Постановление N 259 от 23.08.2007 об утверждении Положения о порядке измерения природного газа в коммерческих целях

НАЦИОНАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО РЕГУЛИРОВАНИЮ В ЭНЕРГЕТИКЕ

ПОСТАНОВЛЕНИЕ

об утверждении Положения о порядке измерения

природного газа в коммерческих целях

N 259  от  23.08.2007

 (в силу 08.02.2008) 

Мониторул Офичиал N 28-29 ст.71 от 08.02.2008

* * *

Утратил силу: 29.10.2010

Постановление НАРЭ N 385 от 12.08.2010

На основании Закона о газе № 136-XIV от 17.09.98 г. (Официальный монитор Республики Молдова, 1998, № 111-113, ст.679) с целью усовершенствования нормативной базы регулирования деятельности в области измерений и учета природного газа, продаваемого на рынке Республики Молдова, Административный совет Национального агентства по регулированию в энергетике

ПОСТАНОВЛЯЕТ:

1. Утвердить Положение о порядке измерения природного газа в коммерческих целях (прилагается).

2. Управлению по регулированию и лицензированию агентства осуществлять мониторинг применения и соблюдения Положения о порядке измерения природного газа в коммерческих целях.

ПОЛОЖЕНИЕ

о порядке измерения природного газа в коммерческих целях

I. ЦЕЛЬ И СФЕРА ПРИМЕНЕНИЯ

1. Положение о порядке измерения природного газа в коммерческих целях (в дальнейшем Положение) определяет условия, при которых – в пунктах коммерческого учета – осуществляются измерения количества произведенного, импортированного, экспортированного, транзитного, переданного (транспортированного по передающей сети), распределенного, поставленного или потребленного природного газа, а также категории пунктов коммерческого учета природного газа.

2. Условия Положения являются обязательными для всех участников рынка природного газа, занимающихся куплей-продажей природного газа.

3. Положение применяется при осуществлении измерений и учете природного газа в пунктах коммерческого учета, расположенных:

a) на входе в передающие сети Республики Молдова – из передающих сетей других стран;

b) на выходе из передающих сетей, соответственно, на входе в распределительную сеть, или в газовые сети потребителей, присоединенных к передающим сетям;

c) на выходе из распределительных сетей, принадлежащих одному распределяющему предприятию, соответственно, на входе в распределительную сеть другого распределяющего предприятия, присоединенную к сети первого;

d) на выходе из распределительных сетей, соответственно, на входе в газовые сети потребителей, присоединенных к распределительным сетям.

II. ОСНОВНЫЕ ПОНЯТИЯ

4. Применяемые в Положении основные понятия означают следующее:

вычислитель расхода – средство измерения, осуществляющее обработку объема, массы или энергии, измеренного в реальных условиях и приведенного к стандартным условиям;

коэффициент коррекции – коэффициент, применяемый для корректирования поставленных объемов в случае выявления нарушений в эксплуатации средства учета природного газа;

стандартные условия – условия, к которым приведено количество измеренного природного газа (температура T = 293,15 K (t = 20°C); давление p = 101325 Пa (760 мм рт.столба); влажность = 0;

конвертор объема (корректор, вычислитель расхода) – электронное или механическое устройство, подключенное /встроенное к счетному механизму счетчика газа (системе измерений), который автоматически преобразует измеренный в рабочих условиях объем природного газа в зависимости от реальных параметров газа (рабочего давления и температуры) в объем природного газа, приведенный к стандартным условиям;

физические и химические характеристики природного газа – характеристики, определяющие качество природного газа, числовые значения которых используются при расчетах объемов природного газа;

область дебета – гамма дебетов газа, ограниченная максимальным и минимальным дебетами, для которых погрешность измерений счетчика находится в определенных пределах;

диапазон измерения – множество значений измеренного объекта, для которых предполагается, что погрешность измерений (средства измерения) находится в определенных пределах;

пункт коммерческого учета природного газа – место, в котором природный газ переходит из собственности одного участника рынка природного газа в собственность другого участника рынка;

пункт измерения – место, в котором установлены средства или системы измерения природного газа;

система измерения – совокупность средств измерения природного газа, состоящая из газовых счетчиков, аппаратов, приспособлений, установок, а также аксессуаров, предназначенных для передачи данных, объединенных для проведения некоторых измерений и обработки информации;

измерительный датчик – устройство, посредством которого преобразованная согласно определенному закону величина на входе соответствует величине на выходе.

III. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

5. Потребитель имеет право участвовать при измерениях природного газа, осуществляемых поставщиком.

6. Передающее предприятие осуществляет снятие показаний средств учета, установленных в пунктах измерения объемов природного газа, импортируемого, экспортируемого и транзитируемого по газовой системе.

7. Передающее предприятие осуществляет снятие показаний средств учета, установленных в пунктах измерения объемов природного газа, входящих в передающую сеть, а также – совместно с соответствующим распределяющим предприятием – показания средств учета, измеряющих объемы природного газа, выходящие из передающей сети и входящие в распределительную сеть.

8. Передающее предприятие снимает показания средств учета объемов природного газа, поставленного потребителям, чьи газоиспользующие установки присоединены к передающей сети. Потребитель, распределяющее предприятие, поставщик имеют право участвовать при снятии показаний этих средств учета и счетчика.

9. Распределяющее предприятие осуществляет снятие показаний средств учета всех потребителей, чьи газоиспользующие установки присоединены к распределительной сети, а также показания средств учета, установленных в точках разграничения балансовой принадлежности установок распределительного и передающего предприятий.

10. Передающее предприятие обязано удовлетворить просьбу распределительного предприятия (поставщика) о присутствии при осуществлении контроля или при снятии показаний средств учета потребителей, подключенных к передающей сети.

