поставка газа для технологических нужд и потерь газа в системах газораспределения.

В силу п. 21 Правил поставки газа поставка и отбор газа без учета его объема не допускаются. Учет объема газа осуществляется в порядке, утвержденном Министерством энергетики Российской Федерации (п. 22 Правил).

Приказом Минэнерго России от 30 декабря 2013 года № 961 утверждены Правила учета газа, которые устанавливают порядок учета количества (объема) добытого, транспортируемого, перерабатываемого, хранимого и потребляемого природного газа, нефтяного (попутного) газа, отбензиненного сухого газа, газа из газоконденсатных месторождений, добываемого и собираемого газо- и нефтеперерабатывающими организациями, и газа, вырабатываемого газо- и нефтеперерабатывающими организациями (п. 1.1 Правил учета газа).

Согласно п. 2.3 Правил учета газа при транспортировке учету подлежит газ: принимаемый от грузоотправителя для транспортировки; сдаваемый грузополучателю; передаваемый одной организацией трубопроводного транспорта другой организации трубопроводного транспорта; утерянный.

В силу абз. 2 п. 2.10 Правил учета газа при поставках газа газотранспортной организацией газораспределительной организации объем газа измеряется средствами измерений и (или) техническими системами и устройствами с измерительными функциями газотранспортной организации.

Из вышеуказанных положений нормативных актов следует, что учет общего количества газа, переданного от газотранспортной организации газораспределительной организации, является обязательным.

В силу п. 2.11 Правил учета газа количество (объемы) газа ежемесячно с начала года учитывается в форме баланса газа.

В соответствии с п. 3.5 Правил учета газа по итогам деятельности в отчетном периоде организация составляет баланс добычи природного газа на основании актов приема-сдачи количества добытого, переданного для транспортировки и другим организациям, принятого от других организаций, сожженного на факельных установках, использованного на собственные производственно-технологические нужды, с учетом фактических потерь.

В процессе транспортировки газа по газораспределительным сетям неизбежно возникают технологические утечки газа (потери газа), связанные с негерметичностью газопроводов и установленной на них арматуры и оборудования. Эти утечки являются неизбежными вследствие невозможности достижения абсолютной герметичности резьбовых и фланцевых соединений, запорной арматуры, газового оборудования (п.3.1.1. Методики по расчету удельных показателей загрязняющих веществ в выбросах (сбросах) в атмосферу (водоемы) на объектах газового хозяйства. Саратов, Гипрониигаз, 1996).

В целях организации объективного учета расходов газа на технологические нужды и потерь газа в системах его распределения, обеспечения рационального и экономного использования газа газораспределительными организациями топливно-энергетического комплекса Российской Федерации, а также снижения потерь газ Приказом Минэнерго РФ от 01 августа 2001 года № 231 утверждена Методика определения расходов газа на технологические нужды предприятий газового хозяйства и потерь в системах распределения газа РД 153-39.4-079-01.

Как следует из п. 4.1 Методики № 231 газовый баланс газораспределительных организаций может быть представлен в виде уравнения, связывающего статьи прихода и расхода газового топлива: Qн = Qch + Qth + Qaв + Qпт + Qпp (где: Qн - количество поступающего от поставщика газа; Qch - количество газа, расходуемое на собственные нужды; Qth - количество газа, расходуемое на технологические нужды; Qaв - количество газа, расходуемое на проведение аварийных работ; Qпт - потери газа в системах газораспределения; Qпp - количество газа, реализованное газораспределительной организацией промышленным потребителям и населению.

В соответствии с п. 4.6 Методики № 231 потери газа определяются по формуле: количество газа, поступающего от поставщика ежемесячно, подтвержденное 2-сторонним актом (приема, отпуска) газа поставщиком и газораспределительной организацией минус количество газа реализованное. В свою очередь, количество газа реализованное определяется по формуле: количество газа, реализованное промышленным потребителям ежемесячно (в том числе количество газа, реализованное поставщиком истцу на собственные и технологические нужды), подтвержденное 2-сторонним актом, плюс количество газа, реализованное населению ежемесячно (рассчитывается по действующим нормам, а при наличии счетчиков - по их показаниям).

Как следует из п. 4.6 Методики № 231, определенные по формуле потери газа, представляют собой разницу между общим количеством газа, поступившем от поставщика в сети газораспределительной организации (истца) и учтенного средствами измерений в установленном законом порядке, и количеством газа, реализованным поставщиком всем покупателям (количество которого определено в установленном законом порядке).

По сути, пункт 4.6 Методики № 231 устанавливает способ определения фактических потерь газа в системах его распределения.

Вместе с тем, Методика № 231 включает в себя норму, на основании которой возможно рассчитать плановые ориентировочные потери (п. 6.2.1 Методики № 231), например, в целях в целях расчета тарифов газораспределительной организации на транспортировку газа, что следует из Информационного письма ФСТ РФ от 28 июня 2005 года № СН-3923/9 «Об учете потерь газа».

Так, согласно п. 6.2.1 Методики № 231 эксплуатационные (технологические) потери газа в количественном выражении могут рассчитываться в соответствии с п. п. 2.1.3 - 2.1.8, 3.1.1 и 3.1.2 Методики по расчету удельных показателей загрязняющих веществ в выбросах (сбросах) в атмосферу (водоемы) на объектах газового хозяйства (Саратов, Гипрониигаз, 1996) или определяться путем натурных измерений утечек газа приборным методом на реальных объектах - представителях систем газоснабжения с последующей статистической обработкой результатов измерений. Оптимальным (для достижения достоверных результатов) является сочетание обоих методов.

При этом к эксплуатационным утечкам газа относятся потери газа через разъемные соединения (вследствие их негерметичности) на газопроводах, арматуре и оборудовании, поскольку абсолютно полная герметичность фланцевых, резьбовых и цапковых соединений является практически недостижимой.

Следует учитывать, что объем эксплуатационных (технологических) потерь газа, определенный на основании установленных в методики (Гипрониигаз, 1996) удельных показателей, является ориентировочным (плановым), поскольку в процессе транспортировки газа указанные потери могут быть сведены до минимума за счет применения новой техники и материалов, а также повышения качества обслуживания систем газоснабжения (пункт 6.2.1 Методики № 231), либо напротив, превышать расчетный (плановый) объем вследствие ненадлежащего обслуживания систем газоснабжения, а также по иным причинам, например, вследствие повреждения газопровода, хищения газа, технологического процесса, режимов транспортировки газа (давления, плотности газа), связанных, в том числе с температурным фактором.

Таким образом, по итогам деятельности в отчетном периоде фактические объемы потерь газа могут отличаться от плановых (ориентировочных) объемов потерь газа, которые были определены расчетным способом в соответствии с методикой (Гипрониигаз, 1996) на основании удельных показателей.

Из системного толкования пунктов 21, 22 Правил поставки газа, пунктов 2.3, 2.10, 3.5 Правил учета газа, а также пунктов 4.1 Методики № 231, следует,что для составления баланса газа учету подлежит не только общее количествогаза, передаваемого от поставщика в сети истца, но и количество газа,фактически утерянного при его транспортировке.

Как следует из фактических обстоятельств дела и условий договора в редакции ответчика, газ передается поставщиком на выходе из магистральных газопроводов газотранспортной организации в газораспределительные сети ГРО (истца) для дальнейшей транспортировки.

Следовательно, в силу вышеуказанных норм закона, в обязательном порядке подлежит учету и отражению в соответствующих актах не только общий объем газа, поступившего от поставщика в сети газораспределительной организации (истца), но и объем газа, фактически утерянный при его транспортировки по газораспределительным сетям, принадлежащим газораспределительной организации (истцу).

Суд первой инстанции правомерно установил, что истец неверно применяет толкование соединительного союза «и», заявляя о том, что соединительный союз «и» говорит о том, что речь идет о технологических нуждах и технологических потерях в газораспределительных системах.

В соответствии со ст. Гражданского кодекса Российской Федерации при толковании условий договора судом принимается во внимание буквальное значение содержащихся в нем слов и выражений. Буквальное значение условия договора в случае его неясности устанавливается путем сопоставления с другими условиями и смыслом договора в целом. Если правила, содержащиеся в части первой настоящей статьи, не позволяют определить содержание договора, должна быть выяснена действительная общая воля сторон с учетом цели договора. При этом принимаются во внимание все соответствующие обстоятельства, включая предшествующие договору переговоры и переписку, практику, установившуюся во взаимных отношениях сторон, обычаи, последующее поведение сторон.

Согласно толковому словарю русского языка (Ожегов С. И., Шведова Н. Ю. Толковый словарь русского языка: 80 ООО слов и фразеологических выражений / Российская академия наук. Институт русского языка им. В. В. Виноградова. - 4-е изд., дополненное. - М.: Азбуковник, 1999. - 944 с.) союз «и» - одиночный или повторяющийся, соединяет однородные члены предложения, а также части сложносочиненного предложения.

В контексте условий договора суд считает, что использование сторонами соединительного союза "и" означает, что при толковании необходимо учитывать оба условия, соединенные данным союзом.

Как указывает ответчик, при определении условий договора, его предмета и терминов, ответчик руководствовался положениями действующего законодательства, и использовал термины, указанные в Методике № 231.

Так в Методике № 231 используются следующие формулировки, которые содержат слова «технологических нужд и потерь», а именно: 1) в преамбуле: В целях организации объективного учета расходов газа на технологические нужды и потерь в системах его распределения; 2) раздел 1. Область применения: позволит организовать объективный учет расходов газа на технологические нужды и потерь газа в системах его распределения; 3) раздел 4. Газовый баланс газораспределительных организаций: Qпт - потери газа в системах газораспределения; 4) пункт 4.6: потери газа; 5) раздел 6. Потери газа в системах газораспределения.

Следовательно, суд первой инстанции обоснованно посчитал доводы ответчика в этой части обоснованными, в связи с чем, пункты договора в редакции ответчика, которые содержат слова «технологических нужд и потерь», соответствуют действующему законодательству, а использование в договоре соединительного союза "и" означает, что при толковании договора необходимо учитывать оба условия, соединенные данным союзом.

Таким образом, суд первой инстанции правомерно посчитал, что пункт 2.1 в предложенной ответчиком редакции: «п. 2.1. Поставщик обязуется поставлять ГРО на выходе из магистральных газопроводов газотранспортной организации газ горючий природный и /или газ горючий природный сухой отбензиненный (далее - газ) в объемах, согласованных в Приложении № 1 к Договору, а ГРО обязуется принимать газ, использовать его на технологические нужды и потери в газораспределительных сетях, принадлежащих Покупателю на праве собственности и/или на иных законных основаниях и оплачивать Поставщику стоимость газа и плату за снабженческо - сбытовые услуги.

Проанализировав довод жалобы относительно неверного принятия пункта 2.1, судебная коллегия полагает, что суд первой инстанции, изучив п. 2.1 договора излагает редакции сторон, после чего, принимая его в редакции ответчика, излагает правовые основания, по которым пришел к такому выводу.

Таким образом, решение суда содержит выводы и основания (мотивы), по которым суд признал доводы истца несостоятельными. Выводы суда, изложенные в решении, последовательны, логичны и соответствуют фактическим обстоятельствам дела. Нормы материального права применены правильно. Нарушений норм процессуального права, которые могли бы явиться основанием для отмены обжалуемых судебных актов, кассационной инстанцией не имеется.

В проекте договора п. 2.3 изложен ответчиком в следующей редакции: «Фактические объемы потерь газа в газораспределительных сетях, определяются в порядке, установленном разделом 4 Договора «Порядок учета количества и определения показателей качества газа».

Истец считает необходимым пункт 2.3 изложить в следующей редакции: «При определении фактических объемов газа на технологические нужды, технологические (действительные) потери газа, стороны руководствуются Правилами учета газа, утв. Приказом Минэнерго России от 30 декабря 2013 года № 961, Методикой определения расходов газа на технологические нужды предприятий газового хозяйства и потерь в системах распределения газа (РД 153-39.4-079-01) и порядком, установленным разделом 4 Договора «Порядок учета количества и определения показателей качества газа».

В обоснование изложения данного пункта в редакции истца, последний ссылается на то, что предлагаемая им редакция определения объема газа на технологические нужды и технологические потери соответствует предмету договора и содержит ссылку на нормативный акт, в котором предусмотрен механизм определения такого объема газа.

При этом истец считает, что редакция пункта, предлагаемая Поставщиком, выходит за пределы предмета договора.

С учетом ст. Гражданского кодекса Российской Федерации толкование условий договора должно исходить из буквального значения содержащихся в нем слов и выражений.

С целью исключения спорных ситуаций, Истец считает не приемлемым принятие редакции пункта, которая содержит ссылку на потери газа в газораспределительных сетях без указания на то, что это технологические (действительные) потери.

Ответчик предлагает пункт 2.3 договора оставить в редакции поставщика, поскольку ссылка истца на Методику № 231 в пункте 2.3 увеличивает объем (содержание) договора, при этом не влияет на права и обязанности сторон и порядок учета газа, поскольку пункт 2.3 содержит отсылочные положения на раздел 4 договора (Порядок учета количества и определения показателей качества газа), а в разделе 4 договора, в пункте 4.3 определены случаи, при которых применяются положения Методики № 231.

Принимая данный пункт в редакции ответчика, суд первой инстанции правомерно сослался на Правила учета газа, утв. Приказом Минэнерго России от 30 декабря 2013 года № 961, и на Методику № 231 содержатся в п. 1.1 договора.

Относительно пункта 4.3.1 договора суд первой инстанции правомерно указал следующее.

В проекте договора пункт 4.3.1 изложен ответчиком в следующей редакции: «Объём потерь газа определяется по «Методике определения расходов газа на технологические нужды предприятий газового хозяйства и потерь в системах распределения газа» РД 153-39.4-079-01,утвержденной Приказом Минэнерго России от 01 августа 2001 года № 231, в следующем порядке:

За расчетный период с января по ноябрь 2016 года объем потерь газа принимается равным 1/12 от объема, указанного в Приложении № 1 Договора, а за расчетный период декабрь 2016 года объем потерь газа определяется по формуле: Vп. декабрь 2016 = V общ. потерь - V потерь ГРО за 11 месяцев,

Vп. декабрь 2016 - оставшаяся часть потерь газа ГРО.

V общ. потерь - разность между общим объемом газа, переданного Поставщиком на выходе из магистральных газопроводов газотранспортной организации в газораспределительные сети ГРО для дальнейшей транспортировки в период с 01.01.2016 по 31.12.2016, определенным согласно актам, составленным в соответствии с п. 4.4.1 Договора, и объемом газа, фактически реализованного Покупателям (Абонентам), в том числе промышленным и коммунально-бытовым потребителям, населению и ГРО на собственные и технологические нужды, в период с 01 января 2016 года по 31 декабря 2016 года.

