Требования к узлам учета газа

Учет расхода газа

1. Термины и определения:

Проверка средств измерений — Совокупность операций, выполняемых органами Государственной метрологической службы (другими уполномоченными на то органами, организациями) в целях подтверждения соответствия средства измерения установленным метрологическим требованиям. Цель поверки — выяснить, соответствуют ли характеристики средства измерения регламентированным значениям и пригодно ли оно к применению по прямому назначению. Под поверкой средств измерения (verification) понимается установление органом метрологической службы (или другим официально уполномоченным органом, организацией) пригодности средств измерения к применению на основании экспериментально определяемых метрологических характеристик и подтверждения их соответствия обязательным требованиям.

Межповерочный интервалдля каждого типа СИ устанавливает ГЦИ СИ при испытаниях с целью утверждения типа. Данные о межповерочном интервале содержится в описании типа СИ.При установлении интервала поверки, его выбирают таким образом, что бы новое подтверждение соответствия характеристик СИ установленным для него требованиям проводилось до появления любого изменения в точности, имеющего существенное значение для целей оборудования.

Потребитель газа — Юридическое или физическое лицо, приобретающая газ для осуществления предпринимательской деятельности и (или) в иных целях, не связанных с обеспечением коммунально-бытовых нужд граждан.

Приборы учета — средства измерений и другие технические средства, которые выполняют одну или несколько функций: измерение, накопление, хранение, отображение информации о расходе (объеме), температуре, давлении газа и времени работы приборов.

Расход газа — объем газа, прошедшего через поперечное сечение трубопровода за единицу времени, приведенный к стандартным условиям.

Вычислитель расхода (ВР) — средства измерений, осуществляющие обработку, хранение и отображение информации о расходе и количестве газа, приведенные к нормальным условиям.

Узел учета — комплект средств измерений и устройств, обеспечивающий учет количества газа, а также контроль и регистрацию его параметров.

2. Основные положения организации учета расхода газа:

Учет расхода газа организуется с целью:

— осуществления взаимных финансовых расчетов между поставщиком газораспределительной организацией и потребителем газа;

— контроля за расходными и гидравлическими режимами систем газоснабжения;

— составления баланса приема и отпуска газа;

— контроля за рациональным и эффективным использованием газа.

Потребление газа промышленными, транспортными, сельскохозяйственными, коммунально-бытовыми и иными организациями без использования приборов учета не допускается.

За единицу объема принимается 1 м3 газа при стандартных условиях: температура 20 С, давление 101,325 кПа (760 мм.рт.ст), влажность 0 %.

Учет расхода газа должен осуществляться по единому расчетному узлу учета. Как исключение, по согласованию с поставщиком и газораспределительной организацией, допускается осуществление учета расхода газа по двум расчетным узлам учета, в случае значительной удаленности газоиспользующих установок потребителей газа друг от друга.

При неисправности контрольно-измерительных приборов, по которым производится определение количества газа, а также при несоответствии их требованиям действующих нормативных документов количество поставляемого газа определяется по проектной мощности неопломбированных газопотребляющих установок и времени, в течение которого подавался газ в период неисправности приборов, или иным способом по согласованию Сторон.

Под неисправностью контрольно-измерительных приборов Стороны понимают такое состояние этих приборов, при котором они не соответствуют хотя бы одному из требований нормативно-технической документации, включая требование о наличии действующего поверительного клейма

По вопросам, связанным с согласованием проектов, приемкой узлов учёта газа в эксплуатацию необходимо обращаться к сотрудникам отдела метрологии по телефонам:

Начальник отдела – тел. — 53-00-32

Сотрудники отдела – тел. – 53-12-22

Нормативные документы
2. ГОСТ 8.741-2011 Объем природного газа. Общие требования к методикам измерений.
Скачать в формате PDF (92 Kb)
3. ГОСТ Р 8.740-2011 Расход и количество газа. Методика выполнения измерений с помощью турбинных, ротационных и вихревых расходомеров счётчиков.
Скачать в формате PDF (928 Kb)
4. ГОСТ Р 8.740-2011 Разъяснения по внедрению.
Скачать в формате PDF (342 Kb)
5. ГОСТ 8.586.1-2005 Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих устройств. Часть. 1. Принцип метода измерений и общие требования.
Скачать в формате PDF (855 Kb)
6. ГОСТ 8.586.2-2005 Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих устройств. Часть. 2. Диафрагмы. Технические требования.
Скачать в формате PDF (790 Kb)
7. ГОСТ 8.586.3-2005 Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих устройств. Часть. 3. Сопла и сопла Вентури. Технические требования.
Скачать в формате PDF (625 Kb)
8. ГОСТ 8.586.4-2005 Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих устройств. Часть. 4. Трубы Вентури. Технические требования.
Скачать в формате PDF (499 Kb)
9. ГОСТ 8.586.5-2005 Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих устройств. Часть. 5. Методика выполнения измерений.
Скачать в формате PDF (2 Mb)
10. ПБ 12-529-03 Правила безопасности систем газораспределения и газопотребления.
Скачать в формате PDF (608 Kb)
12. ГОСТ 30319.1-2015
Скачать в формате PDF (378 Kb)
13. ГОСТ 30319.2-2015
Скачать в формате PDF (619 Kb)
14. ГОСТ 30319.3-2015
Скачать в формате PDF (975 Kb)
15. ГОСТ 30319.1-2015 — 30319.3-2015 Разъяснения
Скачать в формате JPG (654 Kb)
16. ГОСТ Р 8.740-2011 Разъяснения
Скачать в формате PDF (342 Kb)
17. ГОСТ Р 8.899-2015 Разъяснения
Скачать в формате PDF (759 Kb)
18. Правила учета газа
Скачать в формате PDF (252 Kb)

7.5 Учет расхода газа

Учет расхода газа на предприятиях газового хозяйства возложен на соз­данные на каждом предприятии службы режимов газоснабжения и учета расхода газа, которые подчиняются непосредственно руководителю пред­приятия, а в производственных подразделениях предприятия — на группы режимов отдельного газоснабжения и учета расхода газа.

Подача природного газа промышленным, сельскохозяйственным пред­приятиям, предприятиям бытового обслуживания населения производствен­ного и непроизводственного характера и индивидуальным предпринимате­лям осуществляется по магистральным газопроводам через газораспредели­тельные станции (ГРС) «Белтрансгаза» на основании договоров. Количество поданного газа определяется на основании двухсторонних актов, основан­ных на показаниях приборов учета расхода газа, установленных на ГРС или на головных (промежуточных) газораспределительных пунктах (ГРП) пред­приятий газового хозяйства с введением поправочных коэффициентов.

Количество газа, отпущенного (израсходованного) потребителями за ка­лендарный месяц, определяется на основании двухсторонних актов, осно­ванных на показаниях приборов учета расхода газа, установленных у потре­бителей, с введением соответствующих поправочных коэффициентов.

При отсутствии приборов учета расхода газа, температуры, давления или при их неисправности у потребителя, а также в случаях:

— признания записей или показаний приборов недействительными;

— несвоевременного представления данных о расходе газа (картограмм, показаний счетчиков);

— отсутствия пломб;

— пользования газом через байпасный газопровод

количество отпущенного (израсходованного) газа определяется по паспорт­ной производительности неопломбированных газоиспользующих установок и количества часов работы потребителя за время неисправности (отсутст­вия) приборов учета расхода газа или по аналогии с сутками и месяцами, ко­гда приборы работали с введением необходимых поправок.

Подача газа через байпасный газопровод может осуществляться только с разрешения поставщика. Пломбирование газогорелочных систем фиксиру­ется двухсторонними актами. Количество природного газа, использованного для нужд пищеприготовления, горячего водоснабжения, отопления и кормопри-готовления определяются:

— в домах (квартирах), оборудованных счетчиками — по показаниям счетчиков;

— в домах (квартирах), не оборудованных счетчиками, — по нормам,

утвержденным в установленном порядке (таблица 1).

