Постановление N 297 от 03.06.2022 об утверждении Положения об измерении природного газа в коммерческих целях

НАЦИОНАЛЬНОЕ  АГЕНТСТВО  ПО
РЕГУЛИРОВАНИЮ В ЭНЕРГЕТИКЕ

ПОСТАНОВЛЕНИЕ

об утверждении Положения об измерении

природного газа в коммерческих целях

№ 297  от  03.06.2022

 (в силу 24.07.2022) 

Мониторул Офичиал ал Р. Молдова № 187-193 ст. 721 от 24.06.2022

* * *

ЗАРЕГИСТРИРОВАНО:

Министерство юстиции

№ 1726 от 14 июня 2022 г.

Министр ______ Серджиу ЛИТВИНЕНКО

На основании ст.8 ч.(2), п.g), ст.69 ч.(2) Закона № 108/2016 о природном газе (Официальный монитор Республики Молдова, 2016 г., № 193-203, ст.415), с последующими изменениями, Административный совет Национального агентства по регулированию в энергетике

ПОСТАНОВЛЯЕТ:

1. Утвердить Положение об измерении природного газа в коммерческих целях (согласно приложению).

2. Признать утратившим силу Положение о порядке измерения природного газа в коммерческих целях, утвержденное Постановлением Административного совета Национального агентства по регулированию в энергетике № 385 от 12 августа 2010 г. (Официальный монитор Республики Молдова, 2010, № 211-212, ст.750), зарегистрированным в Министерстве юстиции под № 777 от 18 октября 2010 г.

3. Контроль за исполнением настоящего постановления возложить на Департамента природного газа и тепловой энергии.

Утверждено:

Постановлением

Административного совета НАРЭ

№ 297 от 3 июня 2022 г.

ПОЛОЖЕНИЕ

об измерении природного газа в коммерческих целях

Глава I

ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

Часть 1

Цель и область применения

1. Положение об измерении природного газа в коммерческих целях (далее - Положение), определяет условия, при которых осуществляется измерение природного газа произведенного, переданного, распределенного, поставленного и потребленного в точках коммерческого учета.

2. Требования Положения применяются без дискриминации к правоотношениям, в которых участвуют производители, системные операторы, поставщики и конечные потребители, в том числе при выдаче разрешений на подключение к сети природного газа, при проектировании, монтаже и эксплуатации измерительного оборудования.

3. Положение применяется при:

1) установлении точек учета и минимальных технических требований к измерительному оборудованию, установленному в каждой категории точек коммерческого учета;

2) измерении передачи природного газа, в том числе в контексте трансграничного обмена, распределенного, поставленного или потребленного природного газа;

3) определении функций и обязанностей производителей, системных операторов, поставщиков и конечных потребителей, связанных с измерением природного газа в коммерческих целях;

4) сборе и представлении системными операторами данных об измерительном оборудовании и показаний измерительного оборудования, в целях выписки счетов-фактур за оказанные операторами услуги и за природный газ, использованный конечными потребителями;

5) требованиям о функционировании классу точности измерительного оборудования;

6) порядку сбора, обработки, сохранения и представления показаний измерительного оборудования заявителям, в том числе системным операторам, поставщикам и конечным потребителям.

7) установлении Минимальных требований к параметрам качества природного газа.

[Пкт.3 дополнен Пост.НАРЭ N 540 от 08.09.2026, в силу 11.09.2026]

Часть 2

Используемые понятия

4. В целях настоящего Положения используются термины, определенные Законом о природном газе № 108/2016, Законом о метрологии № 19/2016 (далее - Закон № 19/2016), а также следующие термины и определения:

деятельность по измерению природного газа - совокупность действий (измерение как таковое, снятие показаний измерительного оборудования, сбор данных о показаниях измерительного оборудования, определение объемов природного газа, управление базу данных об измерительном оборудовании и представление информации, связанной с измерением природного газа), осуществляемых системными операторами в связи с измерением и регистрацией объемов природного газа в коммерческих целях;

вычислитель расхода - устройство измерения интегрированного объема или энергии, исходя из значения расхода в реальных условиях, приведенного к стандартным условиям;

физические и химические характеристики природного газа - характеристики, которыми определяется качество природного газа, числовые значения которых используются для расчета количества/объемов природного газа;

класс точности - общая характеристика газоизмерительного оборудования, которая определяется предельными основными и дополнительными допустимыми погрешностями, а также рядом других свойств, которые влияют на точность измерений, производимых измерительным оборудованием;

стандартные условия - параметры, к которым приведен природный газ, измеренный в рабочих условиях (температура t = 20°C (293,15 ⁰K); атмосферное давление P_atm. = 101,325 кПА {1,01325 бар}, {760 мм рт.ст.});

нормальные условия - параметры, к которым приведен природный газ, измеренный в рабочих условиях (температура t_n=0 ^oC {273,15 ⁰K}, давление P_n.=101,325 кПА {1,01325 бар.});

конвертер объема (корректор, вычислитель расхода) - электронное или механическое устройство, подключенное/встроенное к счетному механизму одного измерительного оборудования, который автоматически преобразует измеренный в рабочих условиях объем природного газа (в зависимости от реальных параметров природного газа - рабочего давления и температуры) в объем природного газа, приведенный к стандартным условиям;

конвертер - установленное на газовом счетчике устройство, которое автоматически преобразует объем, измеренный в условиях измерения, в объем в стандартных условиях;

диапазон расхода - спектр расходов природного газа, ограниченный максимальным и минимальным расходами, для которых погрешность измерений измерительного оборудования находится в определенных пределах;

диапазон измерения - совокупность значений измеряемой величины, для которой предполагается, что погрешность измерений одного измерительного оборудования находится в определенных пределах;

точка коммерческого учета - место установки измерительного оборудования, в котором природный газ измеряется, передается/принимается и, при необходимости, переходит из собственности одного участника рынка природного газа в собственность другого участника рынка природного газа;

датчик - средство измерения (устройство), посредством которого преобразованная согласно определенному закону величина на входе соответствует величине на выходе.

Часть 3

Права и обязанности, связанные с измерением в коммерческих целях

5. Измерение природного газа в коммерческих целях осуществляется системными операторами. Производитель несет ответственность за измерение природного газа в точках коммерческого учета, установленных на выходе из производственной установки.

5¹. Системные операторы обязаны соблюдать Минимальные требования к параметрам качества природного газа, установленные согласно приложению.

[Пкт.5¹ введен Пост.НАРЭ N 540 от 08.09.2026, в силу 11.09.2026]

6. Конечный потребитель вправе присутствовать при снятии показаний, при проверке и проведении научно-технического исследования измерительного оборудования, установленного в точке коммерческого учета природного газа.

