коммерческий учет газа это

Учет расхода газа, узлы учета газа, метрология

Учет расхода газа организуется с целью:

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

Требования к узлам учета и средствам измерений расхода газа:

Средство измерений — техническое средство, предназначенное для измерений.

1. При учете расхода газа к применению допускаются средства измерений утвержденного типа, прошедшие поверку в соответствии с положениями Федерального закона об обеспечении единства измерений, а также обеспечивающие соблюдение установленных законодательством Российской Федерации об обеспечении единства измерений

*Следовательно, все узлы учета газа должны быть оснащены: счетчиком (первичным преобразователем), датчиком температуры, датчиком давления и вычислителем (корректором) объема газа.(узлы учета газа должны быть оснащены: счетчиком газа (первичным преобразователем), датчиком температуры, датчиком давления и вычислителем (корректором) объема газа).

Проверку соответствия средств измерений узла учета газа проводит аккредитованная в соответствующем порядке организация, результатом проверки является «Акт проверки состояния и применения средств измерений и соблюдения требований методики измерений».

Поверка средств измерений

Заместитель начальника отдела Алешина Наталья Викторовна – телефон – (4922) 40-20-41

Источник

Учет потребляемого газа

Наличие коммерческого узла учета расхода газа на предприятии не означает, что все проблемы учёта решены. Учёт потребленного газа в настоящее время отнюдь не сводится к простому «поглядел, записал…», если мы не говорим про бытовой счетчик, установленный в квартире.

Наличие серьезного оборудования на узлах учета предполагает и обслуживание этого оборудования. Кроме того, все понимают, что учет — это деньги. Как посчитал газ, так и заплатил. Правильно функционирующее оборудование по учету говорит о том, что предприятие заплатит ровно столько, сколько потребило, не больше и не меньше. Именно к этому мы и стремимся! Кроме того, принципы учета газа и комплекты оборудования узлов учета в достаточной степени однотипны, вне зависимости от потребления (10 тысяч или 10 миллионов кубических метров).

Существующее законодательство жестко относится к нарушениям, возникающим в процессе эксплуатации приборов и оборудования коммерческих узлов учета газа (читай: воды, пара, электроэнергии ). Расчет газа по проектной мощности установок, исходя из 24 часов работы их в сутки за время неисправности, — та мера к которой часто прибегают поставщики вследствие желания некоторых потребителей экономить на качественном учете энергоносителей.

Также поставщик газа часто настаивает на установке устройства дистанционной передачи данных напрямую поставщику, что часто усложняет учет газа для предприятия, так как по закону, месячный планируемый объем газа равномерно разбивается по каждым суткам и предприятие должно обеспечивать равномерный отбор газа, что практически невозможно сделать. А за недобор и перебор газа могут применяться штрафные санкции поставщиком и транспортировщиком газа.

Мы помогаем разобраться в тонкостях учета газа на предприятии, или забираем учет газа на АУТСОРСИНГ ГАЗОСНАБЖЕНИЯ, и он становится НАШЕЙ РАБОТОЙ, а вы успешно решаете свои профильные задачи.

ДОВЕРЯЙТЕ ГАЗОСНАБЖЕНИЕ ПРОФЕССИОНАЛАМ!

Сложности

Коммерческий учет расхода потребленного газа на предприятии требует наличия специалиста достаточно высокого уровня. 1–2 раза в месяц возникает необходимость в дополнительном оборудовании снятия показаний с вычислителя. Да и оценить правильность функционирования конкретного элемента комплекта узла учета неспециалисту не всегда бывает под силу

Как мы их решаем

Наши специалисты, занимающиеся учетом газа более двадцати лет, имеют огромный опыт решения любых проблем, связанных с учетом газа и нормальным функционированием оборудования узлов учета газа.

Источник

Сантехнические работы Тюмень

Основные требования, предъявляемые к приборам учета газа

Основными требования, предъявляемые к приборам учета газа, являются высокая точность измерения в широком диапазоне изменения физических величин; надежность работы в российских климатических условиях; автономность работы; стабильность показаний на протяжении всего межповерочного интервала; архивирование и передача информации; простота обслуживания, в т.ч. работ, связанных с поверкой приборов.

При выборе оборудования по учету газа необходимо руководствоваться не только обещаниями производителей таких технических характеристик как высокая точность, широкий диапазон измерений, длительный межповерочных интервалов, а иногда и возможности поверки без демонтажа, необязательность прямых участков измерительных трубопроводов, либо их малые значений, а прежде всего наличием необходимого опыта эксплуатации оборудования или наличием необходимого объема испытаний приборов учета.