Истец в протоколе разногласий предложил данный пункт изложить в следующей редакции:

Технологические (действительные) потери газа в соответствии с разделом 6 Методики (РД 153-39.4-079-01) делятся на две группы: эксплуатационные потери и аварийные выбросы.

На эксплуатационные потери в газораспределительных сетях, находящихся у ГРО на праве собственности или иных законных основаниях, объем газа определяется расчетным путем в соответствии с разделом 6 Методики определения расходов газа на технологические нужды предприятий газового хозяйства и потерь в системах распределения газа (РД 153-39.4-079-01), утвержденной Приказом Минэнерго России от 01 августа 2001 года № 231» и Методикой по расчету удельных показателей загрязняющих веществ в выбросах (сбросах) в атмосферу (водоемы) на объектах газового хозяйства, разработанной ОАО «Гипрониигаз» и утвержденной ОАО «Росгазификация».

ГРО ежемесячно в срок до 2-го числа месяца, следующего за отчетным, предоставляет Поставщику расчет эксплуатационных потерь в соответствии с Методикой (РД 152-39.4-079-01)».

В обоснование принятия данного пункта договора в своей редакции истец ссылается на следующее, что предложенная ответчиком редакция пункта 4.3.1. и представляющая собой формулу расчета технологических потерь ОАО «Сызраньгаз» не соответствует действующему законодательству.

Правила поставки газа в Российской Федерации (п. 1 и 5) определяют отношения между поставщиками и покупателями газа и обязательны для всех юридических лиц, участвующих в отношениях поставки газа через трубопроводные сети. Поставка газа производится на основании договора между поставщиком и покупателем, заключаемого в соответствии с требованиями Гражданского кодекса РФ, федеральных законов, настоящих правил и иных нормативных правовых актов.

В силу пункта 21 Правил поставки газа поставка и отбор газа без учета его объема не допускаются. Пункт 22 Правил поставки газа предусматривает, что учет объема газа, передаваемого покупателю, производится контрольно-измерительными приборами стороны, передающей газ, и оформляется документом, подписанным сторонами по форме и в сроки, указанные в договоре поставки газа. При неисправности или отсутствии контрольно-измерительных приборов у передающей стороны объем переданного газа учитывается по контрольно-измерительным приборам принимающей газ стороны, а при их отсутствии или неисправности - по объему потребления газа, соответствующему проектной мощности неопломбированных газопотребляющих установок и времени, в течение которого подавался газ в период неисправности приборов, или иным методом, предусмотренным договором (пункт 23).

Учитывая, что как у истца, так и у ответчика отсутствуют приборы учета газа, сторонами договора установлено, что при определении объема технологических (действительных) потерь газа они руководствуются Методикой № 231, согласно п. 6.1 которой потери газа делятся на мнимые и действительные.

В свою очередь действительные потери газа делятся на две группы:

1. Эксплуатационные утечки газа в газопроводах и оборудовании, а также потери газа при проведении сливо - наливных операций на ГНС, ГНП, АГЗС, резервуарных установках;

2. Аварийные выбросы газа при повреждении газопроводов и оборудования.

К эксплуатационным утечкам газа относятся потери газа через разъемные соединения (вследствие их негерметичности) на газопроводах, арматуре и оборудовании.

Эксплуатационные потери газа в количественном выражении рассчитываются на основании технических данных и характеристик используемых для транспортировки газопроводов (п.п. 2.1.3-2.1.8; 3.1.1.и 3.1.2 Методики по расчету удельных показателей загрязняющих веществ в выбросах(сбросах) в атмосферу (водоемы) па объектах газового хозяйства).

В информационном письме ФСТ России от 28 июня 2005 года № СН-3923/9 в целях урегулирования разногласий, возникающих между поставщиками, потребителями газа и газораспределительными организациями по вопросу учета потерь газа даны следующие разъяснения: «Разница между общим объемом газа, поступившем от поставщика (по данным узлов учета газа, установленных на ГРС) и объемом газа, реализованным потребителям, в том числе населению и ГРО (по данным приборов учета газа у потребителей или в случае их отсутствия или несоответствия требованиям стандартов - по установленным нормативам потребления и /или проектной мощности газоиспользующего оборудования), образует разбаланс газа. При этом ответственность за него распределяется между поставщиком -ответчиком и ГРО - истцом следующим образом:

На финансовый результат поставщика газа должны относиться убытки (прибыль), полученные:

Вследствие отклонения фактического потребления газа населением на бытовые нужды от нормативов потребления, утвержденных в установленном порядке, ввиду того что возникающие в результате этого потери газа не являются потерями при транспортировке газа.

Вследствие отклонения объемов газа из-за погрешности измерений установленных приборов учета расхода газа на ГРС, у промышленных потребителей и населения. Погрешность приборов учета определяется на основании паспортных данных и в соответствии с ГОСТом 8.143-75.

Истец считает предложенную Поставщиком формулу определения технологических потерь как не предусмотренной разделом 6 Методики № 231 «Потери газа в системах газораспределения», указывая при этом, что пунктом 4.1. данной Методики предусмотрена возможная формула газового баланса ГРО в виде уравнения: Qп = Qсн + Qтн + Qав + Qпт + Qпp.

В данной формуле использованы исходные составляющие такого баланса, в том числе Qтн - количество газа, расходуемого на технологические нужды и Qпт - потери газа в системах газораспределения.

В п. 4.4. Методики № 231 дается формулировка расхода газа на технологические нужды, а в п. 4.6. Методики предполагается определение потерь газа по формуле сходной с той, что предлагает Поставщик газа:Qпт = Qп - Qр.

Истец указывает, что формула в том виде, которая предлагается Поставщиком, не предусмотрена ни одним нормативным актом, при этом пункт 4.1. Методики № 231 содержит рекомендательную формулировку - «газовый баланс газораспределительной организации может быть представлен в виде уравнения...» и не является основанием для расчетов между Поставщиком и ГРО, что, по мнению истца, свидетельствует о том, что законодатель предусматривает и иной возможный вариант для сведения газового баланса ГРО.

Далее истец ссылается на то, что анализ предусмотренной п. 4.6. Методики № 231 формулы определения потерь газа (сходной с формулой Поставщика) позволяет сделать вывод, что речь идет о разбалансе газа, поскольку определяется разница между количеством газа, поступающего от Поставщика, и количеством газа реализованного. При этом количество газа реализованного определяется как сумма количества газа реализованного промышленным потребителям и количества газа, реализованного населению.

С учетом договора, заключаемого Поставщиком газа на реализацию газа ГРО на технологические нужды и технологические потери, данный объем газа учитывается в количестве газа, реализованного промышленным потребителям. Таким образом, определение объема потерь газа по предлагаемой Поставщиком формуле не может быть применено к определению объема технологических потерь ГРО.

Данный вывод, как указывает истец, подтверждается Информационным письмом ФСТ России от 28 июня 2005 года № СН-3923/9 - «Разница между общим объемом газа, поступившим от поставщика (по данным узлов учета газа, установленных на ГРС) и объемом газа, реализованным потребителям, в том числе населению и ГРО (по данным приборов учета у потребителей или в случае их отсутствия или несоответствия требованиям стандартов - по установленным нормативам потребления и/или проектной мощности газоиспользующего оборудования) образует разбаланс газа...».

В преамбуле письма указывается, что оно издано в целях урегулирования разногласий по вопросу учета потерь газа и речь в нем идет о разбалансе газа.

По мнению истца, предлагаемая Поставщиком формула выходит за рамки предмета договора и отнесение всего объема «разбаланса» газа на финансовый результат истца является недопустимым и противоречит вышеуказанным документам.

Возражая в этой части разногласий, ответчик не согласен с доводом истца об определении объема потерь газа, который возникает в газораспределительных сетях истца в процессе транспортировки газа, исключительно расчетным путем.

При этом ответчик считает, что порядок определения объема потерь газа, установленный в п. 4.3.1 договора соответствует законодательству, ссылаясь на следующее.

ОАО «Сызраньгаз» является газораспределительной организацией -специализированной организацией, оказывающей услуги по транспортировке газа по газораспределительным сетям, находящимся у неё на праве собственности или ином законном основании.

В процессе транспортировки газа по газораспределительным сетям неизбежно возникают утечки (потери) газа, так как абсолютно полная герметичность фланцевых, резьбовых и цапковых соединений на газопроводах, арматуре и оборудовании является практически недостижимой (п. 6.2.1 методики № 231 и п. 3.1.1 Методики по расчету удельных показателей загрязняющих веществ в выбросах (сбросах) в атмосферу (водоемы) на объектах газового хозяйства. Саратов, Гипрониигаз, 1996). Кроме того, объем потерь зависит от выполнения мероприятий, указанных в п. 6.3. Методики № 231.

Для возмещения поставщику стоимости объема потерь газа, неизбежно возникающих при его транспортировке по газораспределительным сетям ГРО, ОАО «Сызраньгаз» заключает с поставщиком газа соответствующий договор поставки газа.

На момент заключения договора невозможно определить точные (фактические) объемы потерь газа, которые могут возникнуть в процессе транспортировки. Поэтому в силу специфики правоотношений на момент заключение такого договора количество газа является ориентировочным (плановым) и определяется в установленном порядке расчетным путем.

При этом следует учитывать, что расчетный способ определения потерь газа носит вероятностный характер, т.к. при выполнении расчета принимаются за основу данные, имеющие абсолютные значения или поправочные коэффициенты.

По итогам периода поставки и транспортировки газа фактические объемы потерь газа могут отличаться от «плановых (расчетных)» объемов потерь газа, поскольку, как уже отмечалось выше, абсолютно полная герметичность фланцевых, резьбовых и цапковых соединений на газопроводах, арматуре и оборудовании является практически недостижимой.

Кроме того следует учитывать что фактические объемы потерь зависят не только от состояния газораспределительных сетей, но и от технологического процесса транспортировки газа (давления, плотности газа, связанных, в том числе с температурным фактором).

Как указывает ФСТ России в своих письмах от 03 июня 2010 года исх. № 9-473 и от 10 июня 2010 года исх. № 9-502, фактические объемы технологических потерь зависят от технологического процесса, режимов транспортировки газа (давления, плотности газа), связанных, в том числе с температурным фактором, а также от состояния газораспределительных сетей, они могут отличаться от плановых.

Также ФСТ России в письме от 10 июня 2010 года исх. № 9-502 разъясняет, что если доказанный объем технологических потерь отличается от учтенного в тарифах (т.е. от «плановых (расчетных)» объемов потерь газа)), ГРО должна возместить поставщику стоимость газа, потерянного при транспортировке, в размере, фактически сложившемся в данный период транспортировки газа. Если доказанный объем технологических потерь, фактически сложившийся и оплаченный поставщиком, отличен от объема технологических потерь, включенного в тариф на транспортировку газа, то разница может быть учтена при расчете тарифа на транспортировку газа по газораспределительным сетям на следующий регулируемый период в случае представления обосновывающих документов.

В Постановлении ФАС Уральского округа от 16 сентября 2011 года № Ф09-5699/11 по делу № А76-25984/2010, суд также указал, что в случае, если доказанный объем технологических потерь отличается от учтенного в тарифах, то ГРО должна возместить поставщику стоимость газа, потерянного при транспортировке, в размере, фактически сложившемся в данный период транспортировки газа.

Высший Арбитражный Суд РФ согласился выводами ФАС Уральского округа (Определение ВАС РФ от 10 января 2012 года № ВАС-17175/11 по делу № А76-25984/2010).

Таким образом, и уполномоченный орган исполнительной власти в сфере государственного регулирования цен (ФСТ России) и суд прямо указывают на то, что фактический объем потерь газа может отличаться от «планового (расчетного)» объема потерь газа. При этом, если фактический объем потерь газа превышает «плановый (расчетный)» объем потерь газа, ГРО должна возместить поставщику стоимость газа, потерянного при транспортировке, в размере, фактически сложившемся в данный период поставки и транспортировки газа.

Ответчик указывает, что из всего законодательства в сфере газоснабжения, только Методика № 231 устанавливает способ определения потерь газа.

Исходя из формулы определения потерь газа, установленной в пункте 4.6 Методики № 231 следует, что потери газа определяются как разница между количеством газа, поступившим от поставщика в газораспределительные сети, и количеством газа, реализованным покупателям (потребителям).

Данный вывод находит свое подтверждение в судебной практике (Постановление ФАС Поволжского округа от 13 октября 2011 года по делу № А55-19422/2010, Постановление Арбитражного суда Поволжского округа от 03 марта 2015 года № Ф06-19597/2013 по делу № А55-2168/2014, Постановление ФАС Поволжского округа от 17 июля 2013 года по делу № А55-27660/2012).

Так, в соответствии с пунктом 4.6 Методики № 231 потери газа определяются по формуле: количество газа, поступающего от поставщика ежемесячно, подтвержденное 2-сторонним актом (приема, отпуска) газа поставщиком и газораспределительной организацией минус количество газа реализованное.

В свою очередь, количество газа реализованное (также п. 4.6.) определяется по формуле: количество газа, реализованное промышленным потребителям ежемесячно (в том числе количество газа, реализованное поставщиком истцу на собственные и технологические нужды), подтвержденное 2-сторонним актом, плюс количество газа, реализованное населению ежемесячно (рассчитывается по действующим нормам, а при наличии счетчиков - по их показаниям).

В силу закона поставка и отбор газа без учета его объема не допускаются, а учет газа осуществляется в порядке и способами, установленными в соответствующих законах и нормативно-правовых акта (ГК РФ, ЖК РФ, Правилах поставки газа и Правилах учета газа и др.).

Поставщик, осуществляя учет газа, по итогам периода поставки газа располагает данными о количестве газа, поступившего в газораспределительную сеть ГРО, и объемом газа, реализованным поставщиком всем покупателям (абонентам), в т.ч. и ГРО, а, следовательно, может определить образовавшуюся разницу.

Разница между общим объемом газа, поступившим от поставщика в газораспределительные сети ГРО, и объемом газа, реализованным поставщиком покупателям (абонентам), в том числе промышленным и коммунально-бытовым покупателям (абонентам), населению и ГРО на собственные и технологические нужды, образует разбаланс газа.

В силу пункта 4.1 Методики № 231 газовый баланс газораспределительных организаций может быть представлен в виде уравнения, связывающего статьи прихода и расхода газового топлива.

В свою очередь, потери газа, в силу пункта 4.6 Методики № 231, определяются как разница между общим объемом газа, поступившим от поставщика в газораспределительную сеть, и объемом газа, реализованным поставщиком покупателям (абонентам), в том числе промышленным и коммунально-бытовым покупателям (абонентам), населению и газораспределительной организации (ОАО «Сызраньгаз») на собственные и технологические нужды.

Порядок определения объема потерь газа, закрепленный в пункте 4.3.1 договора в редакции ООО «Газпром межрегионгаз Самара» также сводится к тому, что определяет объем потерь газа как разность между общим объемом газа, переданного поставщиком на выходе из магистральных газопроводов газотранспортной организации в газораспределительные сети ОАО «Сызраньгаз» и объемом газа, фактически реализованного покупателям (абонентам), в том числе промышленным и коммунально-бытовым покупателям (абонентам), населению и ОАО «Сызраньгаз» на собственные и технологические нужды.