Таблица 1- Нормы расхода газа для населения на пищеприготовление,

горячее водоснабжение, отопление, приготовление кормов и

подогрев воды для животных

Вид услуг

Единицы измерения

Норма расхода газа

1 При наличии в квартире газовой плиты и централизованного горячего водоснабжения при газоснабжении:

природным газом, м3 /месяц

сжиженным газом, м3/месяц

кг/месяц

1 чел.

1 чел.

0,8

3,0

5,8

2 При наличии в квартире газовой плиты и газового водонагревателя (при отсутствии централизован-ного горячего водоснабжения) при газоснабжении:

природным газом, м3 /месяц

сжиженным газом, м3/месяц

кг/месяц

1 чел.

1 чел.

23,0

8,5

16,5

3 При наличии в квартире газовой плиты и отсут-ствии цен­трализованного и горячего водоснабже-ния и газового водо­нагревателя при газоснабжении:

природным газом, м3 /месяц

сжиженным газом, м3/месяц

кг/месяц

1 чел.

1 чел.

4 На отопление (природным газом):

индивидуальных жилых домов, м3/месяц:

зимой

летом

теплиц (сооружений утепленного грунта), м3/месяц гаражей, мастерских, м3/месяц

1м2площади

1м2площади

1м2площади

1м2площади

10,0

4,0

60,0

20,0

5. На кормоприготовление и подогрев воды для животных при газоснабжении природным газом,

м3 /месяц

1 лошадь

1 корова

1 свинья

1 овца

5,0

22,0

11,0

4,0

Учет количества газа осуществляется счетчиками, представляющими собой приборы, предназначенные для измерения суммарного объема газа, про-текаю­щего по трубопроводу за конкретный отрезок времени (час, сутки и т. д.).

Газовые счетчики бывают ротационного и турбинного типа. Ротацион- ные учитывают объемное количество прошедшего газа в рабочем состоянии. Турбинные газовые счетчики для узлов учета должны быть точно подобра­ны по рабочему давлению газа, его максимальному и минимальному расходу, диаметру условного прохода.

В период отключения домов от централизованного горячего водоснабже- ния на время ремонта тепловых сетей продолжительностью 25 и более суток качестве норм расхода газа принимаются нормы, установленные для квартир без центрального горячего водоснабжения и без проточных водонагревателей.

ЛЕКЦИЯ 8 (2 часа)

>Об утверждении Правил учета газа (с изменениями на 26 декабря 2014 года)

Об утверждении Правил учета газа

МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ПРИКАЗ

от 30 декабря 2013 года N 961

Об утверждении Правил учета газа

(с изменениями на 26 декабря 2014 года)

____________________________________________________________________
Документ с изменениями, внесенными:
приказом Минэнерго России от 26 декабря 2014 года N 997 (Официальный интернет-портал правовой информации www.pravo.gov.ru, 27.02.2015, N 0001201502270010).
____________________________________________________________________

В соответствии с пунктом 4.2.9 Положения о Министерстве энергетики Российской Федерации, утвержденного постановлением Правительства Российской Федерации от 28 мая 2008 года N 400 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2008, N 22, ст.2577; N 42, ст.4825; N 46, ст.5337; 2009, N 3, ст.378; N 6, ст.738; N 33, ст.4088; N 52 (ч.II), ст.6586; 2010, N 9, ст.960; N 26, ст.3350; N 31, ст.4251; N 47, ст.6128; 2011, N 6, ст.888; N 14, ст.1935; 2012, N 11, ст.1293; N 15, ст.1779, N 31, ст.4386; N 37, ст.5001; N 40, ст.5449; 2013, N 17, ст.2171; N 29, ст.3970; N 33, ст.4386; N 35, ст.4525; N 44, ст.5752; N 45, ст.5822),
приказываю:

1. Утвердить прилагаемые Правила учета газа.