7. Оператор передающей системы (далее - ОПС) осуществляет снятие показаний измерительного оборудования, установленного в точке коммерческого учета на входе/выходе в/из передающей сети природного газа.

8. Показания измерительного оборудования конечных потребителей, чьи установки подключены к передающей сети природного газа, считываются ОПС на месте и/или дистанционно.

9. В случае, в которым конечный потребитель имеет одну базу данных своего измерительного оборудования, он может обеспечивать доступ системным операторам к базе этих данных на основе заключенного между сторонами соглашения.

10. Снятие показаний измерительного оборудования, установленного в точках коммерческого учета, расположенных на передаточных станциях (ПС) на входе в распределительную сеть, осуществляется ОПС.

11. Оператор распределительной системы (далее - ОРС) производит снятие показаний измерительного оборудования, установленного в точках коммерческого учета, расположенных в разграничительных пунктах между ОРС, и у конечных потребителей, чьи установки подключены к распределительной сети природного газа.

12. Конечный потребитель несет ответственность за целостность измерительного оборудования и наложенных на него пломб, если измерительное оборудование установлено в пределах собственности конечного потребителя. Целостность измерительного оборудования и наложенных пломб, если измерительное оборудование установлено в пределах собственности или на установках/в сетях системного оператора, находится под ответственностью системного оператора.

13. Для осуществления деятельности по измерению природного газа системные операторы и небытовой потребитель, в соответствии с требованиями настоящего Положения, обеспечивают:

1) оснащение точки коммерческого учета, находящейся под своей ответственностью, измерительным оборудованием, разрешенным к применению в Республике Молдова, которое соответствует проекту и прошло метрологическую проверку;

2) установку, эксплуатацию, конфигурирование и периодическую метрологическую проверку измерительного оборудования;

3) измерение необходимых параметров природного газа (температура, давление), в зависимости от категории точки коммерческого учета, находящейся под своей ответственностью;

4) функционирование измерительного оборудования в пределах класса точности, указанного для той категории, для которой оно было предназначено;

5) соблюдение требований безопасности, в соответствии с положениями, определенными для каждого измерительного оборудования;

6) доступ стороны договора к информации из базы данных измерительного оборудования системного оператора;

7) доступ системного оператора к измерительному оборудованию для проверки, снятия показаний на месте, проверки схемы подключения и пломб;

8) сбор и хранение данных измерительного оборудования, в том числе их безопасность.

14. Повторный ввод в действие или замена измерительного оборудования, принадлежащего системному оператору и на котором был зарегистрирован инцидент, осуществляется ОПС в течение до 24 часов, в ОРС - в течение до 72 часов. Указанные сроки относятся к рабочим дням.

15. В случае выхода из строя измерительного оборудования, установленного у конечных потребителей, чьи установки подключены к распределительной сети природного газа, ОРС действует в соответствии с Положением о подключении к сетям природного газа и предоставлении услуг по передаче и распределению природного газа, утвержденным Постановлением НАРЭ № 112/2019 (Положение о подключении) и Положением о поставке природного газа, утвержденным Постановлением НАРЭ № 113/2019 (Положение о поставке).

16. Системный оператор обязан предоставлять по требованию поставщиков информацию о параметрах качества поставляемого природного газа, данные, связанные с измерительным оборудованием, и показания измерительного оборудования, установленного у конечных потребителей, согласно условиям договора, на предоставление услуги по передаче или распределению природного газа.

17. Системные операторы обеспечивают измерение природного газа, использованного для технологических нужд, в соответствии с настоящим Положением.

18. Конверсия объемов природного газа, измеряемых в рабочих условиях, к стандартным условиям является обязательной, за исключением объемов природного газа, поставляемого бытовым потребителям.

19. Условия отбора проб природного газа для определения физических и химических характеристик природного газа, а также периодичность ввода их значений в конвертеры объема устанавливаются в соглашении об эксплуатации/межсистемном соединении между системными операторами, а в случае небытовых потребителей - в техническом соглашении, заключенном с системным оператором.

20. В целях дистанционной передачи показаний измерительного оборудования (давление, температура, мгновенный расход, объем природного газа) системные операторы, конечный потребитель обеспечивают доступ другой стороны к точке коммерческого учета для установки необходимого оборудования (принадлежностей/устройств), не нарушая правильность измерения.

21. Конечный потребитель вправе устанавливать контрольное измерительное оборудование такого же класса точности в целях проверки работы измерительного оборудования, которое служит для измерения природного газа в коммерческих целях. Контрольное измерительное оборудование не противопоставляется измерительному оборудованию, которое служит для измерения природного газа в коммерческих целях.

Часть 4

Категории точек коммерческого учета

22. Положение определяет следующие категории точек коммерческого учета природного газа:

1) Категория A:

a) точки коммерческого учета природного газа на входе/выходе в/из передающей сети природного газа в/из трансграничных точек межсистемного соединения, в соответствии с соглашениями о межсистемных соединениях между ОПС;

b) точки коммерческого учета природного газа на входе/выходе в/из передающей сети природного газа в/из других передающих сетей природного газа, в соответствии с соглашениями о межсистемных соединениях /эксплуатации между ОПС.

2) Категория B:

a) точки коммерческого учета природного газа на выходе из передаточной станции в распределительную сеть природного газа;

b) точки коммерческого учета природного газа к установкам конечных потребителей, напрямую подключенным к передающей природного газа;

c) точки коммерческого учета природного газа, поставляемого из распределительной сети природного газа, управляемой одним ОРС, в распределительную сеть природного газа, управляемую другим ОРС;

d) точки коммерческого учета природного газа, поставляемого из производственных установок в передающие или распределительные сети природного газа.

3) Категория C: точки коммерческого учета природного газа, где установлено согласно проекту измерительное оборудование конечных потребителей с расходом потребления ≥ 50 м³/ч, чьи установки подключены к распределительным сетям природного газа.

4) Категория D: точки коммерческого учета природного газа, где установлено согласно проекту, измерительное оборудование небытовых потребителей с расходом потребления от 25 м³/ч до 50 м³/ч, чьи установки подключены к распределительным сетям природного газа.

5) Категория E: точки коммерческого учета природного газа, где установлено согласно проекту, измерительное оборудование небытовых потребителей с расходом потребления ˂ 25 м³/ч, чьи установки подключены к распределительным сетям природного газа.

6) Категория F: точки коммерческого учета природного газа, где установлено измерительное оборудование бытовых потребителей.