Суд первой инстанции правомерно посчитал данные доводы ответчика обоснованными, поэтому порядок определения объема потерь газа, закрепленный в пункте 4.3.1 договора в редакции ООО «Газпром межрегионгаз Самара» соответствует требованиям законодательства и пункту 4.6 Методики № 231, требования истца по п. 4.3.1. являются необоснованными.

Как следует из материалов дела, ООО «Газпром межрегионгаз Самара» неоднократно обращалось в Арбитражный суд Самарской области с иском к ОАО «Сызраньгаз» о взыскании суммы задолженности за газ по договорам на поставку газа для восполнения объема потерь (Постановление ФАС Поволжского округа от 13 октября 2011 года по делу № А55-19422/2010, Постановление Арбитражного суда Поволжского округа от 03 марта 2015 года № Ф06-19597/2013 по делу № А55-2168/2014, Постановление ФАС Поволжского округа от 17 июля 2013 года по делу № А55-27660/2012, Постановление ФАС Поволжского округа от 07 апреля 2011 года по делу № А55-6812/2010).

В указанных спорах ОАО «Сызраньгаз» также заявляло возражения относительно требований ООО «Газпром межрегионгаз Самара», суть которых сводилась к тому, что объем потерь газа, возникающий на газораспределительных сетях ГРО, не может превышать «плановых (расчетных)» объемов потерь газа, согласованных в договоре, а также ссылалось что, объем потерь газа следует определять исключительно расчетным способом в соответствии с п. 6.2 Методики № 231.

Между тем, в принятых в рамках указанных дел судебных актах, признаны доводы и возражения ОАО «Сызраньгаз» несостоятельными, а требования ООО «Газпром межрегионгаз Самара» обоснованными, при этом отмечалось следующее:

Природный сетевой газ может поступить абонентам только через сети газораспределительной организации, поэтому количество газа реализованного абонентам, по сути, должно равняться количеству транспортированного газа;

Поставщик газа не является потребителем, у него нет газоиспользующего оборудования, нет газораспределительных сетей, следовательно, нет технологических потерь газа;

Объемы технологических потерь газа являются ориентировочными и определены ФСТ России для ГРО при расчете тарифа на услуги по транспортировке газа по газораспределительным сетям;

Поставщик газа обязан возместить стоимость оказанных ГРО услуг в том объеме, который признан абонентами (населением);

Потери газа, произошедшего в сетях ГРО, не являются объемом газа, реализованным населению;

За расчетные периоды - с января по ноябрь стороны принимают объемы потерь газа в размере 1/12 от планового (расчетного) объема, указанного в договора, а за расчетный период декабрь месяц стороны определяют объем потерь газа по формуле для расчета фактических потерь;

Фактический объем потерь газа рассчитан ООО «Газпром межрегионгаз Самара» в соответствии с условиями договора и действующей методикой № 231;

Достоверной информацией о причинах возникновения и размере фактических потерь газа в сетях обладает только газораспределительная организация, так как поставщик не имеет ни сетей, ни оборудования, не осуществляет перемещение газа и не является потребителем газа, кроме того, в отличие от правил установления тарифа на услуги для ГРО, при установлении тарифов на услуги поставщика нормативными документами не предусмотрено включение в них материальных затрат в виде потерь газа.

Следует также заметить, что Информационное письмо ФСТ РФ от 28 июня 2005 года № СН-3923/9 «Об учете потерь газа» носит рекомендательный, но не обязательный характер, а, следовательно, его положения могут быть применимы только в том случае, если стороны достигли соглашения о возможности проведения расчетов по вопросу учета потерь газа в порядке, определенном в письме ФСТ. Такое соглашение между истцом и ответчиком отсутствует, доказательства обратного истцом в материалы дела не представлены.

К тому же, согласно разъяснениям ФСТ, которые содержатся в письме ФСТ РФ от 28 июня 2005 года № СН-3923/9, объем технологических потерь газа в системах газораспределения (эксплуатационные утечки и т.п.) и соответственно уровень расходов ГРО по этой статье определяется по Методике № 231 в целях расчета тарифов ГРО.

Таким образом, «расчетный» метод определения технологических потерь газа, установленный пунктом 6.2 Методики № 231, применим для целей определения «плановых (расчетных)» объемов потерь на будущий период, а также для целей расчета тарифов ГРО (истца), т.к. у сторон на тот момент отсутствуют данные, позволяющие определить фактические объемы потерь газа.

Определение фактического объема газа, утерянного при его транспортировке, согласуется с целями, определенными в Методике № 231, а также с положениями иных нормативно-правовых актов в сфере газоснабжения, поскольку позволяет вести объективный учет расхода газа.

Как следует из Методики № 231, данный документ утвержден Минэнерго РФ в целях организации объективного учета расходов газа на технологические нужды и потерь газа в системах его распределения, обеспечения рационального и экономного использования газа газораспределительными организациями топливно-энергетического комплекса Российской Федерации, а также снижения потерь газа.

Напротив, определение потерь газа исключительно расчетным методом не отвечает целям указанной методики, поскольку не позволяет вести объективный учет расходов газа, а также приводит к тому, что ГРО как собственник газораспределительных сетей, не заинтересована будет проводить мероприятия, направленные на снижения потерь газа, с той степенью заботливости и осмотрительности, которая от неё требуется.

С учетом изложенного, суд первой инстанции обоснованно посчитал, что пункт 4.3.1 договора в редакции поставщика по своей сути не противоречит п. 4.6 Методики № 231, поскольку определяет фактический объем потерь газа как разность между общим объемом газа, переданного поставщиком в газораспределительные сети ОАО «Сызраньгаз» и объемом газа, фактически реализованного покупателям (абонентам), в т.ч. ОАО «Сызраньгаз», поэтому данный пункт следует принять в редакции ответчика.

По пункту 4.3.1 договора истец в своей жалобе указывает, что «принимая решение о включении в Договор условия, не предусмотренного императивной нормой права, суд фактически подменяет собой законодательную власть».

Вместе с тем данный довод жалобы, судебной коллегией отклоняется, как необоснованный.

В силу пункта 1 статьи Гражданского кодекса Российской Федерации договор должен соответствовать обязательным для сторон правилам, установленным законом и иными правовыми актами (императивным нормам), действующим в момент его заключения, то есть стороны не вправе заключать договор на условиях, противоречащих закону.

Следовательно, в силу пункта 2 статьи Гражданского кодекса Российской Федерации, граждане (физические лица) и юридические лица свободны в установлении своих прав и обязанностей на основе договора и в определении любых не противоречащих законодательству условий договора.

В проекте договора п. 4.3.2 изложен следующим образом:

«На аварийные выбросы при повреждении газопроводов или оборудования, произошедших по вине 3-х лиц, объём газа определяется на основании совместных актов регистрации аварий, подписанных Поставщиком и ГРО, содержащих данные об объёме аварийных потерь газа, и расчёта объёма аварийных выбросов по «Методикеопределения расходов газа на технологические нужды предприятий газового хозяйства и потерь в системах распределения газа» РД 153-39.4-079-01, утвержденной Приказом Минэнерго России от 01.08.2001 № 231.».

В протоколе разногласий данный пункт истец предлагает изложить в следующей редакции: «Фактические потери газа, вызванные аварийными ситуациями, определяютсяПоставщиком газа по каждому конкретному месту их образования и оформляютсясовместными актами регистрации аварий, подписанными Поставщиком и ГРО. Указанныеакты содержат данные об объеме аварийных потерь газа, и расчет объема аварийныхвыбросов, выполненный по Методике определения расходов газа на технологическиенужды предприятий газового хозяйства и потерь в системах распределения газа. Формаакта согласована сторонами в Приложении № 2.

В обоснование изложения данного пункта в своей редакции истец указывает на то, что предложенная ответчиком формулировка пункта:

а) предполагает ограничение возмещения потерь при авариях только по вине третьих лиц (исключая стороны договора);

б) не определяет, кем должен быть произведен расчет таких потерь.

Предложенная истцом редакция спорного пункта, по мнению истца, устраняет данные пробелы.

Потери газа при аварийных ситуациях являются по своей юридической природе убытками собственника газа.

В соответствии со ст. Гражданского кодекса Российской Федерации именно ответчик являясь собственником газа, обязан будет доказать объем утраченного при аварии газа.

В соответствии со ст. Гражданского кодекса Российской Федерации, истец в предложенной редакции пункта устраняет возникновение спорных ситуаций при исполнении договора.

В этой связи ОАО «Сызраньгаз» предложило следующие формы актов:

Акт о регистрации аварийной ситуации на газораспределительных сетях ОАО «Сызраньгаз» (Приложение № 2 к договору (Приложение № 1 к протоколу разногласий);

Акт об отсутствии аварийных выбросов газа на газораспределительных сетях ОАО «Сызраньгаз» (Приложение № 4 к договору (Приложение № 2 к протоколу разногласий).

В случае возникновения аварийных ситуаций либо при их отсутствии Поставщик и ГРО должны составить документы, отражающие мнение сторон по указанным событиям. Учитывая, что действующим законодательством не предусмотрена типовая форма актов, фиксирующих наличие или отсутствие аварийной ситуации, стороны вправе самостоятельно согласовать форму указанных документов.

Ответчик в отзыве на иск считает, что п. 4.3.2 в проекте договора соответствует законодательству, поэтому просит редакцию истца отклонить.

Отклоняя доводы истца по принятию данного пункта договора в его редакции, суд первой инстанции обоснованно исходил из следующего.

Аварийные выбросы газа возникают при повреждении газопроводов или оборудования.

Ответчик не является собственником газораспределительных сетей, по которым осуществляется транспортировка газа, а также не имеет оборудования. Доказательств обратного истцом в материалы дела не представлено.

Напротив, сам истец в иске указывает на то, что газораспределительные сети принадлежат ему на праве собственности или на ином законном основании, и он, в силу ст. Гражданского кодекса Российской Федерации, несет бремя содержания принадлежащих ему сетей и оборудования.

В пункте 5 Постановления Правительства РФ от 20 ноября 2000 года № 878 «Об утверждении Правил охраны газораспределительных сетей» указано, что в соответствии с законодательством Российской Федерации газораспределительные сети относятся к категории опасных производственных объектов, что обусловлено взрыво- и пожароопасными свойствами транспортируемого по ним газа. Основы безопасной эксплуатации газораспределительных сетей определены Федеральным законом «О промышленной безопасности опасных производственных объектов».

Следует также заметить, что ГРО, являясь собственником опасных производственных объектов, обязано создавать аварийно-диспетчерскую службу, которая является отдельным структурным подразделением ГРО, обеспечивающим постоянную возможность локализации аварий и их ликвидацию, на всех обслуживаемых ГРО объектах, связанных как с транспортировкой природного газа, так и со снабжением сжиженным газом, а также с прочей деятельностью, к которой относится, в том числе, обслуживание газораспределительных сетей и ВДГО по договорам с собственниками.

Таким образом, суд первой инстанции правомерно согласился с доводами ответчика о том, что достоверной информацией об аварийных ситуациях, которые могут возникнуть на газораспределительных сетях и оборудовании, располагает только собственник сетей и оборудования.

Вместе с тем, в нарушение статьи Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации истец не обосновал, какая норма закона предписывает требование ежемесячно оформлять акт о регистрации аварийных ситуаций и акт об отсутствии аварийных выбросов.

С учетом вышеизложенного, суд первой инстанции законно и обоснованно посчитал что п. 4.3.2 следует принять в редакции поставщика.

В проекте договора ответчиком пункты 4.4, 4.4.1 и 4.4.2 предложены в следующей редакции:

«4.4. Поставщик в срок не позднее 3-го числа месяца, следующего за расчетным месяцем, составляет в 2-х экземплярах, подписывает, скрепляет печатью и направляет в адрес ГРО для подписания следующие акты:

4.4.1 Акт об общем количестве, переданного Поставщиком на выходе из магистральных газопроводов газотранспортной организации в газораспределительные сети ГРО за расчетный период (Приложение № 2).

4.4.2. Акт о количестве поставленного - принятого газа и оказанных снабженческо-сбытовых услугах за расчетный период. (Приложение № 3).».

В протоколе разногласий пункты 4.4, 4.4.1. 4.4.2 истец предлагает объединить и изложить п. 4.4 в следующей редакции: «Поставщик в срок до 3 числа месяца, следующего за расчетным, составляет в 2-ух экземплярах Акт о количестве поставленного - принятого газа и оказанных снабженческо - сбытовых услугах на технологические нужды и технологические (действительные) потери за расчетный период (Приложение № 3), подписывает, скрепляет печатью и направляет в адрес ГРО для подписания».

В обоснование своей редакции данных пунктов истец ссылается на то, что редакция указанных пунктов, предложенная Поставщиком, предусматривает составление двух актов, один из которых Акт об общем количестве газа, переданного в газораспределительные сети ГРО, а второй - Акт о количестве поставленного - принятого газа и оказанных снабженческо - сбытовых услугах за расчетный период. По мнению истца, составление Акта об общем количестве газа, переданного Поставщиком на выходе из магистральных газопроводов газотранспортной организации в газораспределительные сети ГРО за расчетный период, что выходит за пределы рассматриваемого Договора.

Составление данного акта может регламентироваться отдельным соглашением между Поставщиком и ГРО и не связано с определением объема технологических (действительных) потерь, возникающих при транспортировке газа, который должен определяться расчетным способом в соответствии с разделом 6 Методики № 231.

При этом истец считает, что предложенный ответчиком метод определения объема газа, составляющего технологические (действительные) потери истца и соответственно оформление Акта об общем количестве газа, не соответствует Методике № 231.

Ответчик в отзыве на иск предлагает пункты 4.4, 4.4.1, 4.4.2 договора оставить в редакции проекта договора, поскольку данные пункты соответствуют действующему законодательству и основаны на положениях пункта 4.6 Методики № 231, ссылаясь при этом на то, что потери газа определяются по формуле: количество газа, поступающего от поставщика ежемесячно, подтвержденное 2-сторонним актом (приема, отпуска) газа поставщиком и газораспределительной организацией минус количество газа реализованное.

Акт об общем количестве газа, переданного из магистральных газопроводов газотранспортной организации в газораспределительные сети покупателя за расчетный период (Приложение № 2) содержит информацию о количество газа, ежемесячно поступающего от поставщика в сети покупателя.

Данный акт необходим при составлении годового газового баланса по формуле, установленной пунктом 4.6 Методики № 231.

Предлагаемый истцом способ фиксации количества поставленного газа путем составления одного акта (Акта о количестве поставленного - принятого газа и оказанных снабженческо-сбытовых услугах), фиксирует только объем газа, определенного расчетным путем.