2. Признать утратившими силу Правила учета газа, утвержденные заместителем Министра топлива и энергетики Российской Федерации В.В.Бушуевым 14 октября 1996 года (зарегистрированы Минюстом России 15 ноября 1996 года, регистрационный N 1198).

Министр
А.Новак

Зарегистрировано
в Министерстве юстиции
Российской Федерации
30 апреля 2014 года,
регистрационный N 32168

Правила учета газа

(с изменениями на 26 декабря 2014 года)

I. Общие положения

1.1. Настоящие Правила устанавливают порядок учета количества (объема) добытого, транспортируемого, перерабатываемого, хранимого и потребляемого природного газа, нефтяного (попутного) газа, отбензиненного сухого газа, газа из газоконденсатных месторождений, добываемого и собираемого газо- и нефтеперерабатывающими организациями, и газа, вырабатываемого газо- и нефтеперерабатывающими организациями (далее — газ) .
________________
Федеральный закон от 31.03.99 N 69-ФЗ «О газоснабжении в Российской Федерации» (Собрание законодательства Российской Федерации, 1999, N 14, ст.1667; 2005, N 52 (1 ч.), ст.5595; 2006, N 52 (ч.1), ст.5498; 2008, N 29 (ч.1), ст.3420; 2009, N 1, ст.21; 2011, N 30 (ч.1), ст.4596; 2012, N 50 (ч.5), ст.6964; N 53 (ч.1), ст.7648).

1.2. При проведении учета газа осуществляется упорядоченный сбор, регистрация и обобщение информации о количественных и (или) о количественных и качественных их показателях в натуральном выражении, о наличии и движении путем документального оформления всех операций, связанных с добычей, транспортировкой, переработкой, хранением и потреблением.

1.3. Последовательно выполняемые действия по сбору, накоплению и составлению информации об учете газа и ее отражению в первичных учетных документах должны предусматривать совокупность операций, выполняемых для определения количественных значений объемов газа и (или) их количественных и качественных показателей, регистрацию, а при необходимости расчет его количественных и (или) количественных и качественных показателей.

1.4. Правила распространяются на юридических и физических лиц, включая индивидуальных предпринимателей.

1.5. Юридические лица и индивидуальные предприниматели, осуществляющие учет газа в установленном законодательством Российской Федерации порядке, обеспечивают должностным лицам государственного метрологического надзора доступ к средствам измерений и (или) техническим системам и устройствам с измерительными функциями.

1.6. Средства измерений и (или) технические системы и устройства с измерительными функциями, применяемые для учета газа в сферах государственного регулирования, должны отвечать требованиям законодательства Российской Федерации об обеспечении единства измерений.

1.7. Измерения объемов газа, в том числе показатели точности измерений объемов газа, определяются в соответствии с законодательством Российской Федерации об обеспечении единства измерений.

1.8. Средства измерений и (или) технические системы и устройства с измерительными функциями должны быть защищены от несанкционированного вмешательства.

II. Учет количественных и (или) качественных показателей газа

2.1. Целями учета являются:
________________
Пункт 42 Правил пользования газом и предоставления услуг по газоснабжению в Российской Федерации, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 17.05.2002 N 317 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2002, N 20, ст.1870).
осуществление финансовых расчетов при газоснабжении;
контроль за режимами поставки газа и контроль за потреблением газа организацией в целом, отдельным газоиспользующим оборудованием или в технологическом процессе;
контроль за использованием газа.

2.2. При добыче учету подлежит газ:
добытый;
поставленный потребителям;
расходуемый на обеспечение собственных нужд газодобывающей организации, в том числе на технологические нужды, на жилищно-коммунальные и бытовые нужды (собственные производственно-технологические нужды) (в том числе в качестве топлива);
сожженный на факельных установках;
полученный от других газодобывающих организаций;
утерянный.