Глава II

ТРЕБОВАНИЯ К ИЗМЕРИТЕЛЬНОМУ ОБОРУДОВАНИЮ

Часть 1

Общие требования

23. Измерительное оборудование устанавливается в точке коммерческого учета, которая находится в точке разграничения собственности сторон. По обстоятельствам, допускается установка измерительного оборудования в другой точке, на основе заключенных сторонами актов/соглашений.

24. Расходы на установку, эксплуатацию, периодическую метрологическую проверку, ремонт и замену измерительного оборудования между системными операторами оплачиваются за счет системного оператора, чьи сети природного газа подлежат подключению или подключены к передающей сети природного газа другого ОПС либо к распределительной сети природного газа другого ОРС, либо за счет системного оператора - собственника измерительного оборудования.

25. Измерительное оборудование, используемое при измерении природного газа, должно быть легализовано, выпущено на рынок после метрологической проверки в соответствии с Законом о метрологии № 19/2016 (далее - Закон о метрологии), Постановлением Правительства № 1042/ 2016 об утверждении Официального перечня средств измерения и измерений, подлежащих законодательному метрологическому контролю, и должно быть включено в Государственный реестр средств измерений согласно Закону о природном газе № 108/2016.

26. Измерительное оборудование, установленное в точке коммерческого учета категории A-E, должно регистрировать и хранить в памяти необходимые значения и параметры в течение не менее 35 дней без нарушения его точности измерения, и должно обеспечивать снятие показаний как на месте, так и дистанционно через автоматическую систему считывания данных.

27. Источники питания электрической энергии измерительного оборудования не могут быть использованы для обеспечения других аппаратов и систем. Измерительное оборудование природного газа должно использоваться только по назначению - измерения объемов, количества и параметров природного газа.

28. Монтаж измерительного оборудования выполняется в соответствии с проектами, согласованными с ОРС / ОПС, а ввод в действие оформляется протоколом сдачи в эксплуатацию измерительного оборудования по образцу, установленному в Положении о подключении.

29. Используемое измерительное оборудование должно соответствовать параметрам газового потока (расходу, давлению, температуре) и той среде, в которой оно установлено и эксплуатируется, а также дать возможность подключения к автоматической системе дистанционного считывания данных ОПС, ОРС и/или конечного потребителя.

30. При измерении природного газа, используемого для технологических нужд в установках и в зданиях, принадлежащих системным операторам, будет использовано измерительное оборудование, отвечающее требованиям, предусмотренным для точек коммерческого учета соответствующей категории, указанной в пункте 22.

Часть 2

Технические требования к измерительному оборудованию категории A

31. Технические характеристики и параметры измерительного оборудования, подлежащего установке в точке коммерческого учета категории A, определяются системными операторами по взаимному согласию, включая операторов передающих систем соседних стран, на основе соглашений об эксплуатации/межсистемном соединении в соответствии с положениями Кодекса сетей природного газа, утвержденного Постановлением НАРЭ № 420/2019, с соблюдением требований к необходимому классу точности измерительного оборудования.

32. ОПС обязан установить измерительное оборудование с возможностью почасового измерения и регистрации природного газа, которое обеспечивает:

1) измерение объемов природного газа в рабочих условиях и их конверсия к стандартным условиям;

2) определение качества природного газа в потоке, автоматическую регистрацию и архивацию параметров природного газа (давление, рабочая температура и физико-химические параметры);

3) возможность подключения измерительного оборудования к автоматизированной системе чтения показаний и параметров природного газа (давление, температура природного газа);

4) регистрация времени повреждения измерительного оборудования и времени превышения нормированных метрологических параметров;

5) хранение данных/информации на протяжении не менее 35 дней.

33. ОПС несет ответственность за целостность измерительного оборудования и наложенных пломб, за установку, эксплуатацию, периодическую метрологическую проверку, ремонт и замену измерительного оборудования, установленного в трансграничных точках межсистемного соединения.

Часть 3

Технические требования к измерительному оборудованию категории B

34. Параметры, требования к классу точности и технические характеристики измерительного оборудования, подлежащего установке в точке коммерческого учета категории B, определяются ОПС или ОРС и указываются в разрешении на подключение.

35. Заявитель обязан установить измерительное оборудование с возможностью почасового измерения и регистрации природного газа, которое обеспечивает:

1) измерение объемов природного газа в рабочих условиях и их конверсия к стандартным условиям;

2) автоматическую регистрацию и архивацию рабочих параметров природного газа (давление, температура природного газа);

3) возможность подключения оборудования измерительной системы к автоматической системе дистанционного снятия показаний и параметров (давление, температура) природного газа;

4) регистрацию времени работы вне диапазона измерения различных параметров (температура, давление, расход) и сохранение в другом журнале памяти нескорректированного объема, зарегистрированного за эти периоды;

5) хранение данных на протяжении не менее 35 дней.

36. ОРС, сети которого подключены к распределительным сетям природного газа другого ОРС, несет ответственность за целостность измерительного оборудования и наложенных обеими сторонами пломб.

Конечные потребители, чьи установки подключены к передающей сети природного газа, несут ответственность за целостность измерительного оборудования и наложенных пломб.

Производители, чьи установки подключены к сети природного газа, несут ответственность за целостность измерительного оборудования и наложенных пломб.

Часть 4

Технические требования к измерительному

оборудованию категорий C, D и E

37. Параметры, требования к классу точности и технические характеристики измерительного оборудования, подлежащего установке в точке коммерческого учета категорий C, D и E, определяются ОРС и указываются заявителю в разрешении на подключение к распределительной сети природного газа.

38. В случае точек коммерческого учета категорий C и D, заявитель обязан установить измерительное оборудование согласно разрешению на подключение, с возможностью почасового измерения и регистрации природного газа.

39. Измерительное оборудование, установленное в точке коммерческого учета категорий C, D и E, оснащенное ротационным, турбинным, ультразвуковым счетчиком, счетчиком с сужающим устройством, включая конвертер объема с возможностью почасового измерения и регистрации природного газа, обеспечивает:

1) измерение объемов природного газа в рабочих условиях и их конверсия с помощью встроенного устройства или конвертера объема к стандартным условиям;

2) автоматическую регистрацию и архивацию рабочих параметров природного газа (давление, температура природного газа);

3) возможность подключения измерительного оборудования к автоматической системе дистанционного снятия показаний и параметров природного газа;

4) хранение данных (температура, давление, расход, объем и др.) на протяжении не менее 35 дней;

5) регистрацию времени работы вне диапазона измерения некоторых параметров (расход) и сохранение в другом журнале памяти нескорректированного объема, зарегистрированного за эти периоды.