Между тем, фактические объемы потерь газа могут отличаться от объемов газа, полученных расчетным способом, а, следовательно, определение потерь газа расчетным способом и оформления акта, который не содержит данных о количестве газа, переданного в газораспределительные сети ГРО, противоречит пунктом 4.6 Методики № 231 и не позволяет осуществлять объективный учет расхода газа.

Доводы жалобы о том, что при расчете технологических потерь газа, общая протяженность сетей имеет принципиальное значение, являются несостоятельными по следующим основаниям.

При утверждении для истца тарифов на оказываемые потребителям услуги по транспортировке газа на 2009 год ФТС России были учтены объемы технологических потерь газа в количестве 2186,000 тыс. м3 (плановый объем).

При заключении договора поставки газа № 45-5-0001/16 от 01 ноября 2015 года истцом указан плановый объем технологических потерь газа в количестве 1241,107 тыс. м3.

Вместе с тем, как следует из годовых отчетов ОАО «Сызраньгаз», размещенных ОАО «Сызраньгаз» на официальном сайте в сети интернет в разделе «Годовые отчеты», истец ежегодно осуществляет строительно-монтажные работы по строительству газораспределительных сетей. Согласно годовому отчету за 2009 год истцом построено 25,84 км газопроводов, за 2010 год - построено 26,16 км газопроводов, за 2011 год - построено 28,05 км газопроводов, за 2012 год - построено 29,375 км газопроводов. Итого в период с 2009 по 2012 истцом построено 109,425 км газопроводов.

Принимая во внимание то обстоятельство, что у истца ежегодно увеличивалась протяженность газопроводов, но при этом объем действительных потерь газа сокращался (с 2 186,000 тыс.м3 - в 2009 году, до 1 241,107- в 2015 году), довод истца о зависимости объема действительных потерь от протяженности газопровода, нельзя признать состоятельным.

Также следует учитывать, что на момент заключения договора невозможно определить точные (фактические) объемы потерь газа, которые могут возникнуть в процессе транспортировки. Поэтому в силу специфики правоотношений на момент заключение такого договора количество газа является ориентировочным (плановым) и определяется в установленном порядке расчетным путем. При этом расчетный способ определения потерь газа носит вероятностный характер, т.к. при выполнении расчета принимаются за основу данные, имеющие абсолютные значения или поправочные коэффициенты. По итогам периода поставки и транспортировки газа фактические объемы потерь газа могут отличаться от плановых (расчетных) объемов потерь газа, поскольку, как уже отмечалось выше, абсолютно полная герметичность фланцевых, резьбовых и цапковых соединений на газопроводах, арматуре и оборудовании является практически недостижимой.

Кроме того, согласно п. 6.2.1 Методики № 231 технологические (действительные) потери газа могут быть сведены до минимума за счет применения новой техники и материалов, а также повышения качества обслуживания систем газоснабжения.

С учетом вышеизложенного, вывод суда первой инстанции о том, что объем эксплуатационных (технологических) потерь газа, определенный на основании установленных в методики (Гипрониигаз, 1996) удельных показателей, является ориентировочным (плановым), поскольку в процессе транспортировки газа указанные потери могут быть сведены до минимума за счет применения новой техники и материалов, а также повышения качества обслуживания систем газоснабжения (пункт 6.2.1 Методики № 231), либо напротив, превышать расчетный (плановый) объем вследствие ненадлежащего обслуживания систем газоснабжения, а также по иным причинам, например, вследствие повреждения газопровода, хищения газа, технологического процесса, режимов транспортировки газа (давления, плотности газа), связанных, в том числе с температурным фактором (стр. 12 решения).

Таким образом, уполномоченный орган исполнительной власти в сфере государственного регулирования цен (ФСТ России) прямо указывают истцу на то, что фактический объем потерь газа может отличаться от планового (расчетного) объема потерь газа. При этом если фактический объем потерь газа превышает плановый (расчетный) объем потерь газа, ГРО должна возместить поставщику стоимость газа, потерянного при транспортировке, в размере, фактически сложившемся в данный период поставки и транспортировки газа.

Следовательно, суд первой инстанции обоснованно указал, что находит данные доводы ответчика как соответствующими действующему законодательству, поэтому данные пункты договора следует принять в редакции ответчика.

В проекте договора п. 5.1.2 предложен ответчиком в следующей редакции: «При поставке дополнительных объемов газа, добытого ОАО «Газпром» и его аффилированными лицами, на условиях постановления Правительства Российской Федерации от 28 мая 2007 года № 333 - из регулируемых оптовой цены на газ, определенной по соглашению Сторон в диапазоне между предельными максимальным и минимальным уровнями оптовых цен, и платы за снабженческо-сбытовые услуги, определенных в порядке, установленном Правительством Российской Федерации. Оптовые цены на газ, определяемые в диапазоне между предельными максимальным и минимальным уровнями оптовых цен, согласовываются Сторонами в дополнительных соглашениях к настоящему Договору».

Пункт 5.1.2. истец в протоколе разногласий предложил исключить, обосновывая тем, что к отношениям сторон между Поставщиком и ГРО по возмещению потерь, возникающих в системе газораспределения не подлежит применению Постановление Правительства РФ № 333 от 28 мая 2007 года. ОАО «Сызраньгаз» осуществляет регулируемый вид деятельности, поэтому цена на газ по рассматриваемому договору может быть сформирована только из регулируемой оптовой цены на газ и платы за снабженческо -сбытовые услуги, определенной в порядке, установленном Правительством РФ.

В ходе судебного разбирательства ответчик в дополнении к отзыву выразил согласие на исключение данного пункта из договора и данный пункт был судом первой инстанции исключен.

Доводы заявителя, изложенные в апелляционной жалобе, не содержат фактов, которые не были бы проверены и не учтены судом первой инстанции при рассмотрении дела и имели бы юридическое значение для вынесения судебного акта по существу, влияли на обоснованность и законность судебного решения либо опровергали выводы суда первой инстанции, в связи с чем, признаются судом апелляционной инстанции несостоятельными, не влекущими отмену оспариваемого решения. Иных доводов, основанных на доказательственной базе, апелляционная жалоба не содержит, доводы жалобы выражают несогласие с ними и в целом направлены на переоценку доказательств при отсутствии к тому правовых оснований, в связи с чем, отклоняются судом апелляционной инстанции.

В связи с вышеизложенным Одиннадцатый арбитражный апелляционный суд не находит оснований для отмены решения Арбитражного суда Самарской области от 28 апреля 2016 года, принятого по делу № А55-3179/2016 и для удовлетворения апелляционной жалобы.

В соответствии со статьей Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации расходы по государственной пошлине по апелляционной жалобе подлежат отнесению на заявителя жалобы.

Руководствуясь статьями , - Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации, арбитражный суд

ПОСТАНОВИЛ:

Решение Арбитражного суда Самарской области от 28 апреля 2016 года, принятое по делу № А55-3179/2016 оставить без изменения, а апелляционную жалобу Открытого акционерного общества «Сызраньгаз» - без удовлетворения.

Постановление может быть обжаловано в срок, не превышающий двух месяцев со дня вступления в законную силу, в суд кассационной инстанции.

Председательствующий С.Ю. Николаева

Судьи Е.М. Балакирева

Н.Ю. Пышкина

Суд:

11 ААС (Одиннадцатый арбитражный апелляционный суд)

Истцы:

ОАО "Сызраньгаз"

Ответчики:

ООО "Газпром межрегионгаз Самара"

Судебная практика по:

Упущенная выгода

Судебная практика по применению норм ст. 15, 393 ГК РФ

По договору поставки

Судебная практика по применению норм ст. 506, 507 ГК РФ

Возмещение убытков

Судебная практика по применению нормы ст. 15 ГК РФ

3.2. Дефекты оборудования уровня «механизм»

Небаланс вращающихся масс ротора является одним из самых наиболее распространенных дефектов вращающегося оборудования, обычно приводящим к резкому увеличению вибраций агрегатов. По этой причине вопросам диагностирования и способам устранения небалансов следует уделять большое внимание.

Перед началом рассмотрения этого вопроса необходимо сделать небольшое методическое отступление. Факт наличия небаланса масс ротора, когда он стремится вращаться не относительно своей геометрической оси, а относительно оси центра масс, которые в этом случае не совпадают, в литературе определяется разными терминами. Это и «дебаланс», и «разбаланс», и «небаланс». Если внимательно почитать литературу, то можно обнаружить еще несколько похожих терминов. В тексте нашей работы мы будем использовать привычное для нас русское слово «небаланс», и если оно, по каким – либо причинам, вам не нравится, то мы искренне приносим вам свои извинения.

Проблемы корректной диагностики наличия небалансов в работающем оборудовании является важным аспектом в работе каждой вибродиагностической службы. Средства вибрационной диагностики являются наиболее действенным средством для оперативного устранения небалансов в оборудовании. Они составляют основу целого раздела вибрационных работ, называемого виброналадкой оборудования.

Ниже мы рассмотрим самые общие вопросы диагностирования небалансов в наиболее часто встречающихся практических проявлениях. Четкое знание этих стандартных проявлений небаланса позволит внимательному читателю разработать и более частные правила распознавания небалансов. Эти адаптивные правила, уточненные вами, будут учитывать специфические особенности небалансов, характерные для «вашего» оборудования.

3.2.1.1. Общие вопросы диагностирования небалансов

Природа возникновения небаланса в оборудовании может быть различной, являться следствием многих особенностей конструкции и эксплуатации различных агрегатов. В целом, после проведения некоторой систематизации и обобщения, все это многообразие причин появления небалансов можно, конечно условно, объединить в группы. Это:

Дефект изготовления вращающегося ротора или его элементов, возникший на заводе, на ремонтном предприятии, пропущенный в результате недостаточно качественного выходного контроля на предприятии - изготовителе оборудования, результат ударов при перевозке, плохих условий хранения.
Неправильная сборка оборудования при первичном монтаже или после выполненного ремонта, некачественное крепление элементов.
Результат процессов неравномерного износа и разрушения конструкции вращающегося ротора, его старения, появления различных остаточных деформаций после анормальных режимов, особенно динамических ударов.
Результат периодических воздействий реальных технологических процессов и особенностей эксплуатации данного оборудования, приводящих к неравномерному нагреву и искривлению роторов.

Вне зависимости от причин возникновения, по своим внешним признакам, специфике проявления в общей картине вибрации, все небалансы можно условно подразделить на два типа - статический небаланс, и динамический небаланс. Особенности проявления этих основных типов небалансов в вибросигналах и полученных на их основе спектрах, особенности проведения их диагностики, будут рассмотрены в данной главе ниже, в отдельных подразделах.

Основными, чаще всего встречающимися и знакомыми всем, признаками наличия небалансов вращающихся роторов в вибрационных сигналах можно считать следующие:

Временной сигнал вибрации является достаточно простым, с достаточно малым количеством высокочастотных гармоник. В вибросигнале преобладает вибрация с периодом, соответствующим оборотной частоте вращения вала - оборотная частота ротора.
Амплитуда всех гармоник «механической природы» (обычно это гармоники от первой до десятой) в спектре значительно меньше, не менее чем в 3 - 5 раз, амплитуды гармоники оборотной частоты ротора. Если производить сравнение по мощности, то не менее 70 % мощности вибросигнала должно быть сосредоточено в оборотной гармонике.

Эти признаки небаланса имеют место во всех вибросигналах, зарегистрированных на опорном подшипнике. В наибольшей мере они проявляются в вертикальном направлении, и в поперечном.

Практически всегда полностью справедливо простое и понятное диагностическое правило о том, что «небаланс ходит по кругу». Отношение амплитуды первой гармоники в вертикальном направлении к аналогичной гармонике в вибросигнале поперечного направления находится в диапазоне примерно 0,7 ¸ 1,2 и редко выходит за его границы.

Обычно первая гармоника в вертикальном направлении равна, а чаще чуть меньше первой гармоники вибрации в поперечном направлении. Исключение составляют машины с конструктивными специфическими особенностями. Примером являются турбогенераторы, у которых всегда вертикальная составляющая вибрации больше. Причиной является неравномерная радиальная жесткость ротора, в котором продольные пазы обмотки сосредоточены вблизи полюсов. Необходимо понимать, что неравномерная радиальная жесткость роторов наиболее сильно проявляется во второй гармонике, что не так важно при диагностике небалансов.

Отклонения от этого правила возникают, так же, при увеличенных боковых зазорах в опорных подшипниках, что приводит к увеличенной подвижности ротора в поперечном направлении. Это также возможно при очень больших различиях в величине податливости подшипниковых стоек в вертикальном и поперечном направлениях.

Уровень вибрации в осевом направлении, при небалансе, чаще всего, меньше, чем уровень вибрации в радиальном направлении. Это правило не соблюдается при большой податливости опор в осевом направлении и (или) при небалансе, возникшем при появлении, по любой причине, изгиба вала. При таком небалансе в вибрации осевого направления первая гармоника может быть и не преобладающей, в сигнале могут присутствовать значительные гармоники других частот, например второй, третьей.

Обычно вибрационная картина небаланса проявляется одновременно на двух подшипниках контролируемого механизма. Только на одном из подшипников небаланс диагностируется достаточно редко, и только в тех случаях, когда он полностью сосредоточен непосредственно в районе подшипника.

Если при измерениях вибрации имеется возможность изменения рабочей частоты вращения ротора, то обычно хорошо видно, что, чаще всего с ростом частоты вращения вибрация от небаланса интенсивно возрастает. При кажущейся простоте такого заявления мы вынуждены с сожалением отметить, что проведение измерений вибрации на переменной частоте вращения приводит к усложнению процедуры диагностики небаланса. Проблема усугубляется возникновением на графике зависимости вибрации от частоты вращения пиков, соответствующих «критическим частотам ротора». Немногие диагносты правильно понимают значение терминов «первая критическая частота», «вторая критическая частота», т. д. Эти вопросы относятся к области модального анализа, достаточно сложны, и что самое главное, важны только для очень больших роторов. Для подробного рассмотрения этого вопроса у нас просто не хватит места, всем интересующимся этим вопросом необходимо обратиться к другим источникам.

При отсутствии других дефектов состояния, при неизменной частоте вращения ротора, вибрация от небаланса него достаточно часто зависит от режима работы агрегата, связана с его нагрузкой. Если говорить другими словами, то в зависимости от режима работы различного оборудования, небаланс масс будет проявляться, в вибрационных замерах, в различной степени.

В каждом типе оборудования этот эффект будет проявляться по разным причинам:

В электрических машинах (электродвигателях) увеличение нагрузки приводит к увеличению электромагнитных сил взаимного притяжения ротора и статора, что приводит к уменьшению вибрационных признаков проявления небаланса.
В центробежных насосах и вентиляторах увеличение производительности также приводит к стабилизации положения ротора насоса (рабочего колеса вентилятора) относительно неподвижных элементов проточной части. Необходимо отметить, что здесь возможен и обратный эффект – при наличии геометрической несимметрии, или дефектов в проточной части, при увеличении производительности насосного оборудования и вентиляторов, признаки небаланса будут увеличиваться.

