Order No 74 of the Ministry of Industry, Energy and Fuel Resources validating the Regulation on registration of natural gas

1.1. Настоящие "Правила учета природного газа в Кыргызской Респуб- лике" (далее по тексту - Правила) разработаны в соответствии с Граж- данским кодексом Кыргызской Республики, Законами Кыргызской Республики "Об энергетике", "Об энергосбережении", "Об обеспечении единства изме- рений", "О защите прав потребителей" и определяют взаимоотношения между газодобывающими, газотранспортными, газораспределительными организация- ми (далее по тексту - Поставщик) и потребителями газа (далее по тексту - Потребитель).

1.2. Правила определяют требования к организации учета количества и расхода природного газа (далее по тексту - газа), контроля его пара- метров, а также общие технические требования к коммерческим узлам учета газа (далее по тексту - УУГ). Требования Правил распространяются на Поставщика и Потребителя при взаимных расчетах за поставку, транспортировку и использование газа.

1.3. Правила действуют на территории Кыргызской Республики и обя- зательны для исполнения индивидуальными предпринимателями, физическими и юридическими лицами, занятых: коммерческим учетом природного газа, проектированием газоиспользующих объектов, выполнением монтажных, ре- монтных, наладочных работ и эксплуатацией УУГ, а также для бюджетных потребителей и населения при использовании газа. 2. Определения и сокращения В настоящих правилах применяются следующие термины с соответствую- щими определениями: Авторизация - делегирование уполномоченным органом по обеспечению единства измерений юридическому лицу прав на проведение поверки и (или) испытаний с целью утверждения типа средств измерений. Абсолютная погрешность измерения - погрешность измерения, выражен- ная в единицах измеряемой величины. Бытовой потребитель газа (население - абонент) - Потребитель при- соединенный к сети газоснабжения Поставщика и использующий газ на быто- вые нужды (пищеприготовление, горячее водоснабжение, отопление помеще- ний). Вычислитель расхода (корректор) - устройство, обеспечивающее рас- чет расхода и количества газа, приведенного к стандартным условиям на основе входной информации о рабочем расходе, давлении, перепаде давле- ния, температуре и составе газовой смеси. Газодобывающая организация (Лицензиат) - специализированная орга- низация, занимающаяся деятельностью по производству (добыче), перера- ботке, хранению, транспортировке, продаже природного газа Потребителям и имеющая на данные виды деятельности лицензию, выданную уполномоченным государственным органом. Газотранспортная организация (Лицензиат) - специализированная ор- ганизация, эксплуатирующая магистральные газопроводы и сооружения на них, и осуществляющая деятельность по транспортировке природного газа и имеющая на данный вид деятельности лицензию, выданную уполномоченным государственным органом. Газораспределительная (газоснабжающая) организация (Лицензиат) - специализированная организация, осуществляющая эксплуатацию газораспре- делительной системы и занимающаяся деятельностью по распределению, про- даже природного газа и имеющая на данные виды деятельности лицензию, выданную уполномоченным государственным органом. Газ - горючий природный, нефтяной (попутный), добываемый и собира- емый газо-нефтедобывающими организациями и вырабатываемый газо-нефтепе- рерабатывающими заводами. Газоиспользующее оборудование - комплекс устройств, использующих природный газ для технологических и производственных нужд, а также обо- рудование, применяемое населением для отопления, горячего водоснабже- ния, пищеприготовления. Граница балансовой принадлежности газопровода (граница собствен- ности) - линия раздела газопровода между Поставщиком и Потребителем по признаку собственности, аренды, которая оформляется актом разграничения зон обслуживания. Государственный метрологический надзор - деятельность, осуществля- емая, уполномоченными государственными органами в целях проверки соблю- дения требований по обеспечению единства измерения. Документы по стандартизации и метрологии (ДСМ) - документы, дейс- твующие на территории Кыргызской Республики, к которым относятся: меж- дународные (региональные), национальные стандарты, в т.ч. других стран, правила, нормы и рекомендации в области стандартизации и метрологии, стандарты организации. Давление газа - абсолютное давление газа, измеренное в месте рас- положения отверстия для отбора давления. Диапазон измерений средства измерений - область значений величины, в пределах которой нормированы допускаемые пределы погрешности средства измерений. Измерительный комплекс - средство измерений, представляющее собой совокупность измерительных трубопроводов, по которым течет измеряемая среда, сужающих устройств (СУ) и средств измерений (СИ) контролируемых параметров (перепада давления, давления, температуры, состава газа, плотности), средств обработки результатов измерений (планиметров, вы- числительных устройств ручного и автоматического действий), соедини- тельных линий и вспомогательных устройств по подготовке измеряемой сре- ды к измерениям (фильтров, сепараторов, струевыпрямителей, кранов и т.п.). Измерительный прибор - средство измерений, предназначенное для по- лучения значений измеряемой физической величины в установленном диапа- зоне. Измерительный трубопровод - участок трубопровода, границы и гео- метрические характеристики которого, а также размещение на нем прибора учета газа, сужающего устройства, местных сопротивлений, средств изме- рений параметров газа нормируются нормативными документами на конкрет- ный прибор учета газа. Избыточное давление газа - часть абсолютного давления газа, на ко- торую оно превышает атмосферное давление. Калибровка средств измерений - совокупность операций, устанавлива- ющих соответствие между значением величины, полученным с помощью данно- го средства измерений и соответствующим значением величины, определен- ным с помощью эталона с целью определения действительных метрологичес- ких характеристик этого средства измерений. Метрологическая экспертиза - анализ и оценивание правильности при- менения метрологических требований, правил и норм, связанных с единс- твом и точностью измерений. Метрологическая аттестация средств измерения - исследование средс- тва измерений, выполняемое для определения метрологических свойств это- го средства измерений, и выдача документа с указанием полученных дан- ных. Минимальный расход счетчика - минимальная нагрузка счетчика, при которой погрешность счетчика не выходит за пределы допустимых значений. Максимальный расход счетчика - максимальная допустимая кратковре- менная (не более 1 часа в сутки) нагрузка счетчика, при которой погреш- ность счетчика не выходит за пределы допустимых значений. Местное сопротивление - трубопроводная арматура или другой элемент трубопровода, изменяющий кинематическую структуру потока газа (задвиж- ка, кран, колено, диффузор и т.д.). Номинальный расход - максимальная допустимая постоянная нагрузка счетчика, при которой погрешность счетчика не выходит за пределы допус- тимых значений. Относительная погрешность измерения - погрешность измерения, выра- женная отношением абсолютной погрешности измерения к действительному или измеряемому значению измеряемой величины. Приведенная погрешность средства измерения - относительная погреш- ность, выраженная отношением абсолютной погрешности средства измерений к условно принятому значению величины, постоянному во всем диапазоне измерений или в части диапазона. Потребитель (коммерческий, бюджетный и бытовой потребитель) - фи- зическое или юридическое лицо, получающее газ по газопроводу, непос- редственно присоединенному к газопроводу Поставщика, использующее газ в качестве топлива или сырья и имеющее с ним Договор на поставку газа. Поставщик - газодобывающая, газотранспортная, газораспределитель- ная организация, обеспечивающая поставку и продажу природного газа Пот- ребителю. Поверка средств измерений - совокупность операций, выполняемых с целью, подтверждения соответствия действительных значений метрологичес- ких характеристик средств измерений, установленным обязательным требо- ваниям ДСМ. Погрешность средства измерения - отклонение результата измерения от истинного (действительного) значения измеряемой величины. Порог чувствительности средства измерений - характеристика средс- тва измерений в виде наименьшего значения изменения физической величи- ны, начиная с которого может осуществляться ее измерение данным средс- твом. Прямолинейный участок трубопровода - прямая труба, не содержащая местных сопротивлений (колен, вентилей, уступов и т.п.). Преобразователь расхода газа (датчик расхода) - средство измерения расхода газа, предназначенное для выработки сигнала по расходу и объему газа в форме удобной для передачи, дальнейшего преобразования, обработ- ки и (или) хранения, но неподдающейся непосредственному восприятию наб- людателем. Перепад давления на сужающем устройстве - разность между значения- ми статистического давления газа до и после сужающего устройства. Приборы учета газа - средства измерений, которые выполняют одну или несколько функций: измерение, накопление, хранение, отображение ин- формации о расходе (объеме), температуре, давлении газа и времени рабо- ты приборов, в т.ч. и бытовые приборы учета газа (газовый счетчик). Приемка в эксплуатацию узла учета газа - процедура, определяющая готовность коммерческого узла учета газа к эксплуатации, завершающаяся подписанием акта установленного образца. Расход газа - объем газа при рабочих условиях, протекающий по га- зопроводу в единицу времени. Расход газа, приведенный к стандартным условиям - расход газа, приведенный к условиям по ГОСТ 2939, т.е. абсолютное давление 0,101325 МПа, температура 20 град. Цельсия, влажность газа равна 0 (далее стан- дартные условия). Рабочие условия - давление и температура газа при которых выполня- ют измерение его расхода. Расчетный период - период времени, за который определяется коли- чество использованного газа и производятся взаиморасчеты за использо- ванный газ между Потребителем и Поставщиком. Средство измерений - техническое средство, предназначенное для из- мерений, имеющее нормированные метрологические характеристики. Сужающее устройство - техническое устройство, устанавливаемое в измерительном трубопроводе, со сквозным отверстием для создания перепа- да давления газа путем местного уменьшения площади сечения трубопровода (сужения потока). Стандартная диафрагма - тип сужающего устройства, выполненного в виде тонкого диска, с круглым отверстием, имеющим со стороны входа по- тока газа острую прямоугольную кромку, геометрические характеристики и условия применения которого регламентированы стандартом ГОСТ 8.586.2. Точность средства измерений - характеристика качества средства из- мерений, отражающая близость его погрешности к нулю. Узел учета газа - комплект средств измерений и устройств, обеспе- чивающий учет количества газа, а также контроль и регистрацию его пара- метров. Утверждение типа средств измерений - решение, вынесенное уполномо- ченным государственным органом о том, что тип средств измерений соот- ветствует установленным требованиям. Условно-постоянный параметр - параметр считается условно-постоян- ным, если его значение принимается неизменным в течение выбранного ин- тервала времени измерения (отчетного периода). Условно-постоянные вели- чины могут быть приняты равными ожидаемым значениям, прогнозируемым на основе ранее выполненных измерений или общих знаний об условиях измере- ний. В настоящих правилах применяются следующие сокращения: ВР - вычислитель расхода; ГЭИ (Госэнергоинспекция) - Государственная инспекция по энергетике и газу при Министерстве промышленности, энергетики и топливных ресурсов Кыргызской Республики; ДСМ - документы по стандартизации и метрологии; ИК - измерительный комплекс; ИТ - измерительный трубопровод; МС - местное сопротивление; СУ - сужающее устройство; СИ - средства измерения; УУГ - узел учета газа; НИСМ КР - Национальный институт стандартов и метрологии Кыргызской Республики (Кыргызстандарт). 3. Общие положения