11. Передающее, распределяющее предприятие (поставщик) и небытовой потребитель при осуществлении деятельности по измерениям и учету в соответствии с Положением обеспечивают:

а) оснащение измерительными средствами всех пунктов измерения, находящихся в его собственности, разрешенными законодательством для использования в Республике Молдова, адекватными и метрологически поверенными;

b) установку, настройку, периодическую метрологическую поверку и эксплуатацию средств измерения;

c) измерение всех необходимых параметров природного газа, исходя из категории пунктов измерения, находящихся под его ответственностью;

d) функционирование средств учета в пределах указанного класса точности для той категории пунктов измерения, для которой они предназначены;

е) соблюдение требований безопасности, установленных для каждого пункта измерения;

f) договорной стороне – доступ к информации из базы данных средств учета;

g) доступ к принадлежащим ему средствам учета для снятия показаний на месте, а также проверки их функционирования, схемы подключения и пломб;

h) сбор и хранение данных средств учета, в том числе их безопасность.

12. Восстановление функционирования или замена вышедшего из строя принадлежащего ему средства учета осуществляется: передающим предприятием – в срок до 24 часов, распределяющим предприятием – в срок до 72 часов. Указанные сроки относятся к рабочим дням. Установленное в любом пункте измерения средство учета после его видоизменения или замены должно соответствовать требованиям Положения.

13. В случае выхода из строя средства учета, установленного у потребителей, чьи газоиспользующие установки присоединены к распределительной сети, распределяющее предприятие для определения в целях фактурирования потребленных объемов природного газа будет руководствоваться Положением о поставке и использовании природного газа, утвержденным Постановлением Административного совета Национального агентства по регулированию в энергетике № 49 от 6 марта 2002 года (Monitorul Oficial al Republicii Moldova, 2002 г., № 46-48, ст.116).

14. Распределяющее предприятие по просьбе поставщиков обязано предоставить в их распоряжение информацию о параметрах природного газа, поставленного согласно заключенным договорам, а также данные и показания средств учета, установленных у потребителей, с которыми поставщики заключили договор на поставку природного газа.

15. Передающее предприятие, распределительное предприятие (поставщик) должны обеспечить измерение объема природного газа, используемого для собственных (технологических) нужд на компрессорных станциях, пунктах регулирования давления природного газа, пунктах коммерческого учета природного газа, пунктах измерения природного газа.

16. Приведение к стандартным условиям объемов природного газа, измеряемых при рабочих условиях, является обязательным, за исключением бытовых потребителей.

17. Класс точности средств учета должен соответствовать величинам, указанным в разрешении на подключение, но не ниже установленного настоящим Положением.

18. Определение физических и химических характеристик, численные значения которых используются при вычислении объемов природного газа, осуществляется аккредитованными химико-аналитическими лабораториями.

Условия взятия проб природного газа в целях определения его физических и химических характеристик, а также периодичность ввода значений этих характеристик в корректоры объема оговариваются в договоре на поставку природного газа.

IV. КАТЕГОРИИ ПУНКТОВ ИЗМЕРЕНИЯ

19. Положение определяет следующие категории пунктов измерения природного газа в зависимости от требований к средствам учета, ответственного за установку средств учета и осуществления деятельности по измерению:

Категория А: пункт измерения количества природного газа, импортируемого, экспортируемого и транзитно передаваемого через газовую систему, пункты измерения природного газа, входящего в газовую систему страны из газовой системы другой страны, и пункты измерения количества природного газа, входящего в распределительную сеть из передающей сети.

Категория B: пункт измерения количества природного газа, поставляемого из передающей сети к установкам потребителей, подключенным к передающей сети.

Категория С: пункт измерения количества природного газа, поставляемого потребителям, потребляющим природный газ в объеме 50 м³/ч и более, чьи установки подключены к распределительным сетям.

Категория D: пункт измерения количества природного газа, поставляемого потребителям, потребляющим природный газ в объеме 25 м³/ч и более, за исключением указанных в категории С, чьи установки подключены к распределительным сетям.

Категория Е: пункт измерения количества природного газа, поставляемого небытовым потребителям, потребляющим менее 25 м³/ч, чьи установки подключены к распределительным сетям.

Категория F: пункт измерения количества природного газа, поставляемого бытовым потребителям.

V. ТРЕБОВАНИЯ К СРЕДСТВУ УЧЕТА, ИСПОЛЬЗУЕМОМУ
В СИСТЕМЕ ИЗМЕРЕНИЯ

5.1. Основные требования

20. Средства учета устанавливаются в пункте разграничения собственности сторон. Отклонение от данного условия допускается в обоснованных случаях.

21. В случае поставки природного газа одному и тому же потребителю от нескольких точек присоединения могут быть установлены, при случае, несколько пунктов измерения.

22. Учет природного газа в коммерческих целях на рынке природного газа осуществляется с помощью средств измерения, устанавливаемых в пунктах измерения.

23. Средства измерения (оборудование, системы и их оснастка), используемые в системе измерения количества природного газа, должны быть разрешены к применению на рынке природного газа в Республике Молдова в установленном действующим законодательством порядке и метрологически поверены в соответствии с Законом о метрологии № 647-XIII от 17.11.95 г. (Официальный монитор Республики Молдова, 1996, № 13, ст.124), при этом необходимая точность и технические характеристики используемых средств учета должны соответствовать разработанному проекту конкретной системы измерения.

24. Электронные счетчики газа должны обеспечивать возможность хранения регистрируемых значений в течение не менее 45 дней без нарушения точности регистрируемых ими значений, а также возможность снятия показаний на месте и дистанционно посредством автоматизированной системы учета и обработки данных.