2.3. При транспортировке учету подлежит газ:
принимаемый от грузоотправителя для транспортировки;
сдаваемый грузополучателю;
передаваемый одной организацией трубопроводного транспорта другой организации трубопроводного транспорта;
утерянный.

2.4. При переработке учету подлежит газ:
поставленный на газоперерабатывающий объект;
сожженный на факельных установках;
отпущенный с газоперерабатывающего объекта;
расходуемый на обеспечение собственных нужд газоперерабатывающего объекта, в том числе на технологические нужды, на жилищно-коммунальные и бытовые нужды (собственные производственно-технологические нужды) (в том числе в качестве топлива);
утерянный.

2.5. При хранении учету подлежит газ:
принимаемый в места хранения;
отпускаемый с мест хранения;
утерянный.

2.6. При потреблении учету подлежит газ при входе на газопотребляющий объект.

2.7. При добыче, транспортировке, переработке, хранении и потреблении газа для учета количественных значений объемов газа применяется единица измерения, определяемая учетной политикой организации.

2.8. В целях формирования достоверной информации при учете объема газа определяются:
технологические объекты и места на технологической схеме, где производятся измерения объема газа;
перечень показателей газа, подлежащих измерению;
состав средств измерений и (или) технических систем и устройств с измерительными функциями и параметры измерений.

2.9. Измерения объема газа выполняются по аттестованным в установленном порядке методикам (методам) измерений.

2.10. При приеме-передаче газа его объем измеряется средствами измерений и (или) техническими системами и устройствами с измерительными функциями, определенными проектной документацией на объекты транспортировки, хранения и (или) потребления.
При поставках газа газотранспортной организацией газораспределительной организации объем газа измеряется средствами измерений и (или) техническими системами и устройствами с измерительными функциями газотранспортной организации.

2.11. Количество (объемы) газа ежемесячно с начала года учитывается в форме баланса газа.

III. Особенности учета газа

3.1. Учет природного газа при добыче должен проводиться в календарном месяце, в котором проводилось его измерение.
(Пункт в редакции, введенной в действие с 10 марта 2015 года приказом Минэнерго России от 26 декабря 2014 года N 997.

3.2. Учет добытого природного газа проводится для стандартных условий независимо от теплотворной способности газа и других параметров, определяющих качественные характеристики природного газа.

3.3. Объем добытого природного газа, приведенного к стандартным условиям, подготовленного и по своему качеству соответствующего национальному (региональному или международному) стандарту, а в случае отсутствия указанных стандартов — стандарту организации, определяется как сумма количества природного газа, измеренного и переданного для транспортировки, с учетом количества фактических потерь природного газа при добыче, а также остатков природного газа во внутрипромысловых газопроводах.
В случае если на объектах сбора и подготовки природного газа его отпуск сторонним организациям и (или) на собственные производственно-технологические нужды осуществляется в составе газоводоконденсатной смеси, то количество отпущенного природного газа, определенного по показателям переданного объема газоводоконденсатной смеси и ее физико-химическим характеристикам, учитывается в объеме добытого природного газа.
На объектах сбора и подготовки природного газа его отпуск без проведения учета не допускается.
(Пункт в редакции, введенной в действие с 10 марта 2015 года приказом Минэнерго России от 26 декабря 2014 года N 997.

3.4. Фактические потери природного газа при добыче, транспортировке, переработке и хранении (при закачке и отборе из газохранилищ) определяются собственником природного газа по каждому конкретному месту их образования и оформляются актами.

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

3.6. При контроле параметров технологического процесса сбора и подготовки природного газа газодобывающая организация ведет учет природного газа в составе извлекаемой из недр газовой смеси (далее — оперативный учет природного газа).
Регистрация показаний средств измерений и (или) технических систем и устройств с измерительными функциями о показателях природного газа в составе извлекаемой из недр газовой смеси при оперативном учете природного газа осуществляется в эксплуатационных документах.
Порядок ведения оперативного учета природного газа определяется газодобывающей организацией в соответствии с принятой схемой и технологией разработки месторождения, проектом обустройства месторождения или плана пробной эксплуатации скважин.