3.1. Учет газа организуется с целью: - осуществления финансовых расчетов между Поставщиком и Потребите- лем; - контроля за расходными режимами систем газоснабжения; - составления и анализа баланса газа; - контроля за рациональным и эффективным использованием газа.

3.2. Строительно-монтажные работы, демонтаж или реконструкция га- зопроводов, средств измерений (СИ) и оборудования, входящего в состав узла учета газа (УУГ) проводятся по заданию Заказчика на основании про- ектной документации, разработанной специализированной организацией, имеющей лицензию в соответствии с Законом Кыргызской Республики "О ли- цензировании" и "Правилами безопасности в газовом хозяйстве" (ПБГХ). Работы проводятся с обязательным соблюдением требований действующей до- кументации по стандартизации и метрологии (ДСМ).

3.3. Проекты на узлы учета газа, с минимальным часовым расходом газа более 40 куб.м/час, представляются в Госэнергоинспекцию на метро- логическую экспертизу.

3.4. Проект УУГ должен предусматривать: - применение современных систем учета газа; - все необходимые сведения и чертежи для изготовления деталей УУГ (сужающее устройство (СУ), камеры СУ и т.д.).

3.5. Выбор СИ узла учета газа, с соблюдением требуемой точности измерений, осуществляет проектная организация совместно с Потребителем и согласовывается с Поставщиком.

3.6. Учет газа должен осуществляться по одному УУГ (на вводе до ГРП, ШРУ). В исключительных случаях, если технологически не возможно вести учет газа с одного УУГ, допускается по согласованию с Поставщиком уста- новка дополнительного (второго) УУГ.

3.7. В УУГ должны применяться СИ утвержденного типа, прошедшие по- верку в порядке, установленном Законом Кыргызской Республики "Об обес- печении единства измерений". Решение об утверждении типа СИ принимается Национальным органом по обеспечению единства измерения и удостоверяется сертификатом об утверждении типа.

3.8. Допускается применение СИ, производимых в Кыргызской Респуб- лике или приобретаемых по импорту в единичных экземплярах или мелкими партиями по результатам первичной поверки или метрологической аттеста- ции.

3.9. Все СИ должны проходить поверку с периодичностью, установлен- ной требованиями Правил по метрологии ПР146.8.001. Средства измерения УУГ, у которых истек срок действия поверки, к эксплуатации не допуска- ются.

3.10. Деятельность по изготовлению, ремонту и продаже СИ осущест- вляется юридическими лицами и индивидуальными предпринимателями в уста- новленном законодательством порядке. Утверждение типа СИ, впервые вве- зенных и применяемых на территории Кыргызской Республики, проводится Национальным органом по обеспечению единства измерения.

3.11. Метрологические службы и лаборатории юридических лиц могут быть авторизованы на проведение испытаний с целью утверждения типа и/или поверки СИ в определенной области измерений. Проведение авториза- ции осуществляется в порядке, устанавливаемом Национальным органом по обеспечению единства измерения.

3.12. Диапазоны измерений применяемых СИ должны соответствовать диапазонам изменений контролируемых параметров. Максимальные и мини- мальные значения измеряемых параметров должны перекрываться диапазонами СИ.

3.13. СИ следует применять в соответствии с требованиями техничес- кой документации по условиям эксплуатации и безопасности их применения, установленным его изготовителем. 4. Организация учета газа по промышленным приборам учета газа

4.1. Взаимные обязательства между Поставщиком и Потребителем по условиям расчета за использованный газ, а также по соблюдению режимов поставки и использования газа определяются Договором, заключенным между ними, не противоречащим законодательству Кыргызской Республики.

4.2. Не допускается поставка газа Потребителю без приборов учета газа. Количество газа, поставляемого Потребителю, определяется по прибо- рам учета Потребителя, а в случае, если Поставщик считает необходимым, то по приборам учета Поставщика. Количество газа поставляемого газотранспортной организацией в га- зораспределительную организацию определяется по УУГ газотранспортной организации, при отсутствии УУГ у газотранспортной организации допуска- ется поставка газа по УУГ газораспределительной организации или Потре- бителя. Установка и снятие приборов учета газа на измерительных газопрово- дах газотранспортной организации производится в присутствии представи- теля газораспределительной организации.

4.3. Объем поданного - использованного газа для расчетов с Потре- бителями должен быть приведен к стандартным условиям согласно требова- ниям ГОСТ 2939.

4.4. Количество поданного - использованного газа оформляется ак- том. Акт является основанием для расчета и в необходимых случаях, пере- расчета за поданный газ.

4.5. При давлении газа в УУГ более 5 кПа, процесс измерений конт- ролируемых параметров и обработки результатов измерений в УУГ должен быть автоматическим или полуавтоматическим. В исключительных случаях при техническом обосновании невозможности применения данного процесса измерения, выбор средства измерения расхода газа производится по согла- сованию с Поставщиком.

4.6. При давлении газа в УУГ равном или менее 5 кПа, измерение па- раметров газа допускается проводить с раздельным измерением контролиру- емых параметров: а) самопишущими средствами измерения; б) показывающими средствами измерения, при этом объем потребленно- го газа приводится к стандартным условиям по условно-постоянным значе- ниям параметров газа (давлению и температуре), которые оговариваются двухсторонним соглашением, подписанным Поставщиком и Потребителем. Зна- чения давления и температуры газа принимаются по максимально возможному давлению и минимально возможной температуре газа в УУГ.