Вибрация от небаланса, во многих случаях, является опасной не только из-за своей амплитуды, она является возбуждающим фактором, который приводит к «проявлению» в состоянии оборудования признаков других дефектов. Здесь действует принцип «взаимного перемножения» влияния нескольких дефектов. Если нет возбуждающей силы, которой чаще всего являются воздействия от небаланса масс ротора, то не проявляются и другие дефекты, в основном опорной системы агрегата.

Особенности проявления небаланса в оборудовании и степень его влияния на состояние агрегатов на первый взгляд очень просты. Однако практика многократно подтверждает сложность и многогранность проявления небалансов в оборудовании. Она чем-то напоминает известную поговорку практических врачей – хирургов. «Какая из всех операций самая простая - аппендицит. Какая операция самая сложная - тоже аппендицит». Все это можно в равной степени сказать и про небаланс. Нам кажется, что любой, кто серьезно занимался диагностикой и устранением небалансов, согласится с таким заявлением.

Поясним это на практическом примере

На благополучном фоне хорошо работающего агрегата вдруг существенно повышается вибрация. Эксплуатационные службы приглашают двух специалистов по вибрации (это наш теоретический вариант). Проведенная обоими специалистами диагностика состояния по спектрам вибросигналов однозначно говорит о наличии целого "букета" дефектов в агрегате. Далее возможны два варианта развития событий.

Одним специалистом делается категорическое заключение о плохом состоянии подшипников, неудовлетворительной центровке, наличии дефектов в фундаменте, и т. д. В этом грозном диагнозе о небалансе масс ротора говориться вскользь, как о дефекте, имеющем место, но не самом опасном. Основное заключение весьма категорично - в агрегате имеется несколько серьезных и развитых дефектов. Агрегат необходимо останавливать и проводить ремонтные работы. О возможности «дотянуть» до планового ремонта однозначно необходимо забыть.

Второй диагност делает более глубокий, грамотный анализ состояния агрегата. Например, он считает, что первая оборотная гармоника в спектре вибросигнала есть следствие наличия небаланса, а масляная гармоника, сопровождающая увеличенный зазор в подшипнике, возникает только за счет возбуждающего воздействия усилия от небаланса. Итоговая вибрация подшипниковой опоры скольжения определяется несколькими параметрами - увеличенным зазором в подшипнике, расцентровкой и небольшим небалансом, возбуждающим эти вибрации. Аналогично анализируются проблемы состояния центровки механизмов, состояния фундамента.

Следовательно, эти вибрации агрегата, как подшипниковые, так и фундаментные, вызываются одной причиной - небалансом масс ротора, хотя, на первый взгляд, небаланс не является основным дефектом. Диагностом принимается решение о проведении балансировки в собственных подшипниках. В результате устранения небаланса исчезает сила, возбуждающая колебания масляного клина и вибрация, чаще всего, резко падает до нормального значения. Дефекты подшипников и фундамента как были, так и остались, но они в вибрации уже не проявляются, нет возбуждающей силы. Вибрация агрегата в норме, полный успех в виброналадки агрегата!

Глубинное знание опытным диагностом физических процессов в оборудовании, пусть даже в некоторых случаях интуитивное, приносит свои положительные плоды, из которых можно выделить следующие:

Эксплуатация имеет в своем распоряжении внешне благополучный агрегат, работающий в допустимом диапазоне уровня вибраций. Этот агрегат, при определенных условиях, может «спокойно» доработать до планового ремонта, когда возможно устранение любых дефектов.
Специалист, хорошо понимающий причины возникновения вибрации в конкретном оборудовании, существенно повышает свой рейтинг.
Менее опытный диагност, внешне сделавший все правильно, теряет свой рейтинг, состояние агрегата улучшилось без устранения выявленных им дефектов, а значит, их и не было. На самом деле большая часть выявленных им дефектов не исчезла, они просто перестали диагностироваться по спектрам вибросигналов, но это уже никого не интересует.

Данный пример, достаточно показательный и стандартный, приведен для демонстрации малой части проблем различного плана, возникающих при диагностике и устранении небалансов в оборудовании различного типа.

Можно сослаться и на более глубокое заявление всем известного специалиста по балансировке роторов, автора популярной книги А. С. Гольдина – «есть дебаланс – балансируй, нет дебаланса – тоже балансируй». Этот важный постулат он всегда с блеском реализовывал на практике.

Если обобщать эту информацию, то можно прийти к правильному пониманию работ по «успокоению оборудования», которые во многих случаях эффективнее работ по «устранение дефектов оборудования». В этом вопросе не все просто и однозначно, поэтому мы не будем углубляться в него, оставив рассмотрение тонкостей читателю.

3.2.1.2. Статический небаланс

Это самый простой, но и наиболее распространенный тип небаланса вращающихся роторов. Диагностика его не вызывает больших проблем, он достаточно легко диагностируется. При значительной величине статического небаланса его можно даже определить при выведенном из работы оборудовании, без применения приборов контроля вибрации. Неподвижный ротор с сильным статическим небалансом всегда стремиться установиться в таком положении, когда наиболее тяжелая точка будет находиться внизу. Для уменьшения влияния трения в подшипниках ротор можно привести рукой в медленное вращение, тогда он сможет более точно установиться тяжелой точкой вниз. Диагностика небаланса таким способом возможна до ситуации, пока статический момент от небаланса будет больше суммарного момента от трения в подшипниках и уплотнениях ротора.

Обычно такой простой процедуры поиска места небаланса оказывается недостаточно для балансировки роторов, вращающихся со значительной скоростью. Стандартная практическая ситуация - ротор в отключенном состоянии может останавливаться в любом положении, внешне небаланса нет, а при работе вибрация повышена. Процедуру более точной и окончательной диагностики наличия небаланса, и последующей балансировки, необходимо всегда производить на рабочей скорости вращения ротора, используя для диагностики небаланса современные виброизмерительные приборы – анализаторы спектра вибрации.

Для иллюстрации особенностей проявления и диагностики небаланса при помощи вибрационных сигналов, на рисунке 3.2.1.1. приведены вибрационный сигнал, зарегистрированный на опорном подшипнике механизма в размерности виброскорости, и его расчетный спектр.

Согласно 3.2.1.1.а., форма вибрационного сигнала очень близка к классического синусоидального сигнала, частота которого равна оборотной частоте ротора, первой гармонике оборотной частоты.

Приведенная на рис. 3.2.1.1.b. картина распределения (мощности) вибрации по основным гармоникам, соответствующая статическому небалансу, внешне проста и понятна. На спектре явно доминирует пик гармоники оборотной частоты ротора. На спектре также присутствуют (могут присутствовать) вторая и третья гармоники от оборотной частоты ротора. Все эти дополнительные гармоники, по амплитуде, много меньше оборотной гармоники, обычно в десятки раз.

В сигнале, и на спектре, приведенном на рисунке 3.2.1.1., для общности и условного усложнения диагностической картины, также показаны несколько «второстепенных» гармоник. Они показаны в низкочастотной части спектра, причем там также показана некоторая совокупность гармоник, в виде «поднятия в полосе частот», или «горба» на спектре. Такой же «горб» может быть и в высокочастотной зоне спектра, на частотах, превышающих 1000 герц. Обращать на них особого внимание не следует, это гармоники второго уровня диагностики, косвенно вызванные небалансом, иди трением в уплотнениях.

Мы уже говорили выше, что такая картина распределения гармоник в спектре вибрации обычно имеет место двух направлениях (измерения вибрации), вертикальном и поперечном. Причем амплитуды первых гармоник в этих двух спектрах, на каждом подшипнике, обычно бывают примерно равными по величине. Различие амплитуд оборотных гармоник по подшипникам может быть большим, до нескольких раз.

При статическом небалансе масс ротора, в осевом направлении, чаще всего имеет место меньший общий уровень вибрации (СКЗ). Поясним причины возникновения самой вибрации в осевом направлении, т. к. в некоторых методических рекомендациях по вибрационной диагностике присутствует информация, что при небалансе осевая вибрация отсутствует. Так конечно бывает, но достаточно редко. В большинстве практических случаев при наличии небаланса осевая составляющая вибрации есть, и часто она также увеличена.

Вибрация, в своем первоначальном толковании, есть проекция траектории прецессии пространственного вектора вибрации контролируемой точки (подшипника) на направление оси установки вибродатчика. Кривая прецессии подшипника (траектория конца вектора пространственной вибрации контролируемой точки), за счет усилия от небаланса, теоретически, должна проходить в плоскости, перпендикулярной оси ротора.

На практике же картина прецессии контролируемой точки сложнее. Перемещение в перпендикулярной к оси вращения плоскости всегда приводит и к перемещениям контролируемой точки в осевом направлении. Это возникает за счет особенностей крепления подшипника внутри опоры, неодинаковой жесткости опор по разным осям, колебаний подшипника вокруг горизонтальной оси, перпендикулярной оси вращения ротора и т. д. Все это в сумме и приводит к возникновению при небалансе значительной осевой составляющей в перемещении подшипника

При небалансе масс вращающегося ротора осевая вибрация присутствует практически всегда, но имеет некоторые особенности. По уровню она всегда меньше радиальных составляющих. В спектре осевой вибрации могут иметь место значительные, наряду с первой гармоникой оборотной частоты, вторая и третья ее гармоники. Чем больше перемещения подшипниковой опоры, тем выше относительная амплитуда высших гармоник, особенно второй, в спектре осевой вибрации.

Устранение небаланса масс вращающегося ротора не может быть выполнено без регистрации угловой фазы «положения тяжелой точки ротора» относительно координат ротора - зоны увеличенной массы ротора. Для контроля этого параметра вибрационные сигналы при регистрации синхронизируют при помощи метки, обычно наклеиваемой на валу агрегата, и специализированного отметчика фазы. У синхронных машин со стабильной синхронной частотой вращения, в качестве синхронизирующей метки, можно брать какой - либо параметр синусоиды питающей сети, т. к. этот параметр отличается от фазового положения ротора только на величину угла нагрузки синхронной электрической машины. На холостом ходу агрегата этот параметр практически равен нулю.

Каждая из трех основных гармоник в сигнале вибрации, имеющих значение при диагностике небаланса, имеют свою угловую (начальную) фазу. Собственно положение точки небаланса определяется начальной фазой первой гармоники вибросигнала, тогда как фазы высших гармоник обычно зависят от конструктивных особенностей ротора диагностируемого оборудования, и обычно только затрудняют поиск точки небаланса.

Для величины начальной фазы первой гармоники вибросигнала, при диагностике статического небаланса, можно указать следующие диагностические признаки.

Фаза первой гармоники должна быть достаточно устойчивой, стационарной, т. е. не меняться с течением времени.
Фаза первой гармоники в вертикальном направлении должна отличаться от фазы первой гармоники в поперечном направлении примерно на 90 градусов. Это все объясняется достаточно просто – тяжелая точка ротора, при вращении, будет последовательно переходить от одной измерительной оси, к другой, от вертикальной к поперечной, и снова к вертикальной оси.
Фазы первых гармоник одинаковых проекций вибрации на двух разных подшипниках диагностируемого ротора должны мало отличаться друг от друга. При чисто статическом небалансе сдвига фаз вообще не должно быть. При наложении на статический небаланс динамического небаланса, сдвиг фаз, по подшипникам, начинает расти. При сдвиге фаз в 90 градусов вклад статического и динамического небалансов в общую вибрацию примерно одинаков. При дальнейшем увеличении динамической составляющей в небалансе, сдвиг фаз первых гармоник на двух подшипниках растет, и при 180 градусах суммарный небаланс имеет чисто динамическую первопричину.

Дополнительно, касаясь диагностики статического небаланса, можно отметить, что если в процессе исследований имеется возможность проведения замеров вибрации при различных частотах вращения ротора, то это повысит точность диагностирования. Амплитуда первой гармоники в спектре вибрации, обусловленная статическим небалансом, будет изменяться с изменением скорости, и будет расти примерно пропорционально квадрату частоты вращения ротора.

Выявленный чисто статический небаланс масс ротора может быть, достаточно просто, откорректирован работниками вибродиагностических служб при помощи установки одного или нескольких балансировочных грузов в зоне, диаметрально противоположно тяжелой точке в одной или нескольких плоскостях коррекции. Аналогичный результат достигается процедурой «снятия лишнего металла», но только уже на тяжелой стороне ротора.

3.2.1.3. Динамический небаланс

Причина возникновения термина «динамический небаланс» достаточно проста. Из самого названия однозначно следует, что он проявляется только при вращении ротора, т. е. только в динамических режимах. В статических режимах, при неподвижном роторе, динамический небаланс никак не диагностируется, в этом заключается его основное отличие от статического небаланса.

Причину возникновения динамического небаланса можно пояснить на достаточно простом примере. Ротор необходимо мысленно «распилить» как бревно, на несколько дисков. Полученные диски будут располагаться на общем валу, но каждый из них может иметь разные свойства.

Возможны три практических варианта:

Идеален тот случай, когда все полученные диски не имеют статического небаланса, тогда собранный из этих дисков ротор тоже не будет иметь небаланса.
Отдельные диски ротора имели статические небалансы. Ротор был собран из дисков так, что он в сумме тоже имеет небаланс. Вопрос о том, какой он, статический или динамический пока не рассматриваем.
Идеальный случай, когда отдельные диски, обладающие статическим небалансом, сложились в единое целое так, что собранный ротор не имеет небаланса. Статические небалансы отдельных дисков полностью взаимно компенсировались.

Эти три практических случая изготовления составного ротора, например, рабочего колеса многоступенчатого насоса, позволяют рассмотреть все основные разновидности небалансов, встречающихся в практике. Рассматривая эти три случая можно утверждать, что в третьем, самом сложном случае, ротор имеет динамический небаланс, а во втором случае - статический и динамический небаланс одновременно.

На рис. 3.2.1.2. приведены два схематических рисунка, показывающих составные роторы, собранные из дисков, каждый из которых имеет статический небаланс, причем одинаковой величины.

На схеме 3.2.1.2.a. показан ротор, собранный из дисков с небалансами. Сборка ротора насоса выполнена так, что суммарный небаланс всего ротора равен сумме небалансов дисков, т. е. все небаланса находятся в одной и той же угловой зоне ротора. Это практический пример получения статического небаланса.

На схеме 3.2.1.2.b. также показан ротор, собранный из 4 дисков с небалансами. Но в этом случае сборка ротора насоса была выполнена так, что суммарный небаланс всего ротора равен нулю, т. к. два диска, с одной стороны, смонтированы небалансами в одну сторону. У двух других дисков, с другой стороны ротора насоса, небаланс направлен в противоположную сторону, т. е. повернут на 180 градусов.