3.7. Количественные и качественные показатели природного газа при приеме-передаче для транспортировки, а также в процессе распределения измеряются на линии раздела объектов газоснабжения и (или) распределения между владельцами по признаку собственности или владения на ином законном основании.

3.8. При отсутствии либо неисправности средств измерений и (или) технических систем и устройств с измерительными функциями у газораспределительной организации количество поданного природного газа поставщиком определяется по данным средств измерения и (или) технических систем и устройств с измерительными функциями поставщика газа.

3.9. При отсутствии либо неисправности средств измерений и (или) технических систем и устройств с измерительными функциями у потребителя количество поданного газа поставщиком или газораспределительной организацией определяется по проектной мощности газопотребляющих объектов исходя из времени, в течение которого подавался газ в период отсутствия либо неисправности средств измерения и (или) технических систем и устройств с измерительными функциями.

3.10. Учет количества природного газа, реализуемого населению, осуществляется средствами измерений в условиях их применения.
Количество природного газа, реализуемого населению, при отсутствии средств измерений газа определяется в соответствии с положениями постановления Правительства Российской Федерации от 13 июня 2006 года N 373 «О порядке установления нормативов потребления газа населением при отсутствии приборов учета газа» (Собрание законодательства Российской Федерации, 2006, N 25, ст.2733).

3.11. Количество добытого попутного (нефтяного) газа за отчетный период нефтегазодобывающие организации учитывают раздельно по каждому лицензионному участку недр в соответствии с проектной документацией лицензионного участка по результатам измерений средствами измерений и (или) техническими системами и устройствами с измерительными функциями.
На объектах сбора и подготовки попутного (нефтяного) газа его отбор без проведения учета не допускается.
(Пункт в редакции, введенной в действие с 10 марта 2015 года приказом Минэнерго России от 26 декабря 2014 года N 997.

3.12. Количество добытого попутного (нефтяного) газа за отчетный период нефтегазодобывающие организации определяют суммированием количества добытого попутного (нефтяного) газа по каждому лицензионному участку недр в отчетном периоде, с учетом фактических потерь, количества отпущенного (полученного) другой нефтегазодобывающей организации (от другой нефтегазодобывающей организации) и использованного на собственные производственно-технологические нужды.

3.13. По результатам измерений принятого (переданного) количества попутного (нефтяного) газа от сторонних организаций оформляется акт приема-сдачи попутного (нефтяного) газа.

3.14. Количество попутного (нефтяного) газа, направленного на сжигание, учитывается по показаниям средств измерения и (или) технических систем и устройств с измерительными функциями.

3.15. В целях учета попутного (нефтяного) газа фактические потери попутного (нефтяного) газа при добыче и транспортировке определяются и учитываются нефтегазодобывающей организацией по каждому конкретному месту их образования.

3.16. По завершении отчетного периода нефтегазодобывающая организация составляет баланс добычи попутного (нефтяного) газа.

3.17. В процессе сбора и подготовки природного газа нефтегазодобывающая организация ведет учет попутного (нефтяного) газа в составе извлекаемой из недр нефтегазоводяной смеси в целях контроля параметров технологического процесса (далее — оперативный учет попутного (нефтяного) газа).
Регистрация показаний средств измерений и (или) технических систем и устройств с измерительными функциями о показателях попутного (нефтяного) газа в составе извлекаемой из недр нефтегазоводяной смеси при оперативном учете попутного (нефтяного) газа осуществляется в эксплуатационных документах.
Порядок ведения оперативного учета попутного (нефтяного) газа устанавливается нефтегазодобывающей организацией в соответствии с принятой схемой и технологией разработки месторождения, проектом обустройства месторождения или планом пробной эксплуатации скважин.

3.18. Количество попутного (нефтяного) газа, поступившего на переработку либо поставляемого с переработки, сжигаемого на факельных установках, подлежит учету.