4.7. На УУГ с раздельным измерением контролируемых параметров должны фиксироваться и определяться: - объем газа в рабочих условиях; - среднесуточный перепад давления газа на сужающем устройстве (СУ); - среднесуточная температура газа; - среднесуточное избыточное давление газа; - время работы прибора учета газа.

4.8. УУГ должен обеспечивать измерение объема газа во всем диапа- зоне расходов, с погрешностью измерения, не превышающей предельно до- пустимой погрешности измерения расхода газа. При расходах газа, меньших минимально-допустимого предела измерения УУГ, расчет объемов газа про- изводится по минимально-допустимому расходу.

4.9. СИ, необходимые для измерения расхода и количества газа выби- рают исходя из условий их эксплуатации и технико-экономической целесо- образности, в соответствии с 4.5, 4.6.

4.10. Для автоматизации процедуры измерения и определения расхода газа в реальном масштабе времени применяют вычислительные устройства, которые принимают сигналы от измерительных преобразователей параметров газа, автоматически обрабатывают их и выдают необходимую информацию.

4.11. При использовании в составе ИК вычислителя расхода результа- ты измерений и вычислений должны фиксироваться на бумаге с помощью ав- томатических средств печати.

4.12. В ИК с полуавтоматическим расчетом количества газа услов- но-постоянные параметры должны вводиться ответственными лицами Постав- щика и Потребителя. Время ввода условно-постоянных параметров и их зна- чения должны регистрироваться в эксплуатационном журнале с подписью от- ветственных лиц.

4.13. УУГ должен быть защищен от несанкционированного вмешательст- ва. В измерительном комплексе (ИК) с полуавтоматическими и автомати- ческими измерениями допускается применять системы любого принципа дейс- твия с защитой памяти и программ от несанкционированного вмешательства. Поставщик имеет право в присутствии Потребителя пломбировать СИ узла учета газа и запорную арматуру в рабочем положении. На УУГ работающих по методу переменного перепада давления, блок преобразователей давления и разности давления газа необходимо заключать в металлический, закрывающийся шкаф с возможностью пломбирования двери. После установки кранов дифманометров в рабочее положение и проверки всех соединений на герметичность, двери шкафа должны быть опломбирова- ны. Шкаф должен иметь вентиляционный канал.

4.14. На байпасной линии УУГ (если она предусмотрена проектом) должен быть обеспечен контроль герметичности ее, т.е. установлены два отключающих устройства и между ними сбросной трубопровод, на котором предусматриваются отключающее устройство и манометр перед ним.

4.15. Время выхода из строя УУГ и нарушения пломб на оборудовании и СИ узла учета газа фиксируются Потребителем соответствующей записью в эксплуатационном журнале с немедленным уведомлением об этом Поставщика. Потребитель обязан сообщить Поставщику показания приборов УУГ на момент выхода его из строя.

4.16. Расчет неучтенного газа при выходе из строя прибора учета расхода и параметров газа, а также при хищении газа проводится по при- ложению Б.4 "Правил поставки и пользования природным газом в Кыргызской Республике".

4.17. Измерение расхода газа ротационным или турбинным газовым счетчиком

4.17.1. Монтаж УУГ должен соответствовать требованиям технической документации на данный вид газового счетчика и правилам ПР50.2.019.

4.17.2. Измерение и расчет использованного количества газа на узле учета газа (УУГ) с ротационным и/или турбинным газовым счетчиком должны производиться в соответствии с требованиями ПР50.2.019.

4.17.3. Если УУГ не оснащен корректором или самопишущими маномет- ром и термометром, то Потребитель обязан каждые 2 часа фиксировать в эксплуатационном журнале по показаниям измерительных приборов значения давления, температуры и часового расхода газа.

4.17.4. Потребитель обязан ежемесячно представлять Поставщику ко- личество потребленного газа и выписку из эксплуатационного журнала о среднесуточной температуре и давлении газа, а также расчет поправочного коэффициента, выполненный в соответствии с приложением В.

4.17.5. На УУГ оформляется паспорт в соответствии с приложением Б настоящих Правил.

4.17.6. Учет использованного газа по другим видам газовых счетчи- ков осуществляется в соответствии с технической документацией на данные виды счетчиков.

4.18. Измерение расхода газа методом переменного перепада давления

4.18.1. Измерение расхода газа методом переменного перепада давле- ния с использованием стандартных СУ производится в соответствии с тре- бованиями ГОСТ 8.586.1, ГОСТ 8.586.2, ГОСТ 8.586.3, ГОСТ 8.586.4, ГОСТ 8.586.5.

4.18.2. В системах с раздельными процессами измерений контролируе- мых параметров и обработки результатов измерений применяют интегрирую- щие или самопишущие приборы для измерения параметров, изменяющихся во времени, а также планиметры или другие устройства для считывания графи- ческой информации. Расчет суточного расхода газа должен производиться по лицензионной компьютерной программе.

4.18.3. На ИК должен храниться комплект технической документации на УУГ, сформированный и оформленный владельцем ИК, в соответствии с приложением А. 5. Требования к метрологическим характеристикам приборов учета газа

5.1. Допустимая относительная погрешность УУГ должна быть в преде- лах от 1 до 5% в соответствии с 3.2 ГОСТ 8.143. При максимальном потреблении газа более 500 куб.м/час, объем пот- ребленного газа должен измеряться с относительной погрешностью измере- ния не более 3%.

5.2. Погрешность применяемых СИ, входящих в УУГ, выбирают с учетом обеспечения необходимой его точности.

5.3. Погрешность преобразователей давления и перепада давления оп- ределяется с учетом дополнительных погрешностей, возникающих в резуль- тате особенностей эксплуатации этих измерительных преобразователей.

5.4. Погрешность УУГ с применением СУ определяется по соответству- ющей компьютерной программе, а при применении промышленных ротационных и турбинных газовых счетчиков в соответствии с разделом 9 ПР50.2.019.

5.5. Бытовые газовые счетчики должны обеспечивать измерение расхо- да газа с погрешностью не более установленной требованиями ГОСТ 8.324, ГОСТ Р 50818. 6. Приемка в эксплуатацию узла учета газа

6.1. Технический надзор за монтажом УУГ проводят соответствующие службы Потребителя. Поставщик может осуществлять технический надзор за монтажом УУГ на основании договора заключенного с Потребителем, с учетом применения прейскуранта цен на услуги, согласованного уполномоченным государствен- ным органом.

6.2. Законченный строительством (вновь вводимый, реконструирован- ный или модернизированный) измерительный комплекс с сужающим устройс- твом и УУГ с ротационными или турбинными газовыми счетчиками принимают- ся в эксплуатацию приемочными комиссиями в соответствии с требованиями приложения А и приложения Б. Приемка в эксплуатацию УУГ с другими типами газовых счетчиков про- водится на основании технической документации на эти счетчики.

6.3. Приемка УУГ в эксплуатацию проводится в два этапа - приемка в опытную эксплуатацию и окончательная приемка УУГ для коммерческого уче- та газа. Приемка УУГ в опытную эксплуатацию осуществляется в порядке, ука- занном в приложении А и в приложении Б. В акте приемки УУГ в опытную эксплуатацию указывается срок окончательной приемки УУГ. УУГ принимается после окончания срока его опытной эксплуатации при ее положительных результатах и устранении всех замечаний, указанных в акте. В комиссию по приемке УУГ входят представители: - монтажной организации; - Поставщика; - Потребителя; - Госэнергоинспекции.

6.4. Вызов представителей комиссии для приемки в эксплуатацию УУГ осуществляет подрядчик, а при его отсутствии - владелец, не менее чем за 5 дней до предполагаемого дня приемки УУГ, с предварительным предос- тавлением (для ознакомления комиссии) комплекта технических документов, указанных в приложении А или в приложении Б.

6.5. В случае выявления несоответствия монтажа УУГ требованиям действующей нормативной документации, УУГ к эксплуатации не допускается и в акте приводится полный перечень выявленных недостатков. Повторная приемка в эксплуатацию УУГ производится по мере устране- ния всех недостатков, перечисленных в акте.

6.6. УУГ считается принятым в эксплуатацию и пригодным для ведения коммерческого учета газа с момента подписания акта его приемки приемоч- ной комиссией. 7. Эксплуатация узла учета газа

7.1. Владелец обязан эксплуатировать УУГ в соответствии с требова- ниями эксплуатационной документации, ДСМ и настоящих Правил.