40. Измерительное оборудование, установленное в точке коммерческого учета категории C, оснащенное диафрагменным счетчиком, включая конвертер объема с возможностью почасового измерения и регистрации природного газа, обеспечивает:

1) измерение объемов природного газа в рабочих условиях и их конверсия к стандартным условиям;

2) автоматическую регистрацию и архивацию данных о температуре, давлении, расходе природного газа;

3) возможность подключения измерительного оборудования к автоматической системе дистанционного снятия показаний измерительного оборудования и параметров природного газа;

4) хранение данных (температура, давление, расход, объем и др.) на протяжении не менее 35 дней.

5) регистрацию времени работы вне диапазона измерения некоторых параметров (расход) и сохранение в другом журнале памяти нескорректированного объема, зарегистрированного за эти периоды.

41. Измерительное оборудование, установленное в точке коммерческого учета категории D и E, оснащенное диафрагменным счетчиком, обеспечивает:

1) измерение объемов природного газа в рабочих условиях и конверсия температуры, с помощью встроенного устройства или конвертера объема, к стандартным условиям;

2) возможность подключения измерительного оборудования к автоматической системе дистанционного снятия показаний и параметров природного газа.

Часть 5

Технические требования к измерительному оборудованию категории F

42. Параметры, требования к необходимому классу точности и технические характеристики измерительного оборудования, подлежащего установке в точке коммерческого учета категории F, определяются ОРС и указываются в разрешении на подключение к распределительной сети природного газа.

43. ОРС несет ответственность за установку, эксплуатацию, техническое обслуживание и периодическую метрологическую проверку измерительного оборудования (ИО), установленного в точках учета категории F, за исключением случаев, когда бытовой потребитель ходатайствует об установке "умного" оборудования, позволяющего вести почасовую регистрацию потребленного количества (объемов) природного газа.

44. Расходы, связанные с приобретением, установкой, опломбированием, метрологической проверкой, техническим обслуживанием, ремонтом и заменой измерительного оборудования, установленного в точках коммерческого учета категории F, оплачиваются ОРС, за исключением случаев, когда бытовой потребитель ходатайствует об установке "умного" оборудования, позволяющего вести почасовую регистрацию потребленных объемов природного газа. В последнем случае соответствующий бытовой потребитель оплачивает расходы на приобретение, техническое обслуживание и замену данного измерительного оборудования.

Глава III

МЕТРОЛОГИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ИЗМЕРИТЕЛЬНОГО

ОБОРУДОВАНИЯ, ИСПОЛЬЗУЕМОГО НА РЫНКЕ ПРИРОДНОГО ГАЗА

Часть 1

Измерительное оборудование с сужающим устройством

45. Измерительное оборудование с сужающим устройством состоит из следующих компонентов:

1) участков газопровода до и после сужающего устройства;

2) первичного элемента:

3) сужающего устройства типа:

a) диафрагмы с угловым отбором давления;

b) диафрагмы с фланцевым отбором давления;

c) диафрагмы с отбором давления на L₁ и L₂ (диафрагмы могут монтироваться в держатели диафрагмы).

4) вспомогательных элементов - импульсных трубок для отбора параметров природного газа;

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

a) датчики давления;

b) датчики дифференциального давления;

c) датчики температуры (термосопротивления);

d) многопараметрические датчики или датчики плотности.

46. Вторичные элементы системы, соответственно, датчики давления, дифференциального давления, многопараметрические датчики или датчики плотности не должны превышать максимальную погрешность:

1) в ± 0,1 % и температуры в ± 0,35⁰ C при измерении природного газа в передающих сетях в случаях точек коммерческого учета категории A;

2) в ±0,25 % и температуры в ± 0,5⁰ C при измерении природного газа в точках коммерческого учета категорий B, C,D,E.

47. Вычислитель расхода измерительного оборудования с сужающим устройством (включая все датчики) должен иметь максимально допустимую погрешность расчета скорректированного объема в ± 0,5 % значения, которая включает и погрешности измерения температуры и дифференциального давления.

Часть 2

Измерительное оборудование, состоящее из ротационного

или турбинного газового счетчика

48. Измерительное оборудование, состоящее из ротационного или турбинного счетчика, может быть двух конфигураций:

1) I конфигурация;

a) ротационный или турбинный счетчик;

b) конвертер объема, который может быть двух типов:

- комплектный (со встроенными датчиками);

- с внешними датчиками;

2) II конфигурация;

a) ротационный или турбинный счетчик;

b) датчики:

- давления и температуры;

- плотности;

c) конвертер объема.

49. Конвертеры объема должны соответствовать положениям SM EN 12405 Газовые счетчики. Конверсионные устройства. Часть 1: Конверсия объема газа.

50. Согласно NML 3-11:2018 со ссылкой на SM EN 12480:2018 "Газовые счетчики. Газовые счетчики с вращающимися поршнями", утвержденному Решением Национального института стандартизации Молдовы № 234 от 22.08.2018 г., допустимые погрешности при первичной метрологической проверке для ротационных или турбинных счетчиков составляют:

1) Q_(min) ≤ Q < Q_(t), максимальная погрешность составляет ± 2 %;

2) для Q_(t) < Q ≤ Q_(max), максимальная погрешность составляет ± 1 %,

где:

Q_(max) - максимальный расход, при котором показания измерительного оборудования соответствуют требованиям максимально допустимых погрешностей;

Q_(min) - минимальный расход, при котором показания измерительного оборудования соответствуют требованиям максимально допустимых погрешностей;

Q_(t) - транзитный расход - расход, разделяющий диапазон расхода на две отдельные зоны, имеющие разные максимально допустимые погрешности;

3) Q _(t) - значение транзитного расхода в зависимости от соотношения Q_(max)/Q_(min), приводится в представленной ниже таблице.

Часть 3

Измерительное оборудование, состоящее из ультразвукового газового счетчика

51. Ультразвуковое измерительное оборудование в точке коммерческого учета, в состав которого входит ультразвуковой счетчик, состоит из:

1) ультразвукового счетчика;

2) датчиков, которые могут быть:

a) давления и температуры;

b) плотности;

3) конвертера объема.

52. Ультразвуковая система измерения регулируется ISO 17089-1:2018 Измерение расхода текучих сред в закрытых cетях. Ультразвуковые счетчики расхода газа. Часть 1: Счетчики для коммерческого учета и измерений в газораспределительных системах.

Ультразвуковые газовые счетчики не должны превышать максимальную погрешность:

1) 0,7% при измерении природного газа в передающих сетях в точках коммерческого учета категории A;

2) при измерении природного газа в точках коммерческого учета категорий B, C, D и E согласно таблице:

Часть 4

Измерительное оборудование, состоящее

из диафрагменного газового счетчика

53. Система измерения, которая состоит из диафрагменного газового счетчика и механического или электронного конвертера объема, преобразующего в автоматическом режиме объем природного газа, измеренный в рабочих условиях, в объем природного газа в стандартных условиях, и используется при измерении природного газа, поставляемого небытовым потребителям, должна соответствовать положениям SM SR EN 1359:2011/A1:2011.