25. Источники питания средств учета не должны использоваться для питания других аппаратов и систем. Средство учета и измерения природного газа должно использоваться только по назначению – т.е., для измерения объемов и параметров природного газа.

26. Монтаж систем измерения (счетчиков, оборудования) выполняется под метрологическим наблюдением распределяющего предприятия (поставщика) и передающего предприятия. При вводе их в эксплуатацию составляется акт приемки в эксплуатацию.

27. Пункты коммерческого учета природного газа должны проектироваться, строиться, эксплуатироваться и содержаться в соответствии с действующими техническими нормами и инструкциями производителей систем измерения (счетчиков) и соответствовать минимальным требованиям улучшения технического качества, оговоренным сторонами в договорах о передаче-приемке природного газа.

28. Используемые измерительные приборы должны соответствовать параметрам потока газа (дебету, давлению, температуре), качеству измеряемого природного газа и среде, в которой они установлены и эксплуатируются, а также иметь возможность подключения к единой информационной системе оператора сети (передающего или распределяющего предприятия).

При измерении природного газа, используемого для собственных и технологических нужд, в установках и помещениях, принадлежащих передающему и распределяющему предприятию, должны применяться средства измерения, предусмотренные для пунктов измерения категории Е.

5.2. Технические требования к средствам учета, установленным в пунктах измерения категории А

29. Тип и параметры средства учета природного газа, которое должно быть установлено в пункте измерения категории А с соблюдением требований к необходимой точности средства учета, определяются передающим предприятием в случае межсистемных газопроводов по взаимному согласию с иностранными поставщиками.

30. Передающее предприятие обязано установить систему измерения, оснащенную электронными средствами учета, обеспечивающими возможность почасового измерения объемов природного газа, а также:

а) измерение объемов природного газа в рабочих условиях и приведение его к стандартным условиям;

b) определения качества природного газа в потоке, автоматическую регистрацию и архивацию параметров природного газа (давление, рабочая температура и состав природного газа);

с) возможность подключения измерительной системы (счетчика) к автоматизированной системе дистанционного снятия показаний и параметров природного газа;

d) регистрацию времени повреждения средства учета;

e) сохранение накопленных данных в течение не менее 45 дней.

31. Для пунктов измерения, установленных в местах межсистемных связей газовой системы Республики Молдова с газовыми системами других стран, и в местах присоединения передающей сети к распределительной сети установка, эксплуатация, периодическая метрологическая поверка, ремонт и замена средств учета производятся передающим предприятием, которое является ответственным за целостность средств учета и установленных пломб.

5.3. Технические требования к средствам учета, установленным в пунктах измерения категории В

32. Тип, параметры и требуемая точность средства учета, устанавливаемого в пунктах измерения категории В для измерения природного газа, определяется передающим предприятием и указывается в разрешении на присоединение к передающей сети.

33. Заявитель обязан установить измерительную систему, оснащенную усовершенствованными электронными средствами измерения, обеспечивающими почасовой учет количества природного газа, а также:

а) измерение объемов природного газа в рабочих условиях и его приведение к стандартным условиям;

b) автоматическую регистрацию и архивацию рабочих параметров природного газа (давления, температуры и состава природного газа);

с) возможность подключения средства учета (счетчика) к автоматизированной системе дистанционного снятия показаний и параметров природного газа;

d) регистрацию времени повреждения средства учета;

e) сохранение накопленных данных в течение не менее 45 дней.

34. Передающее предприятие ответственно за правильность монтажа средств учета в пунктах измерения категории В.

35. Потребители, газовые сети которых подключаются к передающей сети, ответственны за целостность средств учета и установленных пломб.

5.4. Технические требования к средствам учета, установленным в пунктах измерения категории С, D и Е

36. Тип, параметры и требуемая точность средства учета природного газа, которое будет установлено в пунктах измерения категорий С, D и Е, определяется поставщиком (распределительным предприятием) и указывается в разрешении на подключение к распределительной сети.

37. Заявитель обязан установить измерительную систему, оснащенную усовершенствованными электронными средствами измерения, обеспечивающими почасовый учет количества природного газа, а также:

а) измерение объемов природного газа в рабочих условиях и приведение их к стандартным условиям;

b) автоматическую регистрацию и архивацию рабочих параметров природного газа (давления, температуры и состава природного газа);

c) возможность подключения средства учета (счетчика) к автоматизированной системе дистанционного снятия показаний и параметров природного газа;

d) сохранение накопленных данных в течение не менее 45 дней.

38. Распределяющее предприятие ответственно за установку, эксплуатацию, содержание и периодическую метрологическую поверку средств учета, установленных в пунктах измерения категорий С, D и Е.

39. Потребители, чьи газоиспользующие установки подключены к распределительной сети, ответственны за целостность средства учета и установленных пломб.

5.5. Технические требования к средствам учета, установленным в пунктах измерения категории F

40. Тип, параметры и точность средства учета природного газа, устанавливаемого в пункте измерения категории F, определяются распределяющим предприятием (поставщиком) и указывается в разрешении на присоединение к распределительной сети.

41. Распределяющее предприятие (поставщик) является ответственным за установку, эксплуатацию, содержание и периодическую метрологическую поверку средств учета, установленных в пунктах измерения категории F.

42. Ответственными за целостность средств учета и установленных пломб в пунктах измерения категории F являются соответствующие потребители.

VI. КОМПЕТЕНЦИИ СОБСТВЕННИКОВ СРЕДСТВ ИЗМЕРЕНИЙ

43. В целях контроля работы основного (коммерческого) средства учета потребитель в установленном порядке имеет право установить контрольное средство учета того же класса точности. Контрольное средство учета не считается заменяющим основное средство учета.

44. Контрольное средство учета монтируется заявителем в пункте измерения природного газа согласно технической документации, согласованной стороной, передающей природный газ.