7.2. Потребитель с месячным газопотреблением более 10 тыс. куб.м обязан ежесуточно представлять в службу Поставщика сведения о потреб- ленном количестве газа в определенное время, согласно заключенного До- говора на поставку газа. Поставщик фиксирует в оперативном журнале полученные сведения от Потребителя по форме журнала приложение Г. При вводе в эксплуатацию нового УУГ в эксплуатационном журнале от- мечается время начала записей показаний, установленного прибора учета газа. Снятие показаний прибора учета газа с месячным расходом газа менее 10 тыс. куб.м производится Поставщиком не реже одного раза в месяц.

7.3. Поставщик и Потребитель имеют право, для определения погреш- ности СИ в течение межповерочного интервала, производить калибровку СИ. Результат калибровки СИ, может служить основанием для требования внео- чередной поверки СИ. При требовании внеочередной поверки СИ в случае исправности СИ, оплату за их поверку производит требующая сторона, а при неисправности - сторона эксплуатирующая.

7.4. При несвоевременном сообщении Потребителем о нарушениях в ра- боте УУГ, его неисправности, УУГ считается неисправным с момента его последней проверки Поставщиком.

7.5. Необходимость внеочередной поверки может возникнуть вследс- твие следующих причин: - подозрение в выходе погрешности СИ за пределы допустимых значе- ний; - нарушения климатических условий эксплуатации СИ.

7.6. Контроль за состоянием УУГ включает контроль за периодич- ностью поверки СИ, работоспособностью и пригодностью СИ к эксплуатации, профилактические работы. СИ, входящие в УУГ, должны проходить периодическую поверку и иметь оттиски поверительного клейма или записи в паспорте, или свидетельства о поверке.

7.7. Профилактические работы, обеспечивающие условия, необходимые для нормальной работы СИ и исключающие появления систематических пог- решностей, проводятся владельцем УУГ в установленные в нормативной до- кументации на СИ сроки и по мере необходимости. Проведение профилакти- ческих работ фиксируются в эксплуатационном журнале Потребителя. В перечень профилактических работ входят такие операции, как: - проверка и корректировка нуля и правильность установки диаграмм; - проверка пригодности СИ к применению (при нарушении работоспо- собности); - устранение внешних факторов, влияющих на погрешность СИ (перег- рев, изменение напряжения питания, вибрация, и др.); - очистка измерительного трубопровода, слив конденсата с отстояв- шейся грязью и взвешенными частицами; - очистка соединительных линий, фильтров, продувочных кранов и от- верстий от загрязнения; - заправка чернилами самопишущих СИ и т.п. - в соответствии с тре- бованиями ДСМ на СИ.

7.8. После ремонта, поверки СИ и восстановления работоспособности УУГ Потребителя, ввод его в эксплуатацию осуществляется представителями Потребителя и Поставщика. 8. Организация учета газа и приемка в эксплуатацию бытовых газовых счетчиков

8.1. Взаимные обязательства между Поставщиком и Потребителем по расчетам за использованный газ, а также по соблюдению режимов поставки и использования газа определяются Договором, заключенным между ними.

8.2. Учет количества газа, продаваемого населению, производится по показаниям бытовых газовых счетчиков, при отсутствии газового счетчика у Потребителя - расчет за использованный газ производится на основании норм потребления природного газа населением на отопление, пищеприготов- ление и горячее водоснабжение. Нормы потребления газа населением на одного человека и единицу (1 кв.м) отапливаемой площади, а также нормы потребления газа на содержа- ние скота в личном подсобном хозяйстве, разрабатываются газоснабжающей организацией и утверждаются уполномоченным государственным органом (ли- цензиаром).

8.3. В строящихся жилых домах обязательна установка бытовых газо- вых счетчиков для учета расхода газа.

8.4. Приемка в эксплуатацию бытового газового счетчика осуществля- ется комиссией в составе представителей: - газораспределительной организации (Поставщик); - Потребителя; - монтажной организации. При этом проверяется: - качество монтажа и его соответствие требованиям проектной доку- ментации и инструкции по установке бытовых газовых счетчиков, разрабо- танной и утвержденной Поставщиком; - соответствие диапазонов измерений прибора учета диапазонам изме- ряемого расхода газа; - наличие установленных пломб, о чем составляется и подписывается комиссией акт приемки в эксплуатацию бытового газового счетчика и Дого- вор между Поставщиком и Потребителем на установку и эксплуатацию газо- вого счетчика в соответствии с приложением Д. В акте необходимо указывать: - тип газового счетчика и заводской номер; - номер пломбы Поставщика; - первичные показания газового счетчика; - дата проведения поверки газового счетчика; - газоиспользующее оборудование и его максимальный часовой расход газа.

8.5. Учет потребления газа по газовому счетчику Потребителем (або- нентом) производится с момента подписания Акта и Договора.

8.6. Газовые счетчики, установленные населению Поставщиком, нахо- дятся на балансе Поставщика.

8.7. Газовый счетчик должен проходить периодическую поверку. Ремонт и периодическая поверка бытовых газовых счетчиков проводит- ся за счет Поставщика. Если при осмотре газового счетчика обнаружено и доказано, что при- чиной ремонта является неправильная его эксплуатация Потребителем, то стоимость ремонта и поверки оплачивает Потребитель. В спорных ситуациях газовый счетчик направляется на техническую экспертизу независимой организации в соответствии с приложением Б.3 "Правил поставки и пользования природным газом в Кыргызской Республи- ке".

8.8. При снятии газового счетчика на периодическую поверку или ре- монт (не по вине Потребителя), Поставщик устанавливает временный газо- вый счетчик на период его поверки или ремонта. В случае отсутствия у Поставщика обменного фонда приборов учета газа, устанавливается перемычка на газопроводе и оплата за использован- ный газ ведется в соответствии с приложением Б.4 "Правил поставки и пользования природным газом в Кыргызской Республике".

8.9. В случае выявления несанкционированного вмешательства в рабо- ту газового счетчика или обнаружения хищения газа любыми методами, ко- личество потребленного газа определяется по приложению Б.4 "Правил пос- тавки и пользования природным газом в Кыргызской Республике". 9. Ответственность сторон

9.1. Ответственность за правильную и безопасную эксплуатацию при- боров учета газа и их поверку возлагается на Потребителя. Ответственность за своевременную периодическую поверку бытового газового счетчика, установленного населению, несет Поставщик.

9.2. Инженерно-технические работники и специалисты, занимающиеся учетом газа, проектированием, монтажом и эксплуатацией УУГ, а также преподаватели курсов, занятые подготовкой кадров для Поставщиков и Пот- ребителей, должны перед допуском к работе пройти проверку знаний в объ- еме настоящих Правил и выполняемых работ. Периодическая проверка знаний инженерно-технических работников проводится комиссией 1 раз в 3 года, с участием представителя Госэнер- гоинспекции. Результаты проверки знаний оформляются протоколом с выдачей удос- товерения.