Часть 5

Вычислители расхода и конвертеры объема

54. Фактор сжимаемости Z следует рассчитывать в соответствии с EN ISO 12213-1, EN ISO 12213-2 и EN ISO 12213-3. Расчет на основе анализа молярного состава.

55. Конвертер объема должен показывать скорректированный объем без использования дополнительного оборудования. Скорректированный объем должен показываться, как правило, на уровне единицы объема. По соглашению участвующих сторон, при измерении природного газа, для показа скорректированного объема могут использоваться обозначения по типу 10ⁿ единиц объема.

56. Конвертер не должен влиять на правильное функционирование счетчика.

57. Конвертер должен оповещать о функционировании вне диапазона измерения различных параметров (температура, давление, расход). В этом случае измерительное оборудование прекращает расчет скорректированного объема и сохраняет в другом журнале памяти зарегистрированный счетчиком нескорректированный объем или приведенный на основе представленных в расчетах значений давления и замещения температуры. Значения давления и замещения температуры уточняются системным оператором, который передает природный газ, и согласуются заказчиком.

58. Срок службы блока питания конвертора должен составлять не менее пяти лет, или конвертер объема может быть подключен к источнику электричества. При разрядке батареи на 90 % ее мощности, конвертер должен показывать на экране визуальный предупреждающий сигнал.

59. Конвертеры объема и индикаторные механизмы ротационных или турбинных счетчиков должны обладать степенью защиты от жидких или твердых примесей на уровне минимум IP65.

60. Конвертеры объема могут быть оснащены принтером на случай распечатки декларации о конфигурации, объемов потреблении или параметров поставки природного газа, либо должны иметь интерфейс, который при подключении к компьютеру будет давать возможность снятия указанных показаний.

61. Вычислители расхода должны показывать сообщения обо всех аварийных ситуациях или отдельно показывать объем потребления, зарегистрированный во время аварийных ситуаций.

62. Для обеспечения бесперебойного питания электроэнергией электронного измерительного оборудования, в нем должны быть предусмотрены бесперебойные автономные источники энергии, по меньшей мере, на 24 часа. В случае оснащения системы автономным электрогенерирующим модулем, автономность бесперебойного источника энергии должна составлять, по меньшей мере, 12 часов.

Часть 6

Датчики

63. Во избежание погрешностей, вызванных колебанием атмосферного давления, при измерении давления используются датчики абсолютного давления. Для абсолютных давлений природного газа свыше 21 бара (2,1 МПа) могут применяться и датчики относительного давления, принимая атмосферное давление за постоянную величину, равную 1 бару (0,1 МПа).

64. Чувствительный элемент термосопротивления должен состоять из металлов без примесей. Термосопротивление должно быть типовым и иметь не менее трех проводов, согласно требованиям, установленным в SM SR EN 60751:2012.

Глава IV

ПРОЕКТИРОВАНИЕ, МОНТАЖ, ЭКСПЛУАТАЦИЯ,

МЕТРОЛОГИЧЕСКАЯ ПРОВЕРКА И РЕМОНТ

ИЗМЕРИТЕЛЬНОГО ОБОРУДОВАНИЯ

Часть 1

Проектирование измерительного оборудования

65. Измерительное оборудование должно соответствовать разрешению на подключение/техническим условиям межсистемного соединения и проекту, который согласовывается с системным оператором.

66. Монтаж измерительного оборудования будет реализован в соответствии проектом, таким образом, чтобы обеспечивалось его правильное функционирование во всем диапазоне расхода, давления и температуры, указанном в разрешении на подключение и/или в технических условиях межсистемного соединения. При наличии твердых и жидких примесей в природном газе при проектировании следует предусмотреть соответствующие сепараторы и фильтры к измерительного оборудования природного газа проектируются таким образом, чтобы обеспечивалась бесперебойная надежная поставка, в том числе во время выполнения работ по техническому обслуживанию. В экстремальных случаях должна быть возможность отделения измерительного оборудования от газопровода, расположенного до и после него, с помощью быстродействующей и надежной запорной арматуры.

67. В тех случаях, когда возможен встречный поток природного газа через измерительное оборудование, и это способно ухудшить правильность измерений, обязательно устанавливается однонаправленный обратный клапан. В двунаправленных измерительных узлах природного газа в точках коммерческого учета категории A, где изменение направления потока в сторону измерения выполняется с помощью закрытия или открытия вентилей, установленных в специальном порядке, все вентили дублируются для исключения утечки природного газа в обход измерительного оборудования и для обеспечения возможности проверки их герметичности.

68. Если одно измерительное оборудование не в состоянии охватить весь диапазон расхода, для соответствующего конечного потребителя подбираются два или несколько измерительных устройства, установленных таким образом, чтобы их можно было использовать одновременно или поочередно, в зависимости от расхода, запрошенного конечным потребителем в определенные периоды, чтобы экстремальные расходы не влияли на регистрацию потребления поставляемого природного газа.

69. При проектировании передаточной станции внутренний диаметр трубопровода, расположенных до регулятора давления, рассчитывается таким образом, чтобы скорость потока природного газа составляла максимум 30 м/с. Составляет исключение измерительное оборудование в точках коммерческого учета, расположенных в распределительной системе, где скорость потока природного газа должна составлять максимум 20 м/с. Для определения внутреннего диаметра трубопроводов, расположенного после регулятора давления, врасчетов учитывается скорость максимум 20 м/с.

Исключение из этого правила допустимо для трубопроводов, расположенных до и после диафрагменного устройства или счетчика природного газа, для которых - независимо от расположения до или после регулятора давления, для расчетов лимитируется ограничивается максимальная скорость в 20 м/с.

70. Вентили, расположенные до и после измерительного оборудования, должны быть полностью открыты до размера внутреннего диаметра трубопроводов. Данное условие не обязательно в случае применения ротационных счетчиков.

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

72. Одоризация природного газа не должна влиять на качественные показатели измерительного оборудования. Одоризационная установка должна быть размещена за измерительным оборудованием.

73. Любое средство измерения, которое подключается к измерительному оборудованию, не должно влиять на точность измерения.

Часть 2

Монтаж и сдача в эксплуатацию измерительного оборудования

74. Допускается установка только измерительного оборудования, разрешенного к использованию на территории Республики Молдова согласно Закону о метрологии № 19/2016.