45. Передающее предприятие, распределяющее предприятие и потребитель в целях дистанционной передачи показаний средств учета (давления, температуры, мгновенного дебета, количества природного газа) обеспечивает доступ для установки в пунктах измерения необходимых средств (аксессуаров) без нарушения точности измерений.

VII. МЕТРОЛОГИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ СИСТЕМ ИЗМЕРЕНИЯ,

ИСПОЛЬЗУЕМЫХ НА РЫНКЕ ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ

7.1. Системы измерения с упругим элементом

46. Система состоит из следующих компонентов:

a) участков газопровода до и за элементом;

b) первичного элемента;

c) упругого элемента типа:

– диафрагмы с угловым отводом;

– диафрагмы с фланцевым отводом;

– диафрагмы с диаметром отвода D и D/2 (диафрагмы могут монтироваться в держатель диафрагмы).

d) вспомогательных элементов ( импульсных трубок для отбора параметров природного газа);

e) вторичных элементов (датчиков), которыми могут быть:

– датчики статического давления;

– датчики дифференциального давления;

– датчики температуры (термосопротивления);

– многопараметрический датчик.

47. Точность измерений вторичных элементов измерительной системы – соответственно, датчиков статического, дифференциального давления, многопараметрических или датчиков плотности – не должна превышать максимальную погрешность:

а) в ±0,1% и температуры в ±0,35°С при транспортировке газов через магистральные линии;

b) в ±0,25% и температуры в ±0,5°С для учета объемов у потребителей.

48. Вычислитель расхода соответствующей системы измерения (включая датчики) будет иметь максимально допустимую погрешность расчета исправленного объема в ±0,5% (с учетом погрешности измерения температуры и давления).

7.2. Системы измерения с ротационными или турбинными счетчиками газа

49. Данные системы могут быть двух конфигураций:

(1) а) ротационный или турбинный счетчик газа ;

 b) электронный конвертор объема газа, который может быть двух типов:

– со встроенными датчиками;

– с внешними датчиками;

(2) а) ротационный или турбинный счетчик газа;

b) датчики:

– статического давления и температурные;

– плотности;

с) вычислитель расхода (конвертор).

50. Электронные конверторы объема должны соответствовать требованиям SM EN 12405.

51. Согласно требованиям OIML R32 допустимые погрешности при первичной метрологической поверке для ротационных или турбинных счетчиков составляют:

– для Q_(min) d" Q < Q_(t) максимальная погрешность составляет ±2%;

– для Q_(t) < Q d" Q_(max) максимальная погрешность составляет ±1%;

где:

Q_(max) – максимальный расход, при котором показания средства измерения соответствуют требованиям максимально допустимых погрешностей;

Q_(min) – минимальный расход, при котором показания средства измерения соответствуют требованиям минимально допустимых погрешностей;

Q_(t) – транзитный дебет – дебет, разделяющий область дебета на две четко обозначенные зоны, имеющие различные максимально допустимые погрешности.

Значение транзитного дебета зависит от соотношения Q_(max) / Q_(min).

52. Если первоначальная метрологическая поверка производится при давлении более 4 bar (0,4 Мра), то максимально допустимыми погрешностями являются следующие:

– для Q_(min) d" Q < Q_(t) максимальная погрешность составляет ±1%;

– для Q_(t) < Q d" Q_(max) максимальная погрешность составляет ±5%.

53. Максимально допустимыми погрешностями при первичной поверке для электронных конверторов (вычислителей расхода) (со встроенным датчиком) являются:

– ± 0,2% при стандартных условиях (t = 20°С ± 5°С и атмосферное давление /101300Па/);

– ± 0,5% при рабочих условиях.

54. Распределяющее и передающее предприятия обязаны принять все необходимые меры по обеспечению работы системы измерения в установленных для нее пределах точности измерения количества природного газа.

7.3. Системы измерения с ультразвуковыми счетчиками газа

55. Данная система состоит из:

1) ультразвукового счетчика;

2) датчиков, которые могут быть:

а) статического давления и температуры;

b) плотности;

3) счетчика расхода (конвертора объема).

7.4. Системы измерения с диафрагменными (мембранными) счетчиками газа

56. Данные системы измерения состоят из счетчиков газа с мембранами и механических или электронных конверторов объема, которые в автоматическом режиме преобразуют объем природного газа, измеряемого в рабочем режиме, в объем природного газа, приведенный к стандартным условиям, и используются при измерении природного газа, поставляемого небытовым потребителям.

57. Измерение объема природного газа диафрагменными счетчиками газа осуществляется при помощи измерительных камер с мембраной со встроенным устройством конверсии температуры или без такового. Максимально допустимые погрешности при метрологической поверке диафрагменных счетчиков газа должны соответствовать требованиям RTM NML 3-05:2003.

58. Все виды используемых счетчиков газа (диафрагменных, ротационных, турбинных или ультразвуковых) должны обеспечивать точное функционирование даже в случае превышения (измерения) расхода на 1,2 Q_(max) как минимум в течение одного часа.

7.5. Вычислители расхода и электронные конверторы объема

59. Рекомендуется фактор сжимаемости Z рассчитывать в соответствии с NX-19mod для рабочих давлений до 3 МПа (распределение газа) и GERG 91 для давлений в более 3 МПа (транспортировка по магистральным сетям).

60. Конвертор должен показывать приведенный объем без использования дополнительного оборудования. Показание приведенного объема должно быть выражено, как правило, в единицах объема. По согласию сторон, причастных к измерению природного газа, для показания приведенного объема могут использоваться представления типа 10ⁿ единицы объема.

61. Конвертор не должен влиять на точность при функционировании счетчика.