9.3. Разногласия по техническим вопросам и ведению учета газа рассматриваются Госэнергоинспекцией, судебными органами в соответствии с требованиями законодательства Кыргызской Республики. Приложение А (обязательное) ПОРЯДОК приемки в эксплуатацию законченного строительством (вновь вводимого или реконструированного) измерительного комплекса с сужающим устройством А.1. Общие положения А.1.1. Порядок приемки в эксплуатацию вновь вводимого или реконс- труированного измерительного комплекса (ИК) с сужающим устройством (СУ) определяет требования к приемке его в эксплуатацию. Требования расп- ространяются на Поставщика и Потребителя газа. А.1.2. Порядок приемки в эксплуатацию нового или реконструирован- ного измерительного комплекса с сужающим устройством разработан в соот- ветствии требованиям Правил по метрологии ПР50.2.022, ГОСТ 8.586.1-ГОСТ 8.586.5. А.2. Основные требования А.2.1. При приемке в эксплуатацию ИК с СУ его владелец должен предъявить комиссии за пять дней до приемки следующее документы: а) рабочий проект на ИК, согласованный с Госэнергоинспекцией и главным инженером Поставщика; б) комплект технической документации на ИК в соответствии с разде- лом 5 ПР50.2.022, который включает: - паспорт ИК; - акт измерений внутреннего диаметра измерительного трубопровода (ИТ); - расчет СУ; - паспорт СУ; - акт установки СУ; - чертеж (рабочий) СУ и камеры; - паспорта применяемых средств измерений (СИ) и устройств по руч- ной и/или автоматической и/или полуавтоматической обработке результатов измерений; - технические описания и/или инструкции по эксплуатации СИ, входя- щих в состав ИК; - акт приемки законченных строительством газопроводов и газового оборудования приемочной комиссией; - база данных, введенная в корректор. А.2.2. Паспорт ИК включает: - характеристику ИК, рекомендуемая форма А.3; - схему ИК; - перечень применяемых СИ рекомендуемая форма А.4; - перечень условно-постоянных параметров; - наименование нормативной документации и формулы, по которым оп- ределяют количество газа (при использовании автоматических вычислителей расхода газа раздел не включается). На титульном листе паспорта рекомендуется указывать: - наименование Поставщика; - наименование ИК; - дата ввода в эксплуатацию. А.2.2.1. В характеристике ИК указывается: - номера ИТ; - диапазон измерения объемного расхода газа; - перечень контролируемых параметров газового потока и диапазоны их измерений; - диаметр отверстия СУ; - диаметр ИТ; - типы местных сопротивлений (МС); - длины прямых участков. А.2.2.2. На схеме ИК показывают ИТ, с указанием их номеров и четы- ре участка ИТ - между СУ и ближайшим перед ним МС (R1) перед СУ, между первым (R1) МС и вторым (R2) МС, между вторым (R2) МС и третьим (R3) МС, между СУ и ближайшим за ним МС с указанием их длин. На схеме УУГ должны быть показаны места установки СИ температуры и давления и расстояния от них до СУ. Расположения перечисленных узлов рекомендуется обозначать расстоя- ниями от СУ и выражать в мм и долях диаметра ИТ. Размеры в долях диа- метра ИТ указывают в скобках. На схеме указываются фактические размеры ИТ, измеренные представителями Поставщика и Потребителя. А.2.2.3. В приложении к паспорту ИК должны быть приложены справоч- ные материалы и дополнительные документы (акты проверок, протоколы, свидетельства о поверке) необходимые при эксплуатации ИК. А также ука- зывают номера и даты протоколов, актов, паспортов, где зафиксированы результаты измерений и регламентируемые дополнительные погрешности (например: от несоблюдения норм на длины прямых участков, от смещения осей отверстий СУ и трубопровода, от наличия уступов и т.д.). А.2.3. Акт измерений внутреннего диаметра ИТ, содержит сведения о материале ИТ, температуру при которой проводилось измерение, результаты измерений диаметра ИТ и его значение, приведенное к 20 град. Цельсия, значение коэффициента линейного теплового расширения материала трубоп- ровода, результаты определения шероховатости внутренней поверхности ИТ. Форма акта измерения внутреннего диаметра ИТ дана в приложении А ПР50.2.022. Обследование внутренней поверхности измерительного трубопровода, определение его цилиндричности, измерение внутреннего диаметра трубоп- ровода проводится в соответствии (с 6.4 ГОСТ 8.586.2). А.2.4. Паспорт СУ оформляется по приложению Б ПР50.2.022. А.2.5. Акт установки СУ оформляется по приложению В ПР50.2.022. А.2.6. Расчеты СУ согласованные Поставщиком с Потребителем. А.2.7. Паспорт на ИК должен быть подписан главным инженером предп- риятия Потребителя. Схема ИК, паспорт на СУ, акт установки СУ, акт измерения внутрен- него диаметра ИТ, база данных, введенная в корректор, должны быть под- писаны ответственными представителями Поставщика и Потребителя. А.3. Комиссия по приемки ИК проверяет: А.3.1. Соответствие монтажа СИ, оборудования ИК, прямолинейных участков ИТ, соединительных линий требованиям проектной документации и ГОСТ 8.586.1, ГОСТ 8.586.2. А.3.2. Длину прямых участков в соответствии с 6.2 ГОСТ 8.586.2. При измерении длин прямых участков учесть, что протяженность мест- ного сопротивления (МС) не входит в общую длину прямого участка. А.3.3. Правильность определения типов местных сопротивлений в рас- чете на СУ. А.3.4. Соответствие заводских номеров СИ, номерам, указанным в их паспортах или свидетельствах о поверке, наличие пломб и свидетельств о поверке. А.3.5. Соответствие условий проведения измерений, паспортным дан- ным СИ. А.3.6. Соответствие диапазонов измерений применяемых СИ диапазонам изменения контролируемых параметров газа. Диапазоны возможных изменений контролируемых параметров устанавливают при анализе результатов измере- ний за предшествующий год или в соответствии с планируемыми значениями. На основании этого определяют требуемые диапазоны измерений СИ и фикси- руют их в паспорте ИК. А.3.7. Проверка базы данных, внесенной в корректор. Приемка в опытную эксплуатацию (вновь вводимых или реконструиро- ванных) ИК с СУ оформляется соответствующим актом согласно приложения А.6. А.3.8. Проверка комплектности и правильности оформления, содержа- ния документов на ИК, в соответствии с А.2. А.4. Характеристика узла учета газа ----------------------------------------------------------------------- | |Измеряемые параметры газа| Един. | Условные | Измерительные | | | |измерения|обозначения| трубопроводы | | | | | |------------------| | | | | | 1 | 2 | ... | N | |--|-------------------------|---------|-----------|---|---|-----|----| |1 |Диапазон изменения |куб.м/ч |Q | | | | | | |расхода газа, приведенный| | | | | | | | |к стандартным условиям | | | | | | | |--|-------------------------|---------|-----------|---|---|-----|----| |2 |Диапазон изменения |кгс/кв.м |-P | | | | | | |перепада давления | | | | | | | |--|-------------------------|---------|-----------|---|---|-----|----| |3 |Диапазон изменения |кгс/кв.см|Ри | | | | | | |избыточного давления | | | | | | | |--|-------------------------|---------|-----------|---|---|-----|----| |4 |Диапазон изменения |кгс/кв.см|Рб | | | | | | |барометрического давления| | | | | | | |--|-------------------------|---------|-----------|---|---|-----|----| |5 |Диапазон изменения |град. |t | | | | | | |температуры газа |Цельсия | | | | | | |--|-------------------------|---------|-----------|---|---|-----|----| |6 |Диапазон изменения |кгс/куб.