3.19. Фактические технологические потери попутного (нефтяного) газа при добыче, транспортировке, переработке и хранении (при закачке и отборе из газохранилищ) определяются и учитываются собственником попутного (нефтяного) газа по каждому месту их образования.

3.20. Учет при потреблении попутного (нефтяного) газа должен предусматривать измерение и регистрацию его количественных показателей на входе в газопотребляющий объект.
Редакция документа с учетом
изменений и дополнений подготовлена
АО «Кодекс»

Приведение узлов учета газа в соответствие с требованиями ГОСТ 30319.2(.3)-2015

В связи с тем, что с 01.01.2017г. были введены в действие новые стандарты ГОСТ 30319.2(.3)-2015, при эксплуатации узлов учета газа стали возникать вопросы соответствия узлов учета новым стандартам.

В первую очередь, это касается новых узлов учета, при приемке которых поставщик газа и региональные ЦСМ проверяют соответствие действующей нормативной базе. Не все производители вычислителей / электронных корректоров успели подготовится к введению нового ГОСТа. Поэтому сейчас некоторым потребителям, как на этапе проекта, так и уже на этапе монтажа, приходится производить замену заложенных ранее вычислителей / электронных корректоров на те модели, которые модернизированы с учетом нового стандарта.

ООО «ЭЛЬСТЕР Газэлектроника» одно из первых привело программное обеспечение выпускаемых корректоров объема газа в соответствие с ГОСТ 30319.2-2015.

В корректорах объема газа ЕК270, ЕК280 и ЕК290 с диапазонами абсолютного давления до 7,5 МПа, которые поставляются потребителям с 01.01.2017г. для расчета коэффициента сжимаемости применяться метод вычисления коэффициента сжимаемости по ГОСТ 30319.2-2015 взамен УС GERG-91 мод. и метода NX-19 мод, применявшихся ранее.

В связи с этим, проведены изменения в описаниях типа СИ, в методиках поверки, и в эксплуатационной документации на корректоры ЕК270, ЕК280 и ЕК290. (Приказы Федерального Агентства по техническому регулированию и метрологии № 1915 и № 1916 от 19.12.2016г.,).

Что касается новых узлов учета газа, предназначенных для работы при абсолютном давлении выше 7,5 МПа, то в настоящий момент проводится работа по реализации в корректорах объема газа ЕК280 и ЕК290 дополнительно к методу вычисления коэффициента сжимаемости по ГОСТ 30319.2 — 2015, также метода по ГОСТ 30319.3 — 2015 (абсолютное давление до 15 МПа). В корректоры ЕК270 метод по ГОСТ 30319.3 — 2015 добавляться не будет.

Ведение новых стандартов ГОСТ 30319.2(.3)-2015 в той или иной степени затронет также всех собственников уже эксплуатируемых узлов учета.

Согласно письму ТК 024 № 92 от 20.09.2016 г. (см. ниже), приведение действующих узлов учета природного газа в соответствие с требованиями ГОСТ 30319.1(.2; .3) — 2015 должно осуществляться по истечению срока службы и (или) срока годности технических устройств, участвующих в непосредственном определении расхода и количества природного газа, приведенных к стандартным условиям. Хотя в действительности есть примеры, когда поставщик газа и/или региональные ЦСМ требуют приведения узла учета в соответствие с новыми требованиями значительно раньше.

Что касается приведения в соответствие узлов учета с электронными корректорами серии ЕК, выпущенными до 01.01.2017г., то может быть несколько вариантов:

  1. Корректоры ЕК-88/К, ЕК260 (верхний предел диапазона давлений < 75 бар абс.)

В этих корректорах нельзя добавить новый метод вычисления коэффициента сжимаемости. Для приведения узла учета газа в соответствие, необходимо заменить корректоры ЕК-88/К, ЕК260 на новый корректор ЕК270.

  1. Корректоры ЕК270, дата выпуска до 12.07.2013г. (верхний предел диапазона давлений < 75 бар абс.)