62. Конвертор должен улавливать и оповещать о функционировании вне области измерения различных параметров (температуры, давления, расхода). В этом случае средство измерения должно прекратить учет объема, приведенного к стандартным условиям, и накапливать в другом реестре памяти зарегистрированный счетчиком объем, не приведенный к стандартным условиям, или объем, приведенный к стандартным условиям на основе подставленных в расчеты значений давления и температуры, уточненных стороной, передающей природный газ, и согласованных стороной договора на поставку природного газа, получающей газ.

63. Срок службы блока питания конвертора должен составлять минимум 5 лет. При разрядке батареи на 90% конвертор должен выдавать на экран визуальный предупреждающий сигнал.

64. Электронные конверторы объема и индикаторные механизмы ротационных и турбинных счетчиков газа должны обладать степенью защиты от жидких или твердых примесей на уровне минимум IP 65.

65. Электронные конвертеры объема и его приборы должны быть взрывобезопасного исполнения в случае их установки во взрывоопасном помещении.

66. Вычислители расхода должны быть снабжены печатающим устройством на случай печатания декларации о конфигурации, потреблении или параметрах поставленного природного газа, либо должны располагать интерфейсом, на котором при подключении какого-либо вычислителя станет возможным снятие указанных показаний.

67. Вычислители расхода должны афишировать информацию о всех аварийных ситуациях или отдельно показывать данные о расходе, зарегистрированные за время аварийной ситуации.

68. Для обеспечения бесперебойного питания электрической энергией электронных систем измерения они должны быть снабжены автономными источниками питания, обеспечивающими работу систем в течение не менее 24 часов. Если системы измерения снабжены группой автономных электрогенерирующих источников, то бесперебойное питание должно обеспечиваться в течение не менее 12 часов.

7.6. Датчики

69. Во избежание влияния атмосферного давления на погрешность измерений для измерения статического давления используются датчики абсолютного давления. Для абсолютного давления природного газа свыше 21 бара (2,1 МПа) могут использоваться и датчики статического давления.

70. Чувствительный элемент термосопротивления должен быть составлен из металлов без примесей. Термосопротивление должно быть типовым и иметь не менее трех отводов.

VIII. ПРОЕКТИРОВАНИЕ СИСТЕМ ИЗМЕРЕНИЯ ПРИРОДНОГО ГАЗА

71. Системы измерения в пунктах коммерческого учета природного газа проектируются в соответствии с Правилами безопасности в области газификации NRS 35-04-09:2002/A1, утвержденными Постановлением Департамента "Moldova-Standard" № 1229-RТ от 17.12.2002 г.

72. Проекты систем измерения должны быть согласованы с поставщиком (распределяющим предприятием) и должны быть зарегистрированы у поставщика.

73. Системы измерения должны быть спроектированы таким образом, чтобы обеспечивалось их правильное функционирование во всем диапазоне дебетов, давления и температуры, а также в пределах варьирования химического состава природного газа, указанных в задании на проектирование. Для случаев, когда в природном газе присутствуют жидкие или твердые загрязняющие элементы, при проектировании предусматриваются и соответствующие сепараторы и фильтры. Системы измерения будут спроектированы таким образом, чтобы обеспечить бесперебойные, надежные поставки даже во время осуществления работ по техническому обслуживанию. В экстремальных случаях должна сохраняться возможность изоляции системы измерений от газопровода, расположенного впереди и позади системы измерения, посредством быстродействующей и надежной запорной арматуры.

74. В тех случаях, когда возможен встречный поток природного газа через измерительную систему, влияющий на точность измерений, обязательным является монтаж обратного клапана, обеспечивающего движение потока только в одном направлении.

75. В случае если одно измерительное устройство не может обеспечить измерения всего дебета потребления соответствующего потребителя, необходимо выбрать два или более средств измерения, установленные таким образом, чтобы можно было использовать их одновременно или поочередно, в зависимости от дебета расхода, нужного потребителю в указанные периоды, а также чтобы крайние пределы дебета расхода не влияли на точность измерения объемов поставляемого природного газа.

76. При проектировании систем измерения внутренний диаметр газопровода, размещенного впереди регулятора давления, рассчитывается из условия, что максимальная скорость течения газа будет 30 м/с; для определения внутреннего диаметра трубопровода, расположенного позади регулятора давления, максимальная скорость ограничивается 20 м/с.

Исключение из этого правила делается для газопроводов, расположенных перед и за упругим элементом или счетчиком газа, для которых – независимо от расположения по отношению к элементу, регулирующему давление, – для расчетов принимается максимальная скорость в 20 м/с.

В случаях измерительных линий, оснащенных ультразвуковыми дебетометрами, допускаются большие скорости течения в соответствии с рекомендациями производителя. Краны, расположенные впереди или позади измерительной системы, должны быть полностью открыты до размера внутреннего диаметра газопровода (данное условие не является обязательным в случае использования ротационных счетчиков газа).

77. В случае проектирования нескольких линий измерения природного газа их количество должно быть выбрано таким образом, чтобы максимальный расход в пункте коммерческого учета природного газа можно было измерить при одной закрытой линии, причем остальные линии должны работать в заданных условиях.

78. Одоризация природного газа не должна влиять на качественные показатели средств измерения. Устройства одоризации размещаются за измерительной системой.

79. Любое периферийное оборудование, которое подключается к средствам измерения, не должно влиять на точность измерения.

IX. МОНТАЖ И ПРИЕМКА В ЭКСПЛУАТАЦИЮ СИСТЕМ

ИЗМЕРЕНИЯ ПРИРОДНОГО ГАЗА

80. Допускается установка только средств учета, разрешенных к использованию на территории Республики Молдова согласно Закону о метрологии № 647-ХIII от 17.11.95 г. (Официальный монитор Республики Молдова, 1996 г., № 13, ст.124).