м|p | | | | | | |плотности газа при | | | | | | | | |стандартных условиях | | | | | | | |--|-------------------------|---------|-----------|---|---|-----|----| |7 |Диапазон изменения |% |N2 | | | | | | |содержания | | | | | | | |--|-------------------------|---------|-----------|---|---|-----|----| |8 |Диапазон изменения |% |CO2 | | | | | | |содержания | | | | | | | |--|-------------------------|---------|-----------|---|---|-----|----| |9 |Диаметр отверстия СУ |мм |d | | | | | |--|-------------------------|---------|-----------|---|---|-----|----| |13|Внутренний диаметр |мм |D | | | | | | |трубопровода | | | | | | | |--|-------------------------|---------|-----------|---|---|-----|----| |14|Относительный диаметр | |B | | | | | | |отверстия диафрагмы | | | | | | | |--|-------------------------|---------|-----------|---|---|-----|----| |15|Тип местного |м |R1 | | | | | | |сопротивления | | | | | | | | |Длина прямого участка | |I1 | | | | | |--|-------------------------|---------|-----------|---|---|-----|----| |16|Тип местного |м |R2 | | | | | | |сопротивления | | | | | | | | |Длина прямого участка | |I2 | | | | | |--|-------------------------|---------|-----------|---|---|-----|----| |17|Тип местного |м |R3 | | | | | | |сопротивления | | | | | | | | |Длина прямого участка | |I3 | | | | | |--|-------------------------|---------|-----------|---|---|-----|----| |18|Тип местного |м |R4 | | | | | | |сопротивления | | | | | | | | |Длина прямого участка | |I4 | | | | | ----------------------------------------------------------------------- А.5. Перечень СИ измерительного комплекса ----------------------------------------------------------------------- | N |Наименование СИ|Тип| Зав.| Предел | Класс | Место | Дата | |п/п| | |номер|измерения|точности|установки| установки| |---|---------------|---|-----|---------|--------|---------|----------| |1|2|3|4|5|6|7|8| |---|---------------|---|-----|---------|--------|---------|----------| ----------------------------------------------------------------------- Приложение А.6 (обязательное) АКТ приемки в опытную эксплуатацию измерительного комплекса с СУ от "__" _______ _____ г. _______________________________________________________________________ (наименование, адрес установки ИК) _______________________________________________________________________ 1. Состояние и условия эксплуатации СИ ___________________________ _______________________________________________________________________ (соответствует, не соответствует требованиям техн. документация) 2. Результаты проверки соблюдения требованиям ГОСТ 8.586.1, ГОСТ 8.586.2, ГОСТ 8.586.5 ----------------------------------------------------------------------- | | Наименование операции проверки |Нормативный документ|Соответствие| | | | |------------| | | | | да | нет | |-|---------------------------------|--------------------|------|-----| | |1. Правильность монтажа ИК, СИ | | | | |-|---------------------------------|--------------------|------|-----| | |- прямые участки ИТ | | | | |-|---------------------------------|--------------------|------|-----| | |- расстояние между СУ и | | | | | |термометром | | | | |-|---------------------------------|--------------------|------|-----| | |- установка преобразователей | | | | | |давления и перепада давления | | | | |-|---------------------------------|--------------------|------|-----| | |- соединительные линии | | | | ----------------------------------------------------------------------- 3. Перечень СИ, результат пломбирования узлов ----------------------------------------------------------------------- | |Наименование| Тип |Заводской N| Дата |Номер установленной пломбы| | | |прибора| |поверки| | |-|------------|-------|-----------|-------|--------------------------| |1| | | | | | |-|------------|-------|-----------|-------|--------------------------| |-|------------|-------|-----------|-------|--------------------------| |-|------------|-------|-----------|-------|--------------------------| ----------------------------------------------------------------------- 4. Наличие и комплектность технической документации ______________ 5. Соответствие диапазонов измерений применяемых СИ диапазонам из- менения контролируемых параметров газа ________________________________ 6. Комиссией произведена проверка базы данных корректора _________ _______________________________________________________________________ 7. Соответствие заводских номеров СИ, номерам, указанным в их пас- портах или свидетельствах о поверке ___________________________________ 8. На УУГ разработан паспорт в соответствии с требованиями Правил ПР50.2.022 ____________________________________________________________ 9. Выводы: На основании изложенного, комиссия допускает (не допускает) в опытную эксплуатацию узел учета газа с "__" ______ 200_ г. 10. При наличии нарушений указать сроки их устранения Члены комиссии: __________________________________________________________________ Представитель Госэнергоинспекции _________________________________ Представители Поставщика _________________________________________ __________________________________________________________________ __________________________________________________________________ Представитель Потребителя ________________________________________ Приложение Б (обязательное) ПОРЯДОК приемки в эксплуатацию законченного строительством (вновь вводимого или реконструированного) узла учета газа с ротационным или турбинным газовым счетчиком Б.1. Общие положения Порядок приемки в эксплуатацию вновь вводимого или реконструиро- ванного узла учета газа с ротационным и/или турбинным газовым счетчиком определяет требования к его приемке в эксплуатацию. Требования, расп- ространяются на Поставщика и Потребителя газа независимо от их ведомс- твенной принадлежности и форм собственности. Порядок приемки в эксплуатацию нового или реконструированного узла учета газа с ротационным и/или турбинным газовым счетчиком разработан в соответствии с Правилами по метрологии ПР50.2.019. Б.2. Основные требования При приемке в эксплуатацию узла учета газа (УУГ) с ротационным и/или турбинным счетчиком, его владелец должен предъявить комиссии сле- дующие документы: Б.2.1. Проектную документацию УУГ, согласованную Госэнергоинспек- цией и главным инженером Поставщика. Б.2.2. Паспорт на УУГ, который включает: - характеристику УУГ, рекомендуемая форма Б.4; - схему УУГ; - перечень применяемых СИ, рекомендуемая форма Б.5; - перечень условно-постоянных параметров; - наименование нормативной документации и формулы, по которым оп- ределяют количество газа (при использовании автоматических вычислителей расхода газа раздел не включается); На титульном листе паспорта рекомендуется указывать: - наименование Поставщика; - наименование УУГ; - дата ввода в эксплуатацию. Б.2.2.1. В характеристике УУГ указывается: - диапазон измерения объемного расхода газа; - перечень контролируемых параметров газового потока и диапазоны их измерений; - диаметр ИТ для турбинных газовых счетчиков; - длины прямых участков для турбинных газовых счетчиков; Б.2.2.2. На схеме УУГ показывают ИТ, прямые участки до и после турбинного газового счетчика с указанием их длин. На схеме УУГ должны быть показаны места установки СИ температуры и давления и расстояния от них до газового счетчика. Расположения перечисленных узлов рекомендуется обозначать расстоя- ниями от газового счетчика и выражать в мм и долях диаметра ИТ. Размеры в долях диаметра ИТ указывают в скобках. На схеме указываются фактичес- кие размеры ИТ, измеренные представителями Поставщика и Потребителя. Б.2.2.3. В приложении к паспорту ИК должны быть приложены справоч- ные материалы и дополнительные документы (акты проверок, протоколы, свидетельства о поверке) необходимые при эксплуатации ИК. А также ука- зывают номера и даты протоколов, актов, паспортов, где зафиксированы результаты измерений и регламентируемые дополнительные погрешности (например: от несоблюдения норм на длины прямых участков, от наличия уступов и т.д.). Б.2.3. Акт измерений внутреннего диаметра ИТ, содержит сведения о материале ИТ, температуру при которой проводилось измерение, результаты измерений диаметра ИТ и его значение, приведенное к 20 град. Цельсия, значение коэффициента линейного теплового расширения материала трубоп- ровода, результаты определения шероховатости внутренней поверхности ИТ. Форма акта измерения внутреннего диаметра ИТ дана в приложении А ПР50.2.019. Обследование внутренней поверхности измерительного трубопровода, определение его цилиндричности.