75. В подъезде многоквартирного жилого дома, в многоквартирном жилом доме или группе многоквартирных домов для измерения потребления природного газа может использоваться только измерительное оборудование, соответствующее установленным техническим требованиям, прошедшее метрологическую проверку, что должно быть подтверждено свидетельством о метрологической поверке. Измерительное оборудование должно быть опломбировано пломбой ОРС или, при необхо­димости, пломбой управляющего многоквартирным жилым домом.

76. При вводе в эксплуатацию измерительного оборудования составляется протокол сдачи в эксплуатацию измерительного оборудования. Системный оператор, поставщик пользуются доступом к измерительному оборудованию, находящемуся на территории конечного потребителя газоиспользующей установкой, подключенного к сети природного газа.

Часть 3

Условия монтажа измерительного оборудования

77. Монтаж измерительного оборудования природного газа осуществляется в соответствии с проектом, требованиями настоящего Положения и другими нормативно-техническими документами в данной сфере. Монтаж осуществляется авторизованными предприятиями/лицами, уполномоченными выполнять такие работы согласно Закону о промышленной безопасности опасных производственных объектов № 116/2012.

78. Измерительное оборудование монтируется в помещении, в шкафах или коробках, обеспечивая возможность их технического обслуживания и чтения показаний. Разрешается монтаж измерительное оборудование на открытом воздухе, в закрытой коробке или шкафу, при условии, что такой монтаж будет обеспечивать конверсию измеряемых объемов природного газа к стандартным условиям и без влияния на точность измерений.

79. Для измерительного оборудования с сужающим устройством рекомендуется соблюдать условия монтажа первичного элемента. Вторичные элементы монтируются таким образом, чтобы их можно было изолировать от процесса, при проведении их осмотра (проверки) на месте или транспортировки в метрологическую лабораторию и проведения метрологической проверки.

80. Для измерительного оборудования с ротационными, турбинными и/или ультразвуковыми счетчиками, для обеспечения равномерного профиля истечения (потока) природного газа предусматриваются прямые участки трубопровода без препятствий, смещений, отводов давления до и после счетчика. Требования к к длинам прямых участков до и после счетчика, представленные в соответствующих нормативно-технических документах, подлежат обязательному исполнению.

Для прямых участков могут быть снижены путем монтажа устройств, уравнивающих истечение (поток) природного газа, в соответствии со стандартам, применительно к каждому методу измерения.

Часть 4

Монтаж датчиков температуры, статического и дифференциального

давления, многопараметрических и датчиков плотности

81. Электронные датчики температуры, статического давления, дифференциального давления, многопараметрические датчики и датчики плотности могут монтироваться в термостатных коробках для обеспечения рабочей температуры, соответствующей точности показаний, если при утверждении типа предусмотрено иное.

82.

83. Датчики температуры устанавливаются в соответствии с требованиями нормативно-технических документов для каждого типа измерительного оборудования. Предпочтителен их монтаж перед счетчиком. Для обеспечения правильного измерения температуры, датчик температуры должен проникать внутрь трубы на глубину 0,3-0,7 D. Температурная гильза для датчика температуры монтируется в соответствии с требованиями действующих нормативных технических документов, соответствующих каждому типу счетчика.

84. 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, которое может повлиять на качество измерения.

85. В случае использования измерительного оборудования, отличного от оборудования с сужающим устройством, проба природного газа для датчика плотности должна быть отобрана от маркированного патрубка отбора давления на счетчике. Соединительный трубопровод между патрубком, обозначенным, и датчиком плотности должен быть герметично изолирован для минимизации воздействия внешней температуры.

86. В случае использования датчиков плотности, которые монтируются в трубопровод, они они будут смонтированы только до счетчика/измерительной системой или измерительного оборудования, во избежание изменения профиля истечения (потока) природного газа. Данное правило не является обязательным в случае с ротационными счетчиками.

87. Приемка в эксплуатацию измерительного оборудования производится в присутствии персонала сторон, находящихся в договорных отношениях, с составлением и подписанием сторонами протокола сдачи в эксплуатацию.

Часть 5

Техническое обслуживание измерительного оборудования

88. Техническое обслуживание измерительного оборудования осуществляется квалифицированными лицами, ответственными за обслуживание и ремонт газовых устройств, в соответствии с требованиями нормативно-технических документов в области промышленной безопасности. Данные работы выполняются собственником измерительного оборудования, а при необходимости, они могут быть выполнены третьими лицами, на договорной основе.

89. Одновременно с техническим обслуживанием измерительного оборудования проводится и осмотр измерительного оборудования относительно:

1) целостности счетчика (механических дефектов);

2) наличия пломб, их состояния и соответствия оттискам, указанных в протоколе сдачи в эксплуатацию измерительного оборудования;

3) соответствия данных, указанных на измерительном оборудовании, паспортным данным (тип, номер счетчика, год выпуска и др.);

4) наличия на счетчике указания направления потока природного газа;

5) наличия  отпечатков (признаков) вмешательства со стороны конечного потребителя в механизм измерительного оборудования или  его отключения от газопровода;

6) соответствия схемы подключения проектной схеме.

90. Для диафрагменных счетчиков, при случае чтения показаний, будет осуществляться визуальный осмотр измерительного оборудования, для установления наличия повреждений для или нарушения антикоррозийной защиты.

91. Контроль достоверности показаний диафрагменных счетчиков природного газа обычно осуществляется путем включения горелки газовой плиты (при минимально возможном расходе) и наблюдения равномерности изменения показаний счетчика (третья цифра после запятой). В этих целях включение соответствующей газовой горелки производится конечным потребителем или представителем конечного потребителя.

92. На ротационных счетчиках необходимо установить устройство слежения за значением падения давления на счетчике. Ее увеличение выше нормального значения, заданного производителем, означает появление механического дефекта или стопора. Ответственный за измерение обязан довести соответствующий факт до сведения системного оператора, для принятия срочных мер по установлению причины. В этом случае стороны принимают решение относительно необходимости проверки счетчика на стенде.

93. Если в результате метрологической экспертизы установлено, что измерительное оборудование не соответствует требованиям, оно ремонтируется или заменяется другим измерительным оборудованием.

94. Системный оператор, поставщик, конечный потребитель вправе инициировать проведение экспертной метрологической проверки измерительного оборудования.

95. В зависимости от конкретных условий, главным образом, касающихся качества природного газа (жидких и твердых примесей), на измерительном оборудовании с сужающим устройством проверяется следующее:

1) диаметр "d" сужающего устройства;

2) целостность и острота грани сужающего устройства;

3) наличие отложений в трубопроводах до и после сужающего устройства и на поверхности сужающего устройства;

4) концентричность сужающего устройства с трубопроводами до и после него.