81. В подъезде многоквартирного дома, на доме или группе домов для измерения в целях фактурирования количества использованного природного газа может использоваться только средство измерения, отвечающее установленным техническим требованиям и метрологически поверенное. Факт поверки должен подтверждаться Свидетельством о государственной метрологической поверке. Измерительное средство должно быть опломбировано пломбой поставщика или, при необходимости, пломбой управляющего дома.

82. Поставщик имеет свободный доступ к средствам учета, находящимся на территории потребителя.

X. УСЛОВИЯ МОНТАЖА ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ СРЕДСТВ

83. Монтаж средств учета природного газа осуществляется согласно проектам, требованиям настоящего положения и иных действующих нормативно-технических документов. Монтаж осуществляется авторизованными предприятиями при наличии лицензии на осуществление данных работ, под наблюдением специалиста по метрологии передающего или распределяющего предприятия.

84. Средства измерения монтируются в помещениях, в коробках или в шкафах, обеспечивая возможность их технического обслуживания и снятия показаний. Разрешается монтирование средств измерения на открытом воздухе, в закрытом корпусе с условием, что такая установка обеспечит конвертирование измеряемых объемов природного газа без влияния на точность измерений.

85. При монтаже первичного элемента в системах измерения с упругим элементом рекомендуется соблюдение условий, предусмотренных в соответствующих нормативно-технических актах. Вторичные элементы монтируются таким образом, чтобы для проведения их осмотра (контроля) на территории или транспортировки в метрологическую лабораторию и проведение их метрологической поверки имелась возможность их изолирования от процесса.

86. В системах измерения с ротационными, турбинными и ультразвуковыми счетчиками для обеспечения равномерного профиля потока предусматриваются прямые участки газопровода без препятствий, смещений, отводов перед и за счетчиком газа. Требования к длине прямых участков перед и за счетчиком, представленные в соответствующих нормативных документах, являются обязательными для исполнения.

Длина прямых участков может быть снижена путем установки приборов, уравнивающих течение (поток) согласно стандартам, применительно к каждому методу измерения.

XI. МОНТАЖ ДАТЧИКОВ ТЕМПЕРАТУРЫ, СТАТИЧЕСКОГО И ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНОГО
ДАВЛЕНИЯ, МНОГОПАРАМЕТРИЧЕСКИХ ДАТЧИКОВ И ДАТЧИКОВ ПЛОТНОСТИ

87. Электронные датчики температуры, статического давления, дифференциального давления, многопараметрические датчики и датчики плотности могут монтироваться в термостатную коробку для обеспечения рабочей температуры, соответствующей точности показаний, если в паспорте прибора не предусмотрено иное.

88. Датчики температуры устанавливаются предпочтительно впереди счетчика в соответствии с требованиями нормативных документов для каждого типа средства измерения.

89. Для обеспечения правильного измерения температуры датчик температуры должен проникать внутрь трубы на глубину 0,3-0,7D.

Температурный футляр устанавливается согласно требованиям нормативных документов, соответствующих каждому типу счетчика.

90. Датчики температуры, статического давления, дифференциального давления и многопараметрические датчики монтируются таким образом, чтобы имелась возможность их изолирования от процесса при проведении их поверки и калибровки. Изолирующая запорная арматура должна обладать возможностью пломбирования для предотвращения случайного закрытия и влияния на качество измерения.

91. В случае использования измерительной системы, отличной от системы с упругим элементом, проба газа для датчика плотности должна быть отобрана от патрубка на счетчике, обозначенного p(m).

92. Соединительный трубопровод между патрубком, обозначенным p(m), и датчиком плотности должен быть герметично изолирован для минимизации воздействия внешней температуры.

93. Датчики плотности, монтируемые в газопровод, должны быть установлены только до счетчика газа или системы измерения во избежание изменения профиля потока в течении.

Данное правило не является обязательным в случае использования ротационных счетчиков газа.

94. Приемка в эксплуатацию систем измерения, газовых счетчиков производится в присутствии потребителя и персонала поставщика с составлением и подписанием сторонами акта приемки.

XII. ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ ПРИБОРОВ

95. Техническое обслуживание измерительного оборудования осуществляется лицами, ответственными за обслуживание и ремонт газовых устройств, с соответствующей квалификацией, отвечающей требованиям главы 6 Правил безопасности в области газификации, утвержденных Постановлением Департамента "Moldova-Standard" № 1229-РТ от 17.12.2002 г. Данные работы при случае могут быть выполнены по отдельному договору с поставщиком.

96. Одновременно с техническим обслуживанием осуществляется и визуальный осмотр средств измерения и учета, в ходе которого проверяется:

a) целостность счетчика (механические дефекты);

b) наличие пломб, состояние и их соответствие оттискам, указанным в паспорте потребителя;

c) соответствие данных, указанных на счетчике, данным в паспорте (тип, номер счетчика, год выпуска и др.);

d) наличие указания на счетчике направления потока;

e) наличие признаков вмешательства со стороны потребителя в механизм счетчика или его отключения от газового трубопровода;

f) соответствие схемы подключения проектной схеме.

97. При снятии показаний диафрагменных счетчиков газа осуществляется и их визуальный осмотр для констатации наличия или отсутствия повреждений или повреждения антикоррозийной защиты.

98. Контроль достоверности показаний диафрагменных счетчиков газа обычно осуществляется путем включения горелки газовой плиты (при возможном минимальном расходе) и наблюдения равномерности изменения показаний счетчика (третья цифра после запятой). В этих целях включение соответствующей газовой горелки осуществляется потребителем – собственником плиты.