В этих корректорах также нельзя добавить новый метод вычисления коэффициента сжимаемости. Для приведения узла учета газа в соответствие, необходимо заменить старый корректор ЕК270 на корректор ЕК270.

  1. Корректоры ЕК270, 12.07.2013г < дата выпуска < 01.01.2017г. (верхний предел диапазона давлений < 75 бар абс.).

Стандартно в данных корректорах при применении на низкое и среднее давление использовался метод NX-19 мод по ГОСТ 30319.2-96. Дополнительно в этих корректорах присутствует метод УС GERG-91 мод. по ГОСТ 30319-96, который идентичен методу расчета по ГОСТ 30319.2-2015 при абсолютных давлениях до 7,5 МПа включительно (см. ниже письмо ООО «Газпром ВНИИГАЗ»). Таким образом, в условиях сервисного центра данные корректоры можно перенастроить на метод УС GERG-91 мод. по ГОСТ 30319-96, провести поверку по методике поверки, приведенной в руководстве по эксплуатации, и применять дальше.

В условиях предприятия-изготовителя возможно проведение модернизации данных корректоров: замены прошивки на новую, содержащую метод вычисления коэффициента сжимаемости по ГОСТ 30319.2-2015.

,

Метрологические требования к узлам учета газа

Учет расхода газа разделяется на коммерческий и технический (внутрипрозводственный).

Система учета расхода газа на предприятиях должна:

· обеспечивать принятое проектом качество учета и контроля – полноту, точность, достоверность и оперативность;

· способствовать максимальной эффективности учета расхода газа при рациональном сочетании различных способов учета для разных объектов;

· систематически совершенствовать с учетом задач повышения эффективности использования энергоресурсов.

Монтаж и эксплуатация оборудования, входящего в состав узлов учета, проводятся в соответствии с требованиями Госстандарта России и инструкциями изготовителей оборудования. Ответственность за надлежащее состояние и исправность узлов учета расхода газа, а также за их своевременную поверку, несут владельцы узлов учета.

На узле учета должна быть предусмотрена регистрация на бумажных носителях всех измеряемых параметров газа.

Согласно требованиям п. 2.7. Правил узел учета должен быть защищен от несанкционированного вмешательства.

Пределы измерений узла учета должны обеспечивать измерение расхода и количества во всем диапазоне расхода газа, причем минимальная граница измерения расхода должна определяться, исходя из предельной допустимой погрешности измерений расхода.

Приборы для учета расхода газа, согласно СНиП 2.04.08-87 «Газоснабжение» размещаются в ГРП или в газифицируемых помещениях. На одном газопроводе допускается установка параллельно не более двух счетчиков.

В ГРП и ГРУ должна предусматриваться установка показывающих и регистрирующих приборов для измерения входного и выходного давления и температуры газа. В ГРП и ГРУ, которых не производится учет расхода газа, допускается не предусматривать регистрирующий прибор для замера температуры.

Допускается не устанавливать регистрирующие приборы давления газа в ГРП, входящих в состав АСУТП и ТМ, а также в ГРУ и других ГРП в зависимости от их функционального назначения и расположения в системе газоснабжения, по согласованию с местными органами газового надзора.

В соответствии с требованиями СНиП П-35-76 в котельных должны быть установлены регистрирующие приборы для измерения давления и температуры газа в общем газопроводе котельной, расхода газа в общем газопроводе котельной (суммирующий), расход жидкого топлива в прямой и обратной магистралях (суммирующий).

Измерение и учет количества газа производятся по методикам выполнения измерений аттестованным в установленном порядке.

Определение количества газа должно проводиться для стандартных условий. Согласно ГОСТ 2939-63 и ГОСТ 3900 стандартными условиями считаются: температура среды Тс = 20оС и давление среды Рс = 0,101325 МПа =760 мм. рт. ст.

Добавить комментарий

Ваш адрес email не будет опубликован. Обязательные поля помечены *