Часть 6

Метрологическая проверка и ремонт измерительного оборудования

96. Метрологическая проверка измерительного оборудования осуществляются в лабораториях, назначенных Национальным институтом метрологии, в соответствии с положениями Закона о метрологии № 19/2016. Расходы на ремонт и периодическую метрологическую проверку измерительного оборудования оплачиваются небытовым потребителем. В случае бытовых потребителей расходы на метрологическую проверку оплачиваются ОРС.

97. Если повреждение/дефект измерительного оборудования происходит по вине бытового потребителя, он оплачивает расходы на демонтаж, ремонт, метрологическую проверку, монтаж или замену поврежденного измерительного оборудования, и обязан опалить стоимость перерасчета потребления природного газа. При невозможности ремонта измерительного оборудования бытовой потребитель уплачивает системному оператору стоимость измерительного оборудования, поврежденного по своей вине. Системный оператор устанавливает измерительное оборудование в месте потребления бытового потребителя в течение не более одного рабочего дня со дня регистрации заявления бытового потребителя.

98. Периодичность метрологической проверки измерительного оборудования определяется в Официальном перечне средств измерения и измерений, подлежащих законодательному метрологическому контролю (Категории и ассортименты средств измерения, подлежащих законодательному метрологическому контролю), утвержденном Постановлением Правительства № 1042 /2016 об утверждении Официального перечня средств измерения и измерений, подлежащих законодательному метрологическому контролю.

99. В случае истечения срока действия первоначальной проверки СЕ (с момента его предоставления до конца года, следующего за годом нанесения клейма первичной проверки CE), повреждения метрологической проверочной марки или ввода в эксплуатацию измерительного оборудования после его длительного хранения (свыше половины срока между двумя метрологическими поверками) измерительное оборудование представляется на метрологическую поверку.

100. Стороны договора могут инициировать метрологическую экспертизу измерительного оборудования до истечения максимально допустимого промежутка времени между двумя последовательными метрологическими поверками в том случае, когда у одной из сторон есть жалобы. Если вследствие метрологической экспертизы жалоба подтверждается, ОРС производит перерасчеты.

101. Метрологическая экспертиза измерительного оборудования по требованию конечного потребителя или поставщика осуществляется независимой, авторизованной метрологический лабораторией.

102. В случае бытовых потребителей вместо измерительного оборудования, снятого для метрологической экспертизы, ОРС устанавливает другой счетчик из оборотного фонда или, при его отсутствии - байпас.

103. В случае установки байпаса объем природного газа, потребленного за период с момента установки байпаса до монтажа измерительного оборудования, рассчитывается в соответствии с условиями пункта 120 Положения.

Глава V

КОНВЕРСИЯ ОБЪЕМОВ ПРИРОДНОГО ГАЗА В ЕДИНИЦЫ ЭНЕРГИИ

Часть 1

Общие положения

104. Конверсия объемов природного газа в единицы энергии производится по формуле:

E = V_b x H_s,

где:

E - энергия природного газа, выраженная в кВт•ч;

V_b - объем природного газа, приведенный к стандартным условиям, выраженная в м³;

H_s - высшая теплота сгорания, выраженная в кВт•ч /м³.

105. Определение высшей теплоты сгорания осуществляется с применением онлайновых или лабораторных хроматографов или гигрометров.

106. Приборы, используемые при определении высшей теплоты сгорания, должны отвечать требованиям, установленным в Официальном перечне средств измерения и измерений, подлежащих законодательному метрологическому контролю, утвержденном Постановлением Правительства № 1042/2016..

107. Определение высшей теплоты сгорания является обязанностью ОПС.

108. В случае использования хроматографов для анализа состава природного газа, могут учитываться положения ряда стандартов SR EN ISO 6974 Природный газ. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности, а расчет высшей теплоты сгорания может производиться в соответствии с положениями SR ISO 6976+C2.

109. В случае использования хроматографов, определяющих высшую теплоту сгорания при температуре горения 0°C или 25°C, определенное таким образом значение высшей теплоты сгорания корректируется с учетом поправочного коэффициента, указанного в SM EN ISO 13443: 2014 Природный газ - Стандартные эталонные условия.

110. ОПС обязан ежедневно публиковать на своей электронной странице значения высшей теплоты сгорания для каждой точки выхода из передающей сети природного газа.

111. Поставщики обязаны доводить до сведения конечных потребителей посредством ежемесячных счетов-фактур информацию о потреблении природного газа в кубических метрах, о значении высшей теплоты сгорания, использованной при выписке счета-фактуры, и общем объеме потребленной энергии.

Глава V

РЕГИСТРАЦИЯ ПОКАЗАНИЙ ИЗМЕРИТЕЛЬНОГО ОБОРУДОВАНИЯ,

КОММЕРЧЕСКИЙ УЧЕТ И БЕЗОПАСНОСТЬ ИЗМЕРЕНИЙ

Часть 1

Документы и записи

112. ОПС, ОРС, по обстоятельствам, обязан вести архив, содержащий информацию о каждой точке коммерческого учета, в отношении следующих документов:

1) технический паспорт установки;

2) протоколы сдачи в эксплуатацию измерительного оборудования;

3) акт конфигурации; акты калибровки;

4) журнал ежемесячных записей;

5) журнал аварий;

6) отчеты о несоответствии, составленные при проведенной проверке (технической, метрологической);

7) протоколы, составленные в случае устранения несоответствий.

113. Для каждого измерительного оборудования ОРС/ОПС ведет учет следующих данных:

1) год производства, наименование измерительного оборудования, наложенные пломбы;

2) номер и серия всего установленного измерительного оборудования;

3) дата и время замены поврежденных элементов измерительного оборудования, при необходимости, снятие последних показаний с их интегрирующих механизмов;

4) дата и время начала и окончания проведенных калибровок (корректировок) и/или проверок;

5) результаты проведенных проверок и/или калибровок;

6) дата и время внесения изменений в настройку конвертеров объема и в чем они заключались;

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

114. Все отчеты о техническом обслуживании и проверке измерительного оборудования должны быть подписаны лицом, которое выполнило соответствующие операции.

Часть 2

Коммерческий учет природного газа

115. Учет природного газа осуществляется для:

1) определения объемов передаваемого, распределяемого, поставленного, потребленного природного газа;

2) фактурирования и оплаты между сторонами договора.