На ротационных счетчиках необходима установка устройства для слежения за значением падения давления на счетчике. Его подъем выше нормального значения, заданного производителем, подтверждает появление какого-либо механического нарушения или стопора. Ответственный за измерение обязан довести соответствующий факт до сведения поставщика и принять срочные меры для выявления причины. При необходимости стороны могут совместно принять решение о проверке счетчика на стенде.

99. В случае появления отклонений в функционировании ротационного, турбинного или ультразвукового счетчиков (например, особых шумов, существенных различий в измерении параметров процесса взамен ожидаемых) можно приступить к измерению либо путем установки контрольного счетчика и сопоставления двух вариантов показаний, либо путем демонтажа и проверки счетчика. Проверяться будет целостность дроссельного прибора потока и ротационных поршней турбины. Также необходимо проверить наличие отложений на внутренних стенках корпуса счетчика, пластинах поршней, турбины или на ультразвуковых датчиках. Отложения удаляются особой процедурой.

Ответственный за измерения по согласованию с поставщиком принимает решение о необходимости последующей проверки счетчика газа на стенде.

100. В зависимости от конкретных условий дополнительно к требованиям нормативного документа относительно качества природного газа и наличия жидких и твердых примесей в системах с упругим элементом проверяется следующее:

a) диаметр "d" мембраны;

b) целостность и острие грани мембраны;

c) наличие отложений в газопроводах впереди и позади упругого элемента и на грани мембраны;

d) концентричность мембраны с газопроводами впереди и позади элемента.

XIII. ДОКУМЕНТЫ И РЕГИСТРАЦИЯ

101. Каждый пункт измерения на рынке природного газа должен обладать архивом (под ответственностью передающего предприятия, распределяющего предприятия (поставщика), потребителя), содержащим как минимум следующие документы:

a) технический паспорт установки;

b) протоколы, составленные в связи с установкой и вводом в эксплуатацию средств учета;

c) акт конфигурации;

d) акт калибровки;

e) журнал ежемесячных регистраций (в электронной форме);

f) журнал аварий (в электронной форме);

g) доклад о несоответствии, составленный в случае проведенного аудита (технического, метрологического);

h) протоколы, составленные в случае удаления несоответствий.

102. В каждом пункте коммерческого учета природного газа на рынке природного газа должны быть зарегистрированы следующие данные:

a) год производства, наименование измерительных средств, установленные пломбы;

b) номер и серия всех установленных измерительных средств;

c) дата и время замены поврежденных элементов измерительных средств, снятие последних показаний (в случае необходимости – с их интегрирующих устройств);

d) дата и время начала и окончания калибровки (исправления) и/или произведенных поверок;

e) результаты поверок и/или произведенных калибровок;

f) дата и время внесения изменений в настройке конвертеров или расходомеров и какого рода изменения внесены;

g) дата, время и причина возникновения аварийной ситуации, дата и время исчезновения аварийной ситуации.

103. Все отчеты о содержании и контроле измерительных средств должны быть подписаны лицом, производившим соответствующие операции.

XIV. ПОВЕРКА И РЕМОНТ СРЕДСТВ ИЗМЕРЕНИЯ И УЧЕТА

104. Метрологическая поверка средства учета осуществляется в технически освидетельствованных лабораториях согласно требованиям Закона о метрологии № 647-XIII от 17.11.95 г. (Официальный монитор Республики Молдова, № 13, ст.124). Собственник средства учета является ответственным за ремонт и периодическую метрологическую поверку средств измерения и учета за исключением бытовых потребителей.

105. В случае если средство учета бытового потребителя повреждено по его вине, установленной согласно законодательству, расходы по ремонту и метрологической поверке после ремонта средства учета несет данный потребитель.

106. Периодичность метрологической поверки средств учета установлена Официальным перечнем средств измерений, подлежащих обязательному государственному метрологическому контролю L.O-2004, утвержденным Постановлением Департамента "Молдова-Стандарт" № 1445-М от 04.01.04 г. (Официальный монитор Республики Молдова, 2004 г., № 35-38, ст.81).

107. В случае повреждения знака поверки или установки средства измерения для эксплуатации после его длительного хранения (свыше половины срока между двумя метрологическими поверками) средство измерения представляется на внеплановую метрологическую поверку.

108. Стороны договора могут инициировать экспертную (внеплановую) метрологическую поверку коммерческого средства учета до истечения максимально допустимого интервала времени между двумя последовательными метрологическими поверками в том случае, когда у одной из сторон есть претензии. Если вследствие экспертной метрологической поверки претензии подтверждаются, поставщик производит перерасчет.

109. Экспертная метрологическая поверка коммерческого средства учета по требованию потребителя или поставщика производится независимой технически освидетельствованной метрологической лабораторией.

110. Вместо счетчика газа, демонтированного для прохождения метрологической поверки у бытового потребителя, распределяющее предприятие-поставщик устанавливает другой счетчик газа из оборотного фонда или, при его отсутствии, – байпас ("калач").

XV. КОММЕРЧЕСКИЙ УЧЕТ ПРИРОДНОГО ГАЗА

111. Учет природного газа осуществляется для:

а) определения объемов потребленного природного газа;

b) фактурирования и оплаты между сторонами договора.

112. В случае, когда коммерческое средство учета не установлено в точке разграничения, объем потребленного природного газа будет скорректирован с учетом технических потерь природного газа в газопроводе, запорной арматуре, аксессуарах пунктов измерения и учета, расположенных между точкой разграничения и измерительным пунктом и рассчитанных согласно Методологии расчета расхода природного газа на технологические нужды и технические потери природного газа в распределительных сетях, утвержденной Постановлением Административного совета Национального агентства по регулированию в энергетике № 33 от 6 февраля 2001 года (Официальный монитор Республики Молдова, 2001 г., № 19-20, ст.67).