В статическом режиме небаланс такого составного ротора будет равен нулю, т. к. имеющиеся небалансы рабочих колес насоса взаимно компенсировались. Совершенно другая картина центробежных сил, возникающих на роторе и передающихся на опорные подшипники, будет иметь место при приведении ротора во вращении. Две силы, показанные на нижнем рисунке, будут создавать динамический момент, создающий две силы, действующие на два опорных подшипника в противофазе. Чем быстрее будет вращаться ротор, тем сильнее будет динамический момент, действующий на подшипники.

Это и есть динамический небаланс.

Хотя мы и не давали в предыдущем разделе такого определения статическому небалансу, но оно может звучать следующим образом: «Статический небаланс сосредоточен в одной угловой зоне ротора, и локализован вдоль продольной оси ротора в точке, на некотором расстоянии от опорных подшипников».

В таком случае для динамического небаланса может быть использовано определение следующего вида: «Динамический небаланс распределен вдоль продольной оси ротора, причем в разных точках вдоль оси ротора угловая локализация небаланса различная».

В практике никогда не бывает только чисто статического небаланса или чисто динамического - всегда есть их сумма, в которой есть вклад каждой разновидности небаланса. Это даже привело к появлению в литературе и в практике работы некоторых диагностов термина «косая пара сил», который отражает проявление суммы небалансов двух типов.

По сдвигу фаз первых гармоник оборотной частоты на двух опорных подшипниках одного ротора (в синхронизированных или синхронных спектрах) можно оценить вклад каждого типа небаланса в общую картину вибраций.

При сдвиге фаз первых гармоник примерно в 0 градусов мы имеем дело с чисто статическим небалансом, при 180 градусов - с чисто динамическим небалансом. При 90 градусах сдвига фаз первых гармоник вклад от обоих типов небаланса примерно одинаков. При промежуточных значениях угла сдвига для оценки вклада того или иного небаланса необходимо интерполировать. Мы уже упоминали эту особенность при описании статического небаланса, здесь мы ее привели в несколько другой форме.

Завершая разговор про динамический небаланс, следует сказать, что амплитуда первой гармоники в спектре вибрации, при изменении частоты вращения, изменяется пропорционально больше, чем в квадрат раз от степени изменения частоты вращения ротора. Это объясняется тем, что каждая сила от локального небаланса пропорциональна квадрату скорости (частоты вращения). При динамическом небалансе на это накладываются два фактора.

Во-первых, динамический небаланс возбуждает вибрации, пропорциональные разнице сил. Но если возвести в квадрат разницу сил, как одну единую силу, получиться один результат. Если возвести в квадрат каждую силу отдельно, а затем вычесть уже квадраты, то в итоге будет получена совсем иная цифра, чем в первом случае, много большая.

Во – вторых, силы от динамического небаланса воздействуют на ротор и начинают его изгибать. По мере разгона ротор изменяет свою форму так, что центр масс данной части ротора смещается в сторону уже имеющегося небаланса. В итоге реальная величина небаланса начинает возрастать в еще большей степени, еще больше увеличивая изгиб ротора, и вибрации опорных подшипников.

Осевая вибрация при динамическом небалансе обычно имеет несколько большую амплитуду, чем это имеет место при чисто статическом небалансе. В основном это происходит за счет более сложного прогиба ротора, и большей подвижности подшипниковых опор в осевом направлении.

3.2.1.4. Нестационарный небаланс

Много проблем в вибрационной диагностике дефектов вращающегося оборудования создает нестационарный небаланс, который может, иногда, медленно нарастать, а иногда неожиданно появляться, и также неожиданно исчезать. Причем на первый взгляд каких-либо закономерностей в этом процессе нет. По этой причине такой тип небаланса иногда называется «блуждающим».

Естественно, что в данном случае, как обычно, справедливо классическое замечание, что «чудес на свете не бывает, бывает недостаток информации». Всегда есть конкретная причина появления нестационарного небаланса, и задача диагноста заключается в необходимости ее корректно определить.

Каких - либо общих рекомендаций по диагностике такой причины повышенной вибрации в оборудовании привести достаточно сложно, да и невозможно. Причины возникновения нестационарного небаланса обычно выявляются только в результате достаточно скрупулезных, часто длительных, исследований.

Ниже мы просто рассмотрим особенности диагностики нестационарного небаланса на самых простых практических примерах, которые касаются наиболее распространенных причин, приводящих к возникновению такого дефекта. В практике случаются и более сложные и запутанные случаи, но это бывает значительно реже.

Тепловой небаланс

Это наиболее часто встречающаяся разновидность небаланса, меняющегося в процессе работы, к которому хорошо подходит термин "блуждающий небаланс".

Например, в роторе крупной электрической машины, по какой - либо причине, засоряется один из сквозных каналов, по которым, в осевом направлении, проходит охлаждающий воздух, или газ. Или же у асинхронного электродвигателя происходит повреждение одного, или нескольких стержней короткозамкнутой клетки, расположенных рядом. Обе эти причины приводят к возникновению одинакового дефекта. Опишем особенности проявления такого дефекта более подробно.

В нашем практическом примере ротор электрической машины, перед сборкой, балансировался на балансировочном станке, и имеет необходимые параметры качества балансировки. После включения насосного агрегата в работу первые примерно 15 ÷ 20 минут вибрация двигателя находится в норме, но затем начинает расти, и примерно через два часа достигает своего максимума, после чего больше не увеличивается. Диагностика по спектру вибросигнала дает картину классического небаланса. Агрегат останавливают для проведения виброналадки.

На следующий день специалистами диагностической службы начинается проведение балансировочных работ насосного агрегата, естественно в режиме холостого хода. После завершения балансировочных работ измерение вибраций в режиме холостого хода дает благополучную картину - все в норме. При пуске же в рабочем режиме картина медленного нарастания вибраций повторяется без изменений в той же последовательности.

В этом простом, практически хрестоматийном случае, все объясняется очень просто. В связи с нарушением равномерности обдува ротора по внутренним каналам, он нагревается неравномерно и через некоторое время, определяемое постоянной времени теплового разогрева, изгибается. Аналогично все происходит и при дефектах короткозамкнутой клетки асинхронного электродвигателя – зона ротора, где расположены дефектные стержни, оказывается менее нагретой, ротор также изгибается, вибрации подшипников за счет появления теплового небаланса начинают увеличиваться.

Для диагностики такой причины следует проследить изменение вибраций в процессе пуска и разогрева. При помощи дистанционных пирометров можно контролировать температуру ротора. По величине фазы вибрации можно уточнить область локального теплового перегрева ротора.

Понятно, что отбалансировать такой ротор для нормальной работы во всех режимах оборудования нельзя. Его можно отбалансировать для одного технологического режима, но это должно выполняться при заданной нагрузке. Правда при этом ротор будет иметь повышенные вибрации в режиме холостого хода, или непосредственно после включения агрегата в работу. Это произойдет по той причине, что при пуске температурное поле ротора будет неустановившимся, и он не будет иметь повышенную вибрацию из-за установленных балансировочных грузов.

Полное устранение такого небаланса возможно только устранением причин неравномерного нагрева ротора в процессе работы.

Аэродинамический и гидравлический небалансы

Эти два типа нестационарного небаланса, как и тепловой небаланс, связаны с технологическими режимами работы вращающегося оборудования. Просто в вышеприведенном примере небаланс вызывался тепловым изгибом ротора при работе под нагрузкой, а в данных примерах он вызывается гидравлическими, или аэродинамическими силами.

Если мы диагностируем вентилятор или насос центробежного принципа действия, то практически всегда мы имеем несколько активных лопаток на рабочем колесе (роторе), которые выбрасывают рабочее тело, жидкость или газ, под некоторым углом от центра к периферии ротора. Это приводит к тому, что на каждую лопатку будет воздействовать своя сила.

Эти радиальные реактивные силы, воздействующие на рабочие лопатки, всегда взаимно компенсируются, т. к. лопатки располагаются по окружности через равные углы. Но так происходит только в том случае, когда все рабочие колеса и направляющий аппарат насоса или вентилятора, не имеют механических дефектов.

Иначе будет происходить при наличии дефектов на рабочих лопатках - сколов, трещин, изменений угла наклона. В этом случае не будет происходить полная компенсация радиальных усилий по окружности рабочего колеса, будет иметь усилие в зоне дефектной лопатки. С точки зрения анализа вибрационных процессов мы будем иметь радиальную некомпенсированную силу, имеющуюся частоту, равную частоте вращения ротора, т. е. первую гармонику. Говоря другими словами, мы будет иметь в спектре вибрационного сигнала все признаки небаланса, гидравлического, или аэродинамического.

Основное отличие от обычного небаланса в этом случае будет заключаться в том, что величина некомпенсированной радиальной силы, вызывающей первую гармонику вибрации, будет зависеть от нагрузки насоса или вентилятора, т. е. она зависит от технологических параметров работы оборудования, сам небаланс будут нестационарным.

Покажем влияние аэродинамического небаланса на примере с вентилятором котла, производительность которого регулируется при помощи открытия специальных заслонок - шиберов. Такие вентиляторы достаточно широко применяются на практике.

Угол установки одной из лопастей отличался от углов установки всех других лопастей - это был дефект эксплуатации. За счет этого аэродинамическая радиальная сила этой лопасти, воздействующая на вал ротора, была меньше силы других лопастей. После монтажа колесо вентилятора было отбалансировано на рабочей частоте вращения ротора, при полностью открытых заслонках. Поскольку производительность вентилятора была нулевой, то проявиться аэродинамический небаланс не мог. Вентилятор был запущен в работу.

При эксплуатации в рабочем режиме, при открытых заслонках, на подшипниках вентилятора стал регистрироваться тревожный уровень вибрации. Представитель службы вибрационной диагностики диагностировал небаланс при работе под нагрузкой, и были начаты работы по балансировке. Вентилятор вывели из эксплуатации, открыли доступ к рабочему колесу. Картина небаланса исчезла, что вполне понятно. В таком режиме, при нулевой производительности, колесо балансировали и раньше. В рабочем же режиме вентилятор работал с другой производительностью, при других значениях радиальных аэродинамических сил, что и создавало картину небаланса.

После проверки углов установки рабочих лопастей, выявления причины появления дефекта, было принято отбалансировать колесо в рабочем режиме, при закрытых боковых щитах, при нагрузке, с которой вентилятор работал чаще всего. В дальнейшем, после планового ремонта, проблем с этим вентилятором не было.

Небаланс с гистерезисом

Это очень интересный практический случай диагностики небаланса, который встречался в нашей практике.

На возбудителе турбогенератора был диагностирован небаланс, и во время ремонтного останова начались работы по его устранению. Была выявлена интересная особенность. При пуске турбоагрегата небаланс отсутствовал, он появлялся скачком через несколько минут после начала вращения ротора с рабочей скоростью. Так как пуски были без электрической нагрузки, с приводом от турбины, вопрос о тепловых изгибах отпал сразу.

При испытательном пуске, когда небаланс появился, турбоагрегат стали медленно останавливать, уменьшая частоту вращения ротора. При частоте примерно 0,6 от номинальной небаланс исчез. Частоту вращения ротора снова повышать, и небаланс снова возник на частоте 0,97 номинальной. Повторные разгоны и выбеги ротора показали примерно одинаковую картину.

Было сделано предположение, что гистерезис небаланса на роторе обусловлен наличием упругого элемента, который под действием центробежных сил при почти номинальной частоте вращения смещается на несколько больший радиус и приводит к небалансу. Возврат его на меньший радиус происходит при снижении частоты вращения. Гистерезис небаланса обусловлен повышенным трением при перемещении элемента в пазу.

Диагноз полностью подтвердился. Элемент обмотки ротора имел возможность с большим усилием перемещаться в пазу. Когда центробежная сила превышала усилие смещения – секция обмотки изгибалась, и происходило ее смещение. Гистерезис был обусловлен силами трения при перемещении обмотки в пазу. Обмотку закрепили в одном положении дополнительным клином, и проблема исчезла.

Повторимся, что данный случай нестационарного небаланса не является часто встречающимся, он приведен здесь для иллюстрации многообразия форм проявления и сложностей диагностики небалансов при практических работах.

Электромагнитный небаланс

Это тоже очень интересный пример проявления нестационарного небаланса. Он может проявляться в синхронных электродвигателях и генераторах, а также и в асинхронных электродвигателях.

Парадоксальность проявления такого электромагнитного небаланса заключается в том, что он имеет максимальное проявление на холостом ходу электрической машины. При повышении нагрузки агрегата первая гармоника в спектре вибросигнала может уменьшиться, или даже исчезнуть полностью, т. е. по формальным признакам небаланс масс ротора самоустраняется.

Объяснение этому явлению достаточно простое. При увеличении нагрузки на электрическую машину возрастает магнитная индукция в зазоре между ротором и статором электрической машины. Поскольку тангенциальная составляющая электромагнитных сил, обеспечивающая вращающий момент электрической машины, равномерно распределена в зазоре, она начинает играть стабилизирующую роль, центрируя вращающийся ротор в электромагнитном (!) зазоре статора.

Если перед этим ротор имел небаланс, обусловленный, например, механическим прогибом ротора, то при увеличении нагрузки будет иметь место стабилизация ротора в зазоре, т.к. прогиб будет устраняться касательными силами электромагнитного притяжения ротора к статору. Формально это будет соответствовать снижению уровня небаланса ротора электрической машины.

3.2.1.5. Способы устранения небаланса масс ротора

Про небаланс вращающихся роторов можно сказать, что этот дефект «является полной собственностью службы вибрационной диагностики». Если служба вибрационной диагностики выявляет дефект электродвигателя, то его устранением занимается электротехническая служба, если обнаруживается дефект подшипника, то его устраняет ремонтная бригада механиков. Если же в оборудовании диагностируется небаланс, то его устранением занимается сама служба вибрационной диагностики.

Существуют два наиболее распространенных способа устранения небаланса масс вращающихся роторов:

Устранение небалансов при помощи переносных приборов (или встроенных функций систем мониторинга) – балансировка роторов в собственных опорах (подшипниках). Разборка оборудования в таком случае выполняется в минимальном объеме, достаточном для доступа к балансировочным плоскостям. Как правило, при таких работах небаланс устраняется установкой или снятием балансировочных грузов соответствующей массы и конструкции.
Балансировка на разгонно-балансировочных стендах (РБК). Такая балансировка выполняется после изготовления роторов, или же после их ремонта. Ротор устанавливается на опоры стенда, приводится во вращение, и балансируется. Возможности корректировки масс здесь значительно больше, можно использовать корректирующие грузы на балансировочных плоскостях, а можно механически снимать лишние массы в любой точке ротора.

Перед тем, как мы начнем кратко рассматривать эти два способа устранения небалансов, необходимо сделать несколько общих методических замечаний.