2.4. Паспорт на ИК должен быть подписан главным инженером предпри- ятия Потребителя. Схема ИК, акт измерения внутреннего диаметра ИТ, база данных, вве- денная в корректор, должны быть подписаны ответственными представителя- ми Поставщика и Потребителя. Б.3. Комиссия проверяет: Б.3.1. Соответствие прямых участков ИТ, соединительных линий СИ, монтажа СИ и вспомогательного оборудования требованиям проектной доку- ментации и раздела 7 ПР50.2.019. Б.3.2. Соответствие заводских номеров СИ, номерам указанным в их паспортах или свидетельствах о поверке, наличие пломб и свидетельств о поверке. Б.3.3. Правильность выбора условно-постоянных параметров. Б.3.4. Соответствие условий проведения измерений паспортным данным на СИ. Б.3.5. Соответствие диапазонов измерений применяемых СИ диапазонам изменений контролируемых параметров. Б.3.6. Базу данных, внесенную в корректор. Б.3.7. Наличие технических описаний и/или руководств по эксплуата- ции СИ. Б.3.8. Паспорт УУГ. Б.3.9. Приемка в эксплуатацию вновь вводимых или реконструируемых УУГ, оформляется соответствующим актом приложения Б.6. Б.4. Характеристика узла учета газа ----------------------------------------------------------------------- | | Измеряемые параметры газа | Един. | Условн.|Измерит. трубопров.| | | | измерен.|обознач.|-------------------| | | | | | 1 | 2 | ... | N | |--|---------------------------|---------|--------|-----|---|-----|---| |1 |Диапазон изменения расхода |куб.м/ч |Q | | | | | | |газа, приведенный к | | | | | | | | |стандартным условиям | | | | | | | |--|---------------------------|---------|--------|-----|---|-----|---| |2 |Диапазон изменения |кгс/кв.см|Ри | | | | | | |избыточного давления | | | | | | | |--|---------------------------|---------|--------|-----|---|-----|---| |3 |Диапазон изменения |кгс/кв.см|Рб | | | | | | |барометрического давления | | | | | | | |--|---------------------------|---------|--------|-----|---|-----|---| |4 |Диапазон изменения |град. |t | | | | | | |температуры газа |Цельсия | | | | | | |--|---------------------------|---------|--------|-----|---|-----|---| |5 |Диапазон изменения |кгс/куб.м|p | | | | | | |плотности газа при | | | | | | | | |стандартных условиях | | | | | | | |--|---------------------------|---------|--------|-----|---|-----|---| |6 |Диапазон изменения |% |N2 | | | | | | |содержания | | | | | | | |--|---------------------------|---------|--------|-----|---|-----|---| |7 |Диапазон изменения |% |CO2 | | | | | | |содержания | | | | | | | |--|---------------------------|---------|--------|-----|---|-----|---| |8 |Внутренний диаметр |мм |D | | | | | | |трубопровода | | | | | | | |--|---------------------------|---------|--------|-----|---|-----|---| |9 |Длина прямого участка (для |м |R1 | | | | | | |турбинного или вихревого | |I1 | | | | | | |г/счетчика) | | | | | | | |--|---------------------------|---------|--------|-----|---|-----|---| |10|Длина прямого участка (для |м |R2 | | | | | | |турбинного или вихревого | |I2 | | | | | | |г/счетчика) | | | | | | | ----------------------------------------------------------------------- Б.5. Перечень СИ измерительного комплекса ----------------------------------------------------------------------- | N |Наименование СИ|Тип|Зав. номер| Предел | Класс |Место установки| |п/п| | | |измерения|точности| | |---|---------------|---|----------|---------|--------|---------------| |1 | | | | | | | ----------------------------------------------------------------------- Приложение Б.6 (обязательное) АКТ приемки в эксплуатацию узла учета газа с ротационным или турбинным газовым счетчиком от "__" ______ ____ г. _______________________________________________________________________ (наименование, адрес установки УУГ) 1. Наличие и комплектность технической документации ______________ _______________________________________________________________________ (в полном объеме, не в полном объеме) 2. Состояние и условия эксплуатации СИ ___________________________ _______________________________________________________________________ (соответствует, не соответствует требованиям ДСМ) 3. Результаты проверки соблюдения требованиям ПР50.2.019 ----------------------------------------------------------------------- | | Наименование операции проверки |Нормативный документ|Соответствие| | | | |------------| | | | | да | нет | |-|---------------------------------|--------------------|------|-----| | |1. Правильность монтажа, СИ | | | | |-|---------------------------------|--------------------|------|-----| | |- прямые участки ИТ | | | | |-|---------------------------------|--------------------|------|-----| | |- расстояния между г/сч и | | | | | |термометром | | | | |-|---------------------------------|--------------------|------|-----| | |- расстояния между г/сч и | | | | | |манометром | | | | ----------------------------------------------------------------------- 4. Перечень СИ, результат пломбирования узлов ----------------------------------------------------------------------- | | Наименование, |Заводской N|Дата поверки|Показание| Номер | | | тип прибора | | | прибора |установленной| | | | | |на момент| пломбы | | | | | | допуска | | |-|------------------|-----------|------------|---------|-------------| |1| | | | | | |-|------------------|-----------|------------|---------|-------------| |2| | | | | | |-|------------------|-----------|------------|---------|-------------| |3| | | | | | |-|------------------|-----------|------------|---------|-------------| |-|------------------|-----------|------------|---------|-------------| |-|------------------|-----------|------------|---------|-------------| ----------------------------------------------------------------------- Выводы: На основании изложенного, комиссия допускает (не допускает) в экс- плуатацию узел учета газа с "__" ______ 200_ г. _______________________________________________________________________ (при наличии нарушений указать сроки их устранения) _______________________________________________________________________ _______________________________________________________________________ _______________________________________________________________________ _______________________________________________________________________ _______________________________________________________________________ Члены комиссии: Представитель Госэнергоинспекции _________________________________ Представители Поставщика _________________________________________ Представитель Потребителя ________________________________________ Приложение В (обязательное) РАСЧЕТ поправочного коэффициента к использованному объему газа Наименование предприятия _________________________________________ на _________ месяц 200_ г. ----------------------------------------------------------------------- | Дни |Среднесуточное|Атмосферное| Средне- |Коэффициент|Поправочный| |месяца| избыточное | давление | суточная |сжимаемости|коэффициент| | | давление газа| |температура| | | | | (По установ- | | газа град.| | | | | ленному | | Цельсия | | | | | манометру | | | | | | | в УУГ) | | | | | | | Р | Ратм. | t | Ксж. | К | ||||||| |------|--------------|-----------|-----------|-----------|-----------| |1 | | | | | | |------|--------------|-----------|-----------|-----------|-----------| |2 | | | | | | |------|--------------|-----------|-----------|-----------|-----------| |т.д. | | | | | | ----------------------------------------------------------------------- Подпись Примечание: 1. Данное приложение применяется для Потребителя. 2. Поправочные коэффициенты должны определяться с точностью до 0,01. 3. При расчете поправочного коэффициента величины избыточного, ат- мосферного давления и давления при стандартных условиях должны быть в одних и тех же единицах измерения. Объем использованного газа определяется по формуле (3) ПР50.2.019-96 Q = K V, где (1) K - поправочный коэффициент к использованному объему газа; V - объем использованного газа в рабочих условиях, определенный по показаниям газового счетчика, куб.м/мес. Ратм.+Р K = Kчисл. ----------------- (2) (293,15 + t) Ксж. где Ратм. - среднесуточное атмосферное давление газа; P - среднесуточное избыточное давление газа; t - среднесуточная температура газа, град. Цельсия; Ксж. - коэффициент сжимаемости, получаемый расчетным путем по из- меренным значениям параметров состояния газа в соответствии с ГОСТ 30019.2. При избыточном давлении газа перед газовым счетчиком меньше 1 кгс/кв.см, коэффициент сжимаемости принимается равным 1; Kчисл. - числовой коэффициент, величина, которого зависит от при- меняемой единицы измерения давления газа. Kчисл. = Tc/Pc где Tc и Pc - температура газа и давление газа при стандартных ус- ловиях. Tc = 293,15, Pc = 0,101325 МПа (по ГОСТ 2939). Числовой коэффициент, в зависимости от применяемой единицы измере- ния давления газа равен: мм.рт.ст. - 0,3857; мм.в.ст. - 0,0284; Па - 0,0029; кгс/кв.см - 283,6. Приложение Г (обязательное) ЖУРНАЛ (оперативного) ежесуточного учета использованного природного газа на _____ месяц 200_ г. ----------------------------------------------------------------------- | Наименование предприятия | |---------------------------------------------------------------------| |Дни месяца|Показание прибора учета| Расход газа|Нарастание|Примечание| | | | за сутки | с начала | | | | | с учетом | месяца | | | | |поправочного| | | | | |коэффициента| | | | | |------------|----------| | | | | тыс. куб.м |тыс. куб.м| | |----------|-----------------------|------------|----------|----------| |1 | | | | | |----------|-----------------------|------------|----------|----------| |и т.д. | | | | | ----------------------------------------------------------------------- Примечание: 1. Сведения ежедневно фиксируются в журнале. 2. Применяется для Потребителей и газораспределительной организа- ции. 3. Журнал должен быть пронумерован, прошнурован и скреплен пе- чатью. Приложение Д (рекомендуемое) ДОГОВОР N на установку и эксплуатацию прибора учета газа (газового счетчика) бытовому потребителю от "__" ______ 200_ Газовое хозяйство, именуемое ПОСТАВЩИК в лице, _______________________________________________________ с одной стороны и абонент, _________________________ в дальнейшем именуемый ПОТРЕБИТЕЛЬ проживающий ___________________________________________________________ с другой стороны, заключили настоящий Договор на установку и эксплуата- цию прибора учета газа. Прибор учета газа, тип N _____________ Изготовитель ___________________ Дата поверки _________________________ пломба N _______________________ Показание прибор учета газа ___________________________________________ Прибор учета газа принят, на ответственную сохранность ________________ 1. Обязательства сторон:

1.1. ПОСТАВЩИК обязуется: - установить прибор учета газа; - производить периодическую поверку, ремонт и замену прибора учета газа в случае выхода его из строя.

1.2. ПОТРЕБИТЕЛЬ обязуется: - обеспечить сохранность прибора учета газа и необходимые условия для правильной его эксплуатации; - во всех случаях неисправности прибора учета газа известить об этом Поставщика в течение суток; - обеспечить доступ к прибору учета газа представителей Поставщика в любое время. 2. Прочие условия:

2.1. Все взаимоотношения между Поставщиком и Потребителем основы- ваются на Правилах поставки и пользования природным газом в Кыргызской Республике и Договоре на поставку природного газа бытовому потребителю.

2.2. При выходе из строя прибора учета газа не по вине бытового потребителя или случайного нарушения средств опломбирования и безотла- гательном оповещении Поставщика об этом, расчет количества использован- ного газа ведется по среднесуточному потреблению газа за один из преды- дущих месяцев (выбранных из условий аналогичного сезона и сохранения количества газоиспользующего оборудования). Расчетный период по средне- суточному потреблению газа не должен превышать одного месяца, в течение которого Поставщик обязан установить поверенный прибор учета газа.

2.3. В случае обнаружения Поставщиком, в ходе проверки самовольно- го подключения газа, неисправность прибора учета газа, нарушения оплом- бирования, хищения газа любыми методами, кроме фактов указанных в п.2.4, объем использованного газа определяется по проектной мощности газоиспользующего оборудования при его круглосуточной работе за период прошедший от последней проверки Поставщиком до дня обнаружения, но не более 30 дней.

2.4. В случае обнаружения хищения газа, которое визуально невоз- можно было обнаружить при периодических проверках (скрыто проложенного газопровода в стенах, перекрытиях, перегородках, подземная прокладка газопровода, самовольное подключение к подземному газопроводу; установ- лено приспособление, искажающее показания прибора учета газа; вмеша- тельство в работу прибора учета газа и т.п.), Поставщик производит пе- рерасчет количества использованного, но неучтенного газа по максималь- ной проектной мощности всего газоиспользующего оборудования при его круглосуточной работе за период от 3 месяцев до одного календарного го- да.

2.5. В случаях, если бытовой потребитель, имеющий прибор учета га- за, занимается предпринимательской деятельностью непосредственно в пре- делах жилого дома, квартиры, использует газ для этих нужд и не заре- гистрирован у Поставщика как коммерческий Потребитель, объем газа, под- лежащий оплате, рассчитывается по показаниям прибора учета газа и по утвержденному тарифу как для коммерческого Потребителя за период, про- шедший от последней проверки персоналом Поставщика до дня регистрации у Поставщика в качестве коммерческого потребителя плюс 10% от начисленно- го объема газа по показаниям прибора учета газа. Срок регистрации в качестве коммерческого потребителя не должен превышать трех дней со дня обнаружения, по истечении которого газоснаб- жение потребителю прекращается. В случае отсутствия прибора учета газа расчет производится по мак- симальной проектной мощности всего газоиспользующего оборудования при его круглосуточной работе за период, прошедший от последней проверки персоналом Поставщика до дня регистрации у Поставщика в качестве ком- мерческого потребителя, но не более одного месяца.

2.6. В случае выхода из строя прибора учета газа по вине Потреби- теля все финансовые расходы по его ремонту, поверке, установке несет Потребитель. ПОСТАВЩИК ПОТРЕБИТЕЛЬ тел. тел. Приложение Е (информационное) БИБЛИОГРАФИЯ [1] ГОСТ 5542-87 Государственный стандарт СССР. Газы горючие природные для промышленного и коммунального назначения. Технические ус- ловия. Ограничение срока действия отменено инфор- мационным указателем стандарта (ИУС) N 2-92. [2] ГОСТ 2939-63 Государственный стандарт СССР. Газы. Условия для определения объема. Ограничение срока действия отменено ИУС. [3] ГОСТ 8.586.1-2005 Государственная система обеспечения единс- тва измерений. Измерение расхода и коли- чества жидкостей и газов с помощью стан- дартных сужающих устройств. Принцип метода измерений и общие требования. [4] ГОСТ 8.586.2-2005 Государственная система обеспечения единс- тва измерений. Измерение расхода и коли- чества жидкостей и газов с помощью стан- дартных сужающих устройств. Диафрагмы. Технические требования. [5] ГОСТ 8.586.5-2005 Государственная система обеспечения единс- тва измерений. Измерение расхода и коли- чества жидкостей и газов с помощью стан- дартных сужающих устройств. Методика вы- полнения измерений. [6] ГОСТ 8.143-75 Государственная система обеспечения единс- тва измерений. Государственный первичный эталон и общесоюзная поверочная схема для средств измерений объемного расхода газа в диапазоне -0 2 1 * 10 / 1 10 куб.м/с. Ограничение срока действия отменено ИУС N 6-79. [7] ГОСТ 8.324-2002 Государственная система обеспечения единс- тва измерений. Счетчики газа. Методика поверки. Взамен ГОСТ 8.324-78, ИУС N 9 - 2003 с 01.01.2004 г. [8] Правила метрологии Государственная система обеспечения единс- ПР50.2.019-96 тва измерений. Методика выполнения измерений при помощи турбинных и ротационных счетчиков. Введен в действие приказом Кыргызстандарта от 15 декабря 2000 года N 89-СТ. [9] Правила метрологии Государственная система обеспечения единс- ПР50.2.022-99 тва измерений. Порядок осуществления Государственного метрологического контроля и надзора за применением и состоянием измерительных комплексов с сужающими устройствами. Введен в действие приказом Кыргызстандарта от 13 февраля 2001 года N 13-СТ. [10] ГОСТ 30319.0-96 Межгосударственный стандарт. Газ природный. Методы расчета физических свойств. Общие положения. Введен в действие Кыргызстандартом с 01.07.1997 года. [11] ГОСТ 30319.1-96 Межгосударственный стандарт. Газ природный. Методы расчета физических свойств. Определение физических свойств природного газа, его компонентов и продук- тов его переработки. Введен в действие Кыргызстандартом с 01.07.1997 года. [12] ГОСТ 30319.2-96 Межгосударственный стандарт. Газ природный. Методы расчета физических свойств. Определение коэффициента сжимае- мости. Введен в действие Кыргызстандартом с 01.07.1997 года. [13] ГОСТ 30319.3-96 Межгосударственный стандарт. Газ природный. Методы расчета физических свойств. Определение физических свойств по уравнению состояния. Введен в действие Кыргызстандартом с 01.07.1997 года. [14] ГОСТ 15528-86 Государственная система обеспечения единс- тва измерений. Средства измерений расхода, объема или массы протекающих жидкости и газа. Термины и определения. Ограничение срока действия отменено ИУС N 1-92. [15] Рекомендация Государственная система обеспечения единс- по межгосударственной тва измерений. стандартизации Метрология. Основные термины и определе- РМГ 29-99 ния. Введен в действие приказом Кыргызстандарта от 13.02.01 года N 13-СТ. [16] КМС 1.5-2005 Национальная система стандартизации Кыр- гызской Республики. Общие требования к построению, изложению, оформлению, содержанию стандартов и техни- ческих условий. Введен в действия приказом Кыргызстандарта от 30 декабря 1996 года N 27-СТ. [17] Правила метрологии Государственная система обеспечения единс- ПР 146.8.001-2004 тва измерений Кыргызской Республики. Номенклатурные перечни эталонов и рабочих средств измерений, подлежащих поверке, и ее периодичность. Введены в действие приказом Кыргызстандар- та от 13 августа 2004 года N 16-СТ. [18] ГОСТ Р 50818-95 Государственная система обеспечения единс- тва измерений. Счетчики газа объемные диафрагменные. Об- щие технические требования и методы испы- тания. Введен в действие приказом Кыргызстандарта от 25 октября 2000 года № 75-СТ. [19] СНиП КР42-01-01 Строительные нормы и правила Кыргызской (СНиП 2.04.08-87*) Республики. Проектирование систем газоснабжения. Введен в действие приказом Государственной комиссии при Правительстве Кыргызской Рес- публики от 16 апреля 2001 года № 62. Правила безопасности в газовом хозяйстве, утвержденные Госпроматомнадзором СССР от 26 декабря 1990 года. Введены в действие Госгортехнадзором Кыргызской Республики 19 марта 1993 года.