113. Объем поставленного природного газа исчисляется исходя из:

a) показаний, зарегистрированных средствами учета;

b) потерь газа, рассчитанных согласно методологии, утвержденной Постановлением Административного совета Национального агентства по регулированию в энергетике № 33 от 6 февраля 2001 года (Официальный монитор Республики Молдова, 2001 г., № 19-20, ст.67);

c) утечек газа, выявленных и рассчитанных;

d) договора, заключенного сторонами.

114. Область измерения средств учета должно отвечать минимальному (Q_(min)) и максимальному (Q_(max)) расходу газа. В случае выявления расхода ниже минимального ограничения средства измерения объем природного газа исчисляется согласно минимально допустимому значению средства измерения.

115. В случае выявления потребления природного газа, превышающего максимально допустимый предел измерения (Q_(max)) средства измерения объем природного газа определяется путем суммирования произведений (W_max × N), где W_max – максимальный дебет потребления неопломбированного газоиспользующего оборудования и N – количество часов использования этого оборудования, оговоренных в договоре.

116. Показания измерительного оборудования признаются недействительными в случае:

a) выхода из строя средств учета;

b) отсутствия или повреждения пломб, установленных заинтересованными (договорными, по случаю) сторонами и отмеченных этими сторонами в актах, в которых эти пломбы указаны;

c) установления фактического дебета потребления природного газа, превышающего Q_(max) установленного средства учета.

117. На время проведения периодической поверки средств учета у потребителей с пунктом измерения категории F объем газа определяется на основе среднесуточного потребления природного газа, зарегистрированного коммерческим средством учета в расчетном периоде при аналогичных температурах и атмосферном давлении воздуха. У потребителей с пунктом измерения категорий В; С; D; Е объем газа исчисляется согласно условиям договора на поставку природного газа.

118. Поставщик и небытовые потребители ежемесячно в течение трех рабочих дней после расчетного периода составляют акт о поставленном, переданном и/или потребленном объеме природного газа.

119. До окончательного разрешения разногласий между поставщиком и потребителем объем поставленного природного газа определяется на основании показаний средств учета поставщика или потребителя согласно условиям договора на поставку природного газа.

120. Стороны договора заранее, как минимум в трехдневный срок, должны взаимно письменно извещать друг друга о намерении произвести работы, связанные с измерениями природного газа (измерение, осмотр мембран, отключение счетчиков, а также смену базы данных в средствах измерения и учета).

121. В случае выхода из строя средства учета не по вине потребителя объемы поставленного природного газа рассчитываются согласно условиям п.117 положения. В остальных случаях выхода из строя средства учета объемы поставленного природного газа рассчитываются согласно Положению о поставке и использовании природного газа, утвержденному Постановлением Административного совета Национального агентства по регулированию в энергетике № 49 от 6 марта 2002 года (Официальный монитор Республики Молдова, 2002 г., № 46-48, ст.116).

XVI. БЕЗОПАСНОСТЬ ИЗМЕРЕНИЙ

122. В целях обеспечения безопасности измерения средство измерения должно быть опломбировано согласно Закону о метрологии № 467-ХIII от 17.11.1995 г. По согласию сторон могут быть применены дополнительные пломбы.

123. Потребитель обеспечивает доступ представителям поставщика, облеченным функцией контроля, для регистрации показаний средств учета природного газа и установок потребителя согласно договору, заключенному с поставщиком.

124. Доступ к пунктам коммерческого учета разрешается только персоналу, указанному в списке, приложенном к договору, при предъявлении служебного удостоверения и в присутствии авторизованного представителя собственника (оператора) пункта коммерческого измерения и учета природного газа.

125. Находящиеся (при случае) в резерве пункты измерения должны быть герметично изолированы путем закрытия и пломбирования кранов. На автоматизированных пунктах измерения и учета положение кранов "открыто" или "закрыто" будет визуально показано на системе мониторизации. Отсутствие течения (потока) через эти системы будет обозначено показателем "0" на каком-либо контрольном манометре, установленном на соответствующем секторе между кранами.

126. Краны, расположенные перед действующей системой измерения и за ней, должны опечатываться в полностью открытом положении. На автоматизированных пунктах измерения и учета положение кранов "открыто"/"закрыто" должно быть визуально показано на системе наблюдения (мониторизации).

127. Для телетрансмиссии зарегистрированных средствами измерения данных имеются следующие требования:

a) безопасность и целостность передаваемых данных должны соответствовать положениям законодательства, применяемого в данной области;

b) зарегистрированные данные должны быть защищены паролем software;

c) значения полученных параметров, снимаемых через конвертеры /расходомеры, должны быть типа "только чтение", без возможности их изменения путем вмешательства любыми путями и доступа (локального или дистанционного). Отсутствие возможности внешнего воздействия на электронные средства измерения, в том числе и посредством программ software, должно быть продемонстрировано их производителем.

XVII. РАЗРЕШЕНИЕ ПРЕТЕНЗИЙ И РАЗНОГЛАСИЙ

128. Претензии и разногласия, относящиеся к измерениям природного газа, возникающие между сторонами, разрешаются в соответствии с условиями договоров, заключенных сторонами или, в отсутствие каких-либо специальных условий, на основании Положения о поставке и использовании природного газа, утвержденного Постановлением Административного совета Национального агентства по регулированию в энергетике № 49 от 6 марта 2002 года (Официальный монитор Республики Молдова, 2002 г., № 46-48, ст.116) и настоящим положением.

129. Поставщик обязан рассматривать претензии потребителей относительно измерения объемов природного газа и принимать конкретные меры для решения затронутых проблем.

130. Истец имеет право присутствовать при осуществлении экспертной метрологической поверки или, по случаю, научно-технического исследования.