Во-первых, необходимо определиться с размерностью измеряемых вибраций

На практике наиболее часто используются значения виброскорости и виброперемещения. Измерения в размерности виброускорения не применяются по причине сильной «зашумленности» сигналов. Возникает вполне корректный вопрос, а какие единицы измерения предпочтительнее, в каком случае проведение наших работ будет более эффективным?

Полностью однозначного ответа на этот вопрос, по причине математической взаимосвязанности сигналов виброскорости и виброперемещения, нет. Из сигнала виброскорости можно однозначно получить сигнал виброперемещения. Необходимо отметить, что, «в обратном направлении» такой полностью однозначной связи нет. Такое преобразование сигналов, как говорят математики, можно выполнить только с погрешностью, равной «постоянной интегрирования». Правда можно отметить, что и такой точности, в силу симметрии мощности наших вибрационных сигналов относительно оси времени, для практики обычно бывает вполне достаточно.

В связи с этим создается впечатление, что вопрос выбора размерности представления вибросигналов при проведении балансировочных работ, в большей степени, определяется личными предпочтениями каждого специалиста. Ему гораздо приятнее сказать, что ротор отбалансирован «по нулям» (первая гармоника виброперемещения равна нулю), чем сказать, что остаточная вибрация составляет некоторое, пусть даже небольшое значение. Эта причина, конечно, носит «показное», второстепенное значение, но и она значима.

Более интересным является вопрос, а что же на самом деле является основным признаком удачного завершения процесса балансировки? Это полное устранение первой гармоники в вибросигнале, или что-то другое? Может более важным является «успокоение» агрегата, описанием примера такого подхода мы завершили раздел о статическом небалансе. Понятно, что это более сложный и квалифицированный подход к балансировке ответственных и дорогих агрегатов.

Мы понимаем, что это предмет отдельной, и достаточно непростой дискуссии, поэтому завершим его, только обозначив проблему. Решать его должны специалисты, если говорить в обще методическом плане, и каждый практический диагност в отдельности, применительно к своей прикладной деятельности.

Во-вторых, перед описанием проблем и особенностей практической балансировки роторов, необходимо определиться с набором «значимых гармоник»

Достаточно учитывать параметры одной первой гармоники, или необходимо принимать во внимание, например, вторую и третью гармоники в спектре вибросигнала.

На первый взгляд кажется очевидным, что весь процесс балансировки ротора, хоть в собственных опорах, или же на балансировочном стенде, должен производиться по параметрам первой гармоники в спектре вибросигнала. Можно смело утверждать, что в 95% практических случаев для успешной балансировки достаточно знания амплитуды и фазы первой гармоники.

Сложнее дело обстоит с оставшимися 5% случаями балансировки. Чаще всего это уже не «ремесло» балансировки, а «искусство» анализа и проведения балансировочных работ. Это уже не устранение небаланса, а комплексное вибрационное успокоение роторов мощных и сложных агрегатов.

Не зря специалисты по балансировке сложных роторов (к которым автор данной работы себя не относит) заявляют, что ротор турбогенератора, работающего в нормальном вибрационном режиме, при выводе в ремонт не всегда имеет идеальные параметры. Это заявление базируется на факте, что такой ротор, установленный на РБК, всегда имеет остаточный небаланс.

Так вот такой небаланс предлагается тщательно зафиксировать, и после выхода ротора из ремонта так же тщательно этот небаланс восстановить. Только в этом случае можно ожидать работу турбогенератора без повышенной первой гармоники. Мы можем только догадываться о всех сложностях процессов колебаний в таких роторах, но, как нам кажется, в этом случае желателен учет большего количества гармоник, особенно второй и третьей обязательно.

Вернемся к самой процедуре балансировки роторов, и естественно начнем с балансировки в собственных опорах. Это наиболее часто встречающаяся практическая процедура балансировки.

В первую очередь необходимо пояснить сам процесс балансировки в собственных опорах. Эта процедура, внешне достаточно простая, позволяет эффективно снизить вибрацию работающего оборудования без разборки.

Для этого обратимся к рисунку 3.2.1.3.
На этом рисунке показаны три этапа проведения одноплоскостной балансировки ротора в собственных опорах.

a). На работающем оборудовании зафиксирована повышенная вибрация, которая имеет амплитуду V 0 , и соответствующий фазовый угол. Для этого на вал агрегата была наклеена метка и использован отметчик фазы, а на опорный подшипник ротора, в вертикальном направлении, установлен датчик для регистрации вибрации.

b). После временной остановки агрегата на балансировочной плоскости ротора, обычно в произвольном направлении, был смонтирован пробный груз. Согласно месту установки нашего груза (на рисунке), он должен был создать вектор вибрации, показанный на рисунке, и равный V Г1 . Особенность процедуры такой балансировки заключается в том, что величина этого груза, для дальнейших расчетов, может быть задана пользователем в любых единицах – граммах, штуках, шайбах, гайках, миллиметрах, и т. д. Просто нужно понимать, что в этих же единицах вы получите результаты расчета для установки «правильного» балансировочного груза.

Здесь можно дать определение очень важного параметра, используемого при балансировке – коэффициентов влияния. В разных литературных источниках понятие коэффициентов влияние дается несколько по-разному, поэтому мы не будем стремиться к максимальной точности описания, мы только опишем физический смысл. Коэффициент влияния, это векторная величина, коэффициент пропорциональности, показывающий, как определить величину необходимого корректирующего груза, для данного типа агрегата, и для данной балансировочной плоскости.

Говоря простыми словами, это коэффициент пересчета остаточной вибрации от небаланса, в величину корректирующего груза. Пусть читателя не пугает получение величин одной размерности из параметров абсолютно другой размерности, размерность коэффициентов влияния достаточно сложна, включает в себя и вибрацию, и массу, и линейные размеры.

Возвращаемся к нашему примеру балансировки. Агрегат снова включается в работу, и вновь регистрируются параметры первой гармоники вибрации. Мы получили вектор вибрации в «пробном» пуске V П, показанный на рисунке. Понятно, что этот вектор является суммой двух векторов – вектора имеющегося на роторе остаточного небаланса V 0 , и вектора внесенного пробным грузом небаланса V Г1 . Основная цель дальнейших векторных расчетов – определение величины вектора остаточного небаланса. Эта величина может быть определена через параметры вектора внесенного небаланса. Вполне понятно, что это может быть сделано только в системе принятых диагностом (нестандартных и любых) единиц измерения.

c). Знание величины вектора остаточного небаланса (пусть даже в гайках, миллиметрах) дает возможность определить параметры «правильного» корректирующего груза в этих же единицах. Он должен быть расположен диаметрально противоположно вектору остаточного небаланса ротора, иметь равное с ним значение, и располагаться на том же радиусе, что и пробный груз. Сам пробный груз должен или сниматься с ротора, или же должен быть составным вектором включен в состав корректирующего груза.

Процесс балансировки (в благоприятном случае) на этом можно считать законченным, или, при необходимости, будет нужна еще одна аналогичная итерация.

В настоящее время практически все виброизмерительные приборы, анализаторы вибрационных сигналов, оснащены встроенной функцией балансировки роторов в собственных опорах, поэтому данная процедура в 90% случаев не вызывает больших проблем у диагностов. Еще в 5 ÷ 7% случаев ротор удается отбалансировать, но при этом количество итераций (пробных пусков) с установкой грузов может достигать десяти и более. В 2% случаев отбалансировать ротор на месте не удается, несмотря на все старания диагноста. Это происходит по тем или иным причинам, которых мы очень поверхностно касались выше.

Балансировка на балансировочных стендах

Для специализированных устройств, предназначенных для балансировки роторов, в литературе существует несколько названий. Это и балансировочные стенды, и балансировочные станки, и разгонно – балансировочные станки. Мы будем использовать в дальнейшем изложении термин балансировочный стенд.

Название балансировочного устройства ничего о процессе балансировки не говорит. Изменения возникают при использовании стендов различного принципа действия. По этому параметру может быть приведена следующая классификация:

Дорезонансные балансировочные стенды. Дорезонансным называется такой стенд, у которого частота собственных (резонансных) колебаний подшипниковых опор значительно выше, чем оборотная частота ротора в режиме балансировки.
Резонансные балансировочные стенды. Такие стенды имеют максимальную чувствительность в режиме резонанса.
Зарезонансные балансировочные стенды. У таких стендов частота собственных резонансных колебаний опор значительно ниже, чем оборотная частота ротора в режиме балансировки.

Описание особенностей конструкции и работы на балансировочных стендах настолько объемно, что мы даже не будем делать попыток это сделать. Мы лучше предложим вам обратиться к работам известных специалистов в этой области, например А.С. Гольдина, Е. В. Урьева, в которых любопытный читатель, может быть, найдет ответы на все интересующие его вопросы.

Завершим рассуждения о способах проявления и устранения небалансов различного типа уточнением некоторых терминов, используемых на практике. Несмотря на наличие небалансов двух типов, статического и динамического, процедуру балансировку всегда, или почти всегда, называют динамической балансировкой. Это абсолютно правильный термин, но он отражает только то, что диагностику небаланса проводят на вращающемся роторе, когда это можно сделать лучше и точнее. При этом тип небаланса не имеет никакого определяющего значения, особенно когда проводится многоплоскостная балансировка.

Приборы нашего производства для балансировки

СБУ – серия балансировочных станков зарезонансного типа с горизонтальной осью вращения
ViAna-1 – виброанализатор, прибор «безразборной» балансировки роторов
Диана-2М – двухканальный анализатор вибросигналов с балансировкой
ViAna-4 – универсальный 4-хканальный регистратор и анализатор вибросигналов, балансировка роторов
Атлант-8 – многоканальный синхронный регистратор и анализатор вибросигналов

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ УНИТАРНОЕ ПРЕДПРИЯТИЕ

«ВСЕРОССИЙСКИЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ
ИНСТИТУТ МЕТРОЛОГИЧЕСКОЙ СЛУЖБЫ»

(ФГУП «ВНИИМС»)

ГОССТАНДАРТА РОССИИ

ТИПОВАЯ МЕТОДИКА ВЫПОЛНЕНИЯ ИЗМЕРЕНИЙ
(ОПРЕДЕЛЕНИЯ) КОЛИЧЕСТВА ПРИРОДНОГО ГАЗА ДЛЯ
ПОТРЕБИТЕЛЯМИ НА ТЕРРИТОРИИ РФ

Зарегистрирована в Федеральном реестре методик выполнения измерений под №
ФР.1.29.2002.00690

МОСКВА
2002

РАЗРАБОТАНА ФГУП «ВНИИМС»

ИСПОЛНИТЕЛИ: Б.М. Беляев

А.И. Вересков (рук. темы)

УТВЕРЖДЕНА ФГУП «ВНИИМС» 09.12.2002 г.

ЗАРЕГИСТРИРОВАНА ФГУП «ВНИИМС» 09.12. 2002 г.

ВВЕДЕНА ВПЕРВЫЕ

ТИПОВАЯ МЕТОДИКА ВЫПОЛНЕНИЯ ИЗМЕРЕНИЙ
(ОПРЕДЕЛЕНИЯ) КОЛИЧЕСТВА ПРИРОДНОГО ГАЗА ДЛЯ
РАСПРЕДЕЛЕНИЯ НЕБАЛАНСА МЕЖДУ ПОСТАВЩИКАМИ И
ПОТРЕБИТЕЛЯМИ НА ТЕРРИТОРИИ РФ

Методика разработана с учетом требований ГОСТ Р 8.563-96 ГСИ. Методики выполнения измерений, МИ 2525-99 «ГСИ. Рекомендации по метрологии, утверждаемые Государственными научными метрологическими центрами Госстандарта России», «Правил поставки газа в РФ», утвержденных Правительством РФ 5 февраля 1998 г. под № , «Правил учета газа », зарегистрированных в Минюсте России 15 ноября 1996 г. под № 1198.

1. ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

1.1. Настоящая методика устанавливает порядок выполнения измерений (определения) количества природного газа для распределения небаланса между поставщиками и потребителями на территории РФ с помощью программы «Баланс природного газа».

2. МЕТОД ИЗМЕРЕНИЙ

Для выполнения измерений (определения) количества природного газа при распределении небаланса проводят статистическую обработку исходных данных:

2.1.1. Определяют структуру связей в системе «поставщики-потребители».

2.1.1.1. Определяют общее число n поставщиков и потребителей (далее - участников учетной операции или участников). Каждому участнику присваивают его индивидуальный номер, который может принимать значение от 1 до n.

2.1.1.2. Определяют общее число m пунктов передачи газа (далее - пунктов) и присваивают им номера от 1 до m.

2.2. Порядок измерений (определения) значений количества газа при учетных операциях (далее - учетных значений).

Определение учетных значений проводят в соответствии с методом статистического анализа данных, изложенном в приложении . Решение задачи определения учетных значений носит алгоритмический характер и реализуется с помощью программы «Баланс природного газа», разработанной ФГУП «ВНИИМС». Алгоритм расчета учетных значений приведен в приложении . Все расчеты по методике проводят с помощью программы в автоматическом режиме.

2.2.1. Данные, перечисленные в п. , обрабатывают с помощью программы «Баланс природного газа» по одному из вариантов п. . В результате получают:

2.2.1.2. Корректирующие значения к исходным результатам измерений, равные разности учетного и измеренного значений.

2.2.1.3. Значение небаланса исходных результатов измерений в каждом пункте, равное разности между суммой измерений поставщиков и суммой измерений потребителей в этом пункте (далее - исходный небаланс в пункте).

2.4.1. Выбор одного из вариантов решения по п. (оба варианта реализованы в программе) предоставлен пользователю методики. При этом руководствуются следующими соображениями.

Учетные значения uj, определенные по п. . отличаются от исходных результатов измерений vj не более чем на величину предела допускаемой абсолютной погрешности ∆j. Такое условие введено потому, что его нарушение может вызвать несогласие участников учетной операции. В этом варианте распределение небаланса может оказаться либо полным, либо неполным - в зависимости от конкретных числовых значений исходных данных.

В связи с этим предусмотрен второй вариант решения задачи - по п. . Небаланс распределен полностью, при этом условие ограниченной коррекции может оказаться выполненным либо нарушенным.

2.4.2. Наилучшим вариантом решения задачи является равенство нулю остаточного небаланса при ограниченной коррекции исходных результатов измерений. Для исследования такой возможности программой проводится анализ исходных данных. Получают

3.2. Математическое обеспечение учитывает специальный вид и структуру данных конкретных задач. Структура связей в системе «поставщики-потребители» должна быть задана заказчиком программного обеспечения в виде схемы (рисунка) и таблицы и согласована с разработчиком. Пример задания структуры связей см. в приложениях , .

3.3. Предусмотрена возможность выбора значения управляющего параметра р (см. приложение , п. ), который влияет на решение задачи следующим образом: его значение определяет, будет ли небаланс распределен в большей степени между участниками учетной операции, на долю которых приходятся большие количества, либо его распределение будет более равномерным между всеми участниками. Исходя из этого, выбирают наиболее подходящее значение параметра в диапазоне, указанном в п. . Возможны следующие варианты.