116. В случае, когда измерительное оборудование у небытового потребителя не установлено в точке разграничения, объем поставленного природного газа рассчитывается с учетом технологических расходов и потерь природного газа в газовой установке небытового потребителя, рассчитанных в соответствии с Положением о подключении к сетям природного газа и предоставлении услуг по передаче и распределению природного газа, утвержденным Постановлением Административного совета НАРЭ № 112/2019.

[Пкт.116 в редакции Пост. НАРЭ N 8 от 13.01.2023, в силу 03.02.2023]

117. Объем поставленного природного газа рассчитывается на основе:

1) показаний, зарегистрированных измерительным оборудованием;

2) технологических расходов и потерь природного газа, рассчитанных в соответствии с Положением о подключении к сетям природного газа и предоставлении услуг по передаче и распределению природного газа, утвержденным Постановлением Административного совета НАРЭ № 112 /2019;

3) заключенного сторонами договора.

[Пкт.117 изменен Пост. НАРЭ N 8 от 13.01.2023, в силу 03.02.2023]

118. Область измерения измерительного оборудования должна соответствовать измеряемому минимальному расходу (Qmin) и измеряемому максимальному расходу (Qmax). В случае расхода потребления природного газа ниже минимально допустимого уровня (Qmin) измерительного оборудования, объем природного газа рассчитывается по минимальному допустимому значению измерительного оборудования.

119. В случае выявления расхода потребления природного газа, превышающего максимально допустимый предел (Qmax) измерительного оборудования, объем природного газа рассчитывается оператором ОРС с учетом правильных показаний при фактурировании, коэффициента превышения максимально допустимого значения (Qmax) измерительного оборудования и, при необходимости, по паушальной системе путем сложения произведений (Wmax* N), где Wmax - максимальный расход неопломбированных устройств пользователей и N - количество часов использования неопломбированного оборудования, установленных в договоре.

120. За время проведения периодической метрологической проверки измерительного оборудования, установленного в точках коммерческого учета категории F, объем потребленного природного газа определяется на основе среднесуточного потребления природного газа, зарегистрированного измерительным оборудованием в течение аналогичного предыдущего календарного периода, с применением, при необходимости, поправочных коэффициентов в случае различия метеорологических условий, а в случае точек коммерческого учета категорий B, C, D и E объем природного газа рассчитывается в соответствии с условиями договора на поставку природного газа.

121. Ежемесячно, в течение пяти рабочих дней после периода фактурирования, ОПС/ОРС и небытовые потребители составляют акты о распределённом или переданном объеме природного газа.

122. До окончательного разрешения разногласий между ОПС/ОРС и конечным потребителем объем поставленного природного газа определяется в соответствии с условиями договора на поставку природного газа.

123. Стороны договора заранее, как минимум за три дня, уведомляют друг друга в письменном виде о намерении произвести работы, связанные с учетом природного газа (замену, осмотр сужающих устройств, отключение счетчиков, а также изменения базы данных измерительного оборудования).

124. В случае выхода из строя измерительного оборудования не по вине конечного потребителя, объемы поставленного природного газа рассчитываются согласно условиям пункта 120 настоящего Положения. В остальных случаях выхода из строя измерительного оборудования объемы потребленного природного газа рассчитываются в соответствии с Положением о поставке.

Часть 3

Безопасность измерений

125. В целях обеспечения безопасности измерения, измерительное оборудование должно быть опломбировано ОРС, ОПС в соответствии с Законом о метрологии № 19/2016 и Положением о подключении. Опломбирование измерительного оборудования осуществляет ОРС, ОПС.

126. Конечный потребитель обеспечивает доступ представителя поставщика, системного оператора к измерительному оборудованию для проведения проверки, снятия его показаний и обеспечивает доступ к установкам потребителя согласно договору на поставку природного газа.

127. Доступ к измерительному оборудованию разрешается представителям ОРС и поставщика при предъявлении служебного удостоверения и в присутствии конечного потребителя или его представителя.

128. Резервное измерительное оборудование герметично изолируется путем закрытия и открытия вентилей. В случае автоматического измерительного оборудования положение "открыто"/"закрыто" вентилей визуально указывается на системе мониторинга. Отсутствие течения потока природного газа проверяется показанием "0" контрольного манометра, установленного на соответствующем участке между вентилями.

129. Запорная арматура, расположенная до и после работающего измерительного оборудования, где изменение (уменьшение) площади поперечного сечения прямого трубопровода может искажать показания/функционирование измерительного оборудования, установленного (системы измерения с сужающим устройством, на основе ротационных, турбинных или ультразвуковых счетчиков), пломбируется в полностью открытом положении. У автоматического измерительного оборудования положение "открыто"/"закрыто" вентилей визуально указывается на системе мониторинга.

130. Для дистанционной передачи зарегистрированных измерительным оборудованием данных устанавливаются следующие условия:

1) безопасность и целостность передачи данных обеспечивается в соответствии с положениями законодательства, применимого в данной сфере;

2) зарегистрированные данные защищаются паролями программного обеспечения;

3) снятые значения параметров процесса через конвертеры, вычислители расхода должны быть типа "только чтение", без возможности их изменения путем вмешательства любым путем доступа (местного или дистанционного);

4) невозможность внешнего влияния на электронное измерительное оборудование, в том числе через программное обеспечение, должна быть указана их производителем.

Часть 4

Рассмотрение жалоб и разногласий

131. Возможные жалобы и разногласия между сторонами, касающиеся измерения природного газа, рассматриваются в соответствии с Законом о природном газе, Положением о поставке, настоящим Положением и согласно условиям договоров о предоставлении услуг на передачу и распределению природного газа, на поставку природного газа и технических соглашений, подписанных небытовыми потребителями и системными операторами.

132. Поставщик рассматривает жалобы и возражения конечных потребителей, касающиеся измерения природного газа, в сроки и согласно процедуре, предусмотренным законодательством, и принимает конкретные меры по решению поднятых проблем.

133. Конечный потребитель вправе присутствовать при проведении метрологической экспертизы измерительного оборудования или, по обстоятельствам, при проведении научно-технического исследования.

Глава VI

СПЕЦИАЛЬНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ

134. Измерительное оборудование, работающее на день вступления в силу настоящего Положения и не соответствующее его требованиям, может использоваться только для точек коммерческого учета категорий C, D и E, в течение нормированного срока эксплуатации.

135. Измерительное оборудование, установленное в любой точке коммерческого учета, после изменения или замены должно соответствовать требованиям настоящего Положения.

136.Системные операторы обязаны принимать предложения небытовых потребителей об установке измерительного оборудования с лучшими техническими характеристиками, чем установленные в настоящем Положении, а сопутствующие затраты оплачиваются небытовыми потребителями.

[Приложение введено Пост.НАРЭ N 540 от 08.09.2026, в силу 11.09.2026]