3.3.1. При разработке программы выбирают и фиксируют определенное значение параметра.

3.3.2. Используют результаты анализа данных и рекомендацию по выбору значения р, полученные программой. Проводят проверку статистической гипотезы о соответствии погрешностей результатов измерений нормальному распределению (проверка выполняется программой в автоматическом режиме). В случае принятия гипотезы рекомендовано значение р = 2.

3.3.4. Последовательность действий, сформулированная в п. , реализуется программой в автоматическом режиме.

3.4. Предусмотрена возможность фиксирования исходных измеренных (или определенных по нормам потребления) значений количества газа для некоторых из участников. Эти значения включают в состав исходных данных, но не корректируют (это означает, что учетные значения равны значениям в исходных данных, которые используются для расчета величины небаланса и остаются неизменными в процессе решения задачи). При расчетах по программе указанная возможность может быть реализована по отношению к любому из участников, в частности, при отпуске газа бытовым потребителям.

4.4. При измерениях счетчиками газа без температурной компенсации по ГОСТ Р 50818-95 «Счетчики газа объемные диафрагменные» применяют поправочные коэффициенты для приведения к стандартным условиям измеренного объема газа в соответствии с МИ 2721 -2002 «Типовая методика выполнения измерений мембранными счетчиками газа без температурной компенсации».

4.5. Условия измерений. При выполнении измерений соблюдают следующие условия.

4.5.1. Рабочий газ - природный газ - по ГОСТ 5542-87 «Газы горючие природные для промышленного и коммунально-бытового назначения».

4.5.2. Условия эксплуатации: паспортные данные средства измерений соответствуют реальным условиям эксплуатации для данного региона.

4.6. Обработка результатов измерений.

4.6.1. Для получения учетных значений, корректирующих значений (равных разности учетного и измеренного значений), коэффициентов коррекции к результатам измерений (равных отношению учетного значения к измеренному), данные, перечисленные в п. , обрабатывают по методу, описанному в разделе .

4.6.2. Расчет проводят по программе «Баланс природного газа».

4.6.3. Учетные значения количества газа, коэффициенты коррекции к результатам измерений рассчитывают и применяют эксплуатационные организации газораспределительной системы.

4.6.4. Пример расчета учетных значений, корректирующих значений, коэффициентов коррекции к результатам измерений показан в приложении .

4.7. Оформление результатов измерений и расчета учетных значений.

4.7.2. Информацию, перечисленную в п. , хранят в компьютерной базе данных эксплуатационных организаций газораспределительной системы.

ПРИЛОЖЕНИЕ А

Пример расчета основан на программе «Баланс природного газа», разработанной ФГУП «ВНИИМС».

Требуется определить учетные значения и распределить небаланс количества газа по результатам измерений за отчетный период в системе «поставщики-потребители» со структурой связей, показанной на рисунке в приложении . На схеме изображены 10 участников учетной операции и 3 пункта передачи газа. В распределении небаланса задействованы все участники. В примере принята нумерация участников, показанная на рисунке .

Исходные числовые данные измерений vj (м3) и пределов погрешностей ∆j следующие:

	Измеренное значение	Предел погрешности
	Измеренное значение

В соответствии с данной схемой и правилом п. формируют таблицу . Первая строка соответствует первому пункту. В первую и вторую позиции первой строки помещают 1, т.к. этим позициям соответствуют поставщики, в третью, четвертую и пятую помещают -1, т.к. этим позициям соответствуют потребители, в остальные позиции первой строки помещают 0, поскольку участники с номерами 6 - 10 не имеют отношения к первому пункту. Строки, соответствующие второму и третьему пунктам, заполняют аналогично. Получают таблицу .:




										Рис. Б.1. Обозначения: (1), (2) - поставщики; (3), (4) - промежуточные участники учетной операции, являющиеся одновременно поставщиками и потребителями; (5) - (10) - потребители; две горизонтальные черты - пункты передачи газа. ПРИЛОЖЕНИЕ В В.1. Алгоритм основан на методе статистического анализа данных при наличии ограничений на переменные. Определенные по данному методу учетные значения, полученные в результате коррекции исходных измеренных значений, являются оценками истинных значений количества газа. Метод решения задачи соответствует статистическому методу оценки параметров, который позволяет получать как традиционные, так и робастные оценки (т.е. устойчивые по отношению к грубым промахам в данных и отклонениям от нормального закона). Целесообразность использования робастных методов анализа данных для определения учетных значений обусловлена нередко встречающимися на практике грубыми промахами в данных, вследствие которых возникают большие значения небаланса. Возможные причины этого явления перечислены в примечании к п. . Аu - вектор (размерности m) остаточного небаланса учетных значений, рассчитанный как произведение матрицы А на вектор u (i-я компонента вектора Аu равна разности между суммой учетных значений поставщиков и суммой учетных значений потребителей в i-м пункте). В соответствии с теорией математической статистики значение р в () следует выбирать в зависимости от вида распределения погрешностей измерений. В частности, при нормальном законе распределения, оценки с оптимальными статистическими свойствами получают при р = 2 по методу наименьших квадратов. При отклонениях от нормального закона рекомендованы значения 1 ≤ р < 2. В.3. Алгоритм расчета учетных значений по методу п. основан на итерационной процедуре, на каждом шаге которой определяют вектор приближенных значений , где q - номер итерации. U = (u1, ..., un) определяют в результате решения оптимизационной задачиВ.4). Вектор приближенных значений определяют так, чтобы значение левой части () на текущей итерации было меньше соответствующего значения на предыдущей итерации. B.6. Корректирующие значения к исходным результатам измерений рассчитывают по формуле uj - vj, j = 1, ..., n. (B.6) B.7. Вектор (размерности m) исходного небаланса (небаланса исходных результатов измерений) рассчитывают по формуле (i-я компонента вектора равна разности между суммой измерений поставщиков и суммой измерений потребителей в i-м пункте). B.8. Вектор (размерности m) остаточного небаланса (небаланса учетных значений) рассчитывают по формуле d° = Аu (В.8) (i-я компонента вектора равна разности между суммой учетных значений поставщиков и суммой учетных значений потребителей в i-м пункте). Условие полного распределения небаланса: Аu = 0. B.9. Вектор (размерности m) - предел допускаемого исходного небаланса рассчитывают по формуле где \|А\| - матрица, элементы которой равны абсолютным значениям соответствующих элементов матрицы А (i-я компонента вектора dn равна сумме пределов допускаемых абсолютных погрешностей измерений участников в i-м пункте).

ПРЕОБРАЗОВАТЕЛИ РАСХОДА ЭЛЕКТРОМАГНИТНЫЕ ПРЭМ

1Введение

Рекомендации по устранению небаланса масс в системе теплоснабжения можно использовать ТОЛЬКО при работоспособном оборудовании , входящем в состав теплосчетчика.

Небаланс масс – разность между измеряемыми значениями масс подающему и обратному трубопроводами системы теплоснабжения.

Внимание! 1. Отсутствие расхода по любому каналу измерений относится к неисправности системы и не имеет отношения к небалансу масс
2. Веса импульсов, указанные в паспортах ПРЭМ должны соответствовать настройке вычислителя!

В случаях отсутствия показаний расхода на вычислителе количества теплоты данные рекомендации НЕПРИМЕНИМЫ .

При анализе причин небаланса масс необходимо выполнение следующих условий:

ПРЭМ должен быть постоянно заполнен измеряемой жидкостью;
Должен быть электрический контакт между ПРЭМ и измеряемой жидкостью (подключены выравнивающие токопроводы).

При работе следует руководствоваться технической документацией на применяемые приборы (Руководства по эксплуатации, Инструкции по монтажу и т.д.).

Причины появления небаланса масс:

Нарушение требований механического и электрического монтажа.
Характеристики системы теплоснабжения не соответствуют заявленным.
Состав теплоносителя не соответствует требованиям.
Наличие помех от электроустановок.
Особенности алгоритмов работы вычислителей количества теплоты.
Наличие воздуха в системе.
Уход метрологических характеристик преобразователя.

Требования к системе теплоснабжения:

Система должна быть герметичной – не должно наблюдаться подтеканий, капель.
Запорная арматура должна быть исправной.
Система должна полностью соответствовать проекту и не содержать дополнительных (неучтенных) врезок.

Результаты контроля узла учета

По окончании работ необходимо составить акт с перечислением причин небаланса масс на узле учета и проведенным действиям, а также представить часовые архивы и параметры настройки вычислителя.

2Поиск и устранение причин небаланса масс

2.1Контроль выполнения требований монтажа

Проверить монтаж расходомеров на соответствие требований инструкции по монтажу. При этом необходимо обратить особое внимание на следующие моменты:

ПРЭМ должен быть полностью заполнен водой.
Должна быть исключена возможность завоздушивания канала.
ПРЭМ на горизонтальных трубах должен быть установлен электронным блоком вверх.
Должны отсутствовать пульсации и завихрения потока на измерительном участке. На прямых участках не должно быть элементов, вызывающих искажение потока жидкости.

2.1.1Нарушение механического монтажа

2.1.2Нарушение электрического монтажа

Диагностика	Способы устранения
1. Проверить качество соединения проводов выравнивания потенциалов и трубопровода.	Подтянуть гайки (винты) и обеспечить надёжный контакт проводов с трубопроводом.
2. Убедиться в отсутствии дополнительного (и/или отдельного) заземления точек выравнивания потенциалов.	Отключить дополнительные точки заземления от электронного блока ПРЭМ.
3. Убедиться в отсутствии электрического контакта и напряжения между минусом источника питания и точкой выравнивания потенциалов.	При наличии электрического контакта и/или напряжения найти причину и устранить.
4. Убедиться в наличии защитного токопровода.	Установить защитный токопровод.
5. Убедиться в отсутствии потенциала между трубопроводами.	Выровнять потенциал между трубопроводами путём установки перемычек.

2.2Характеристики системы не соответствуют заявленным

Диагностика	Способы устранения
1. Используя запорную арматуру уменьшить (увеличить) значения расходов теплоносителя. После установления расходов зафиксировать разницу в показаниях
2. Убедиться в отсутствии утечек в системе. 2.1. Для закрытой системы: перекрыть обратку, убедиться в отсутствии расхода по прямой. Затем перекрыть прямую и убедиться в отсутствии расхода или отсутствии изменения знака расхода по обратке. 2.2. Для открытой системы: отключить ГВС и убедиться в отсутствии расхода по ГВС. После этого предпринять действия по п.2.1	Наличие расхода по прямой трубе при перекрытой обратке или изменение знака расхода на обратке при перекрытой прямой говорит об утечках внутри системы. Наличие расхода по обратке (без изменения знака) говорит об утечках вне системы. Изменение знака расхода на противоположный - об утечках внутри системы. В случае отсутствия утечек см. п.1;2;3;4
ВНИМАНИЕ : При давлении на подающем трубопроводе > 6 кг/см 2 . перекрывается только прямая труба во избежание прорыва системы

2.3Состав теплоносителя не соответствует требованиям

2.4Помехи от электроустановок

При высоком уровне индустриальных помех, а также в случае длинных кабельных линий, монтаж необходимо выполнять экранированным кабелем.

Сигнальные провода и провода питания не должны находиться в одной экранирующей оплетке.

Заземление экранированного кабеля допускается только с одной стороны (со стороны вычислителя).

Влияние блоков питания.

Внимание! Для каждого из ПРЭМ должен быть свой блок питания!
Запрещается к одному блоку питания подключать несколько ПРЭМ!

2.5Особенности алгоритмов работы вычислителей количества теплоты

2.6Уход метрологических характеристик ПРЭМ

Диагностика	Способы устранения
1. Проанализировать архивы вычислителя до и после перемены мест установки ПРЭМ.	Если после замены приборов местами ситуация не изменилась - значит метрологические характеристики ПРЭМ в норме . В противном случае необходима поверка ПРЭМ.
2. В стандартном исполнении преобразователь выполняется в реверсном исполнении. Однако погрешности ПРЭМ в прямом и обратном направлениях различны (в пределах допуска).	В случае появления незначительного (2-3%) небаланса масс поменять направление установки одного из ПРЭМ на противоположную. Зафиксировать время запуска системы после переустановки ПРЭМ.
3. Проанализировать архивы вычислителя на моменты до и после перемены направления установки ПРЭМ.

Я не знаю, как обстоят дела на ГРС других ЮЛ - могу говорить только о ГРС своего трансгаза.

Трансгаз является поставщиком газа для МРГ, который осуществляет поставку газа непосредственным потребителям и осуществляет с ними расчёты. Поэтому трансгаз, как ЮЛ, финансово никак не заинтересовано в искажении показаний расхода, а представители МРГ не могут осуществлять какие-либо манипуляции с приборами измерения расхода газа на ГРС трансгаза (это не их объекты).

Ситуация, когда МРГ не может собрать с потребителей оплату за весь газ, отпущенный с ГРС, встречаются повсеместно и, как показывает практика, в 99% случаев это связано не с неправильным (во всех смыслах) измерением расхода газа на ГРС. Представители МРГ ежегодно посещают все наши ГРС с проверками. На узлах измерения расхода ими опломбировано всё, что можно (и даже то, что, как мы думали, опломбировать невозможно). Все изменения параметров прописываются в электронные архивы вычислителей и дублируются (через систему телемеханики) на компьютерах диспетчерской службы.

"Уход нуля" скорее характерен для датчиков давления (особенно "абсолютников"), но если расход газа начинает отличаться от среднестатистических значений, то сразу начинается выяснение причин.

Поэтому я предлагаю "не искать чёрную кошку в тёмной комнате, особенно если её там нет".

Алексей Георгиевич, да я и не собирался "искать кошек" просто вопрос был задан о теоретической возможности манипулирования балансом на ГРС - теоретически возможности есть...

Что касается практически, то тут с вами полностью согласен, вероятность достаточно низка - насколько я знаю, у каждого регионального представительства Трансгаза есть промежуточные поставщики, со своими узлами учета... И вроде бы балансы в системе, довольно жестко, отслеживаются - сколько пришло в систему через дожимные станции, столько же должно выйти через ГРС, поэтому чтобы качественно смухлевать нужно одновременно подкрутить СИ на всех этапах поставки газа, что достаточно маловероятно...

А вот когда газ попадает в МРГ, то там черных дыр появляется гораздо больше, к примеру - мало того что МРГ использует для расчетов другую плотность газа(относительную, по воздуху), так они еще ее как-то усредняют по некоторым своим расчетам(для сезона, полугода, года - трудно сказать)- возможно, что там все законно, но со стороны выглядит подозрительно...

Опять же температурные коэффициенты для СИ без температурной коррекции, установленных на улице - где это учитывается, что СИ стоит на улице, как они применяются? А если СИ стоит в помещении, но расход достаточно большой(колонка, котелок) и газ не успевает прогреться и идет достаточно холодный, это где-то учитывается?!