Оперативный /некоммерческий/ – предназначен для определения физических характеристик технологических жидкостей и газов, объема жидкости и\или газа. Все это производится для оперативного определения и контроля расчетных величин технологического процесса, корректировки потребностей в сырье и материалах технологической установки, а также /иногда/ при прогнозировании развития технологического процесса.

Учет нужен всем: частнику, фирме, предприятию +7-932-2000-535

Коммерческий узел – призван только для того, чтобы контролировать качество конечного продукта, учитывать количество продукта сертифицированным методом. Показания коммерческого узла учета используются только при взаиморасчетах между потребителем и производителем.

Оперативный узел – должен отвечать только требованиям метролога и технолога заказчика.

Коммерческий – пройти метрологическую экспертизу, иметь сертификат средства измерения.

Методы измерения расхода газа

Выбор метода измерения, подходящего для индивидуальных условий измерений и предполагаемых объемов газа является самым ответственным этапом в организации учета. Применение того или иного метода измерения обусловлено необходимостью наличия полной информации как об измеряемой среде, так и о предполагаемой точности измерения расхода газа.

Измерения расхода и определение количества природного газа осуществляют одним из следующих методов:

Основные принципы организации учета газа

Основные принципы организации учета газа:

Приборы учета самой высокой точности должны устанавливаться на газоизмерительных станциях и на выходах из магистрального газопровода, т.е на ГРС.

Оснащение узлов учета должно выполняться с учетом их уровня.

На нижнем уровне существенно возрастают требования к увеличению диапазона измерений приборов.

При расходах свыше 10 м3/ч рекомендуется оснащать расходомеры электронными корректорами по температуре.

На узлах учета, в которых давление газа не превышает до – 0,005 МПа, целесообразно устанавливать диафрагменные счетчики газа.

Если максимальный объемный расход газа при рабочих условиях меньше или равен – 16,0 м3/ч и давление газа менее – 0,005 МПа, измерение газа целесообразно осуществлять с помощью диафрагменных счетчиков газа

Если объемы транспортировки газа превышают – 200,0 млн. м3 в год /приведенных к стандартным условиям/, для повышения надежности и достоверности измерений объема газа, рекомендуется применять дублирующие средства измерения. Дублирующие средства измерения не должны влиять на работу основных средств измерений. Рекомендуется, чтобы основная и дублирующая измерительные системы использовали разные методы измерений расхода и количества газа.

На узлах измерения с максимальным объемным расходом газа более 100 м3/ч, при любом избыточном давлении и в диапазоне изменения объемного расхода от – 16,0 м3/ч до – 100,0 м3/ч, при избыточным давлении более – 0,005 МПа измерение объема газа проводят только с использованием вычислителей или корректоров объема газа.

При избыточном давлении не более – 0,005 МПа и объемном расходе не более – 100,0 м3/ч разрешается использование преобразователей расхода с автоматической коррекцией объема газа только по его температуре.

Состав узла учета газа

Состав средства измерения и вспомогательных устройств, на базе которых выполнен узел учета газа, определяется применяемым методом измерения и требованиями методики выполнения измерений, регламентирующими проведение измерений, а также исходя из назначения узла учёта, заданного расхода газа и диапазонов его изменения, давления и показателей качества газа, с учетом режимов отбора газа и необходимости включения узлов учета в автоматизированную систему коммерческого учета газа /АСКУГ/.

В состав узла учета газа, в общем случае входят:

Сокращение состава узла учета возможно при избыточном давлении не более чем – 0,005 МПа и расходе газа не более чем – 16,0 м3/ч. Другие изменения состава узла учёта допускаются исключительно в целях повышения точности и информативности учёта.

Узел учета расхода природного газа /УУГ/ – это комплекс средств, предназначенных для измерения объемного и массового расхода газа, а также давления, температуры и других физических свойств природного газа.

Узел учета газа применяется для коммерческого учета при учетно-расчетных операциях, и технологического учета на промышленных предприятиях, объектах технологических производств, газораспределительных станциях, подземных газохранилищах, и других объектах.

Отопление и водоснабжение – многогранный инженерный процесс,

требующий знаний и умений ПРОФЕССИОНАЛА.

Проясним Вашу ситуацию и ответим на вопросы бесплатно +7-932-2000-535

Сантехнические работы Тюмень

Источник

Коммерческий учет газа это

В рубрике «Азбука производства» мы продолжаем в алфавитном порядке знакомить читателей со сложными технологическими процессами транспорта голубого топлива. На очереди буква «У» с рассказом об одном из важных направлений деятельности газотранспортного предприятия — учете расхода газа.

Что это такое?

Учет расхода газа — это определение объемов голубого топлива, проводимое на основе измерений и других регламентирующих процедур.

Для чего это нужно?

Схема ультразвукового расходомера

Учет расхода газа необходим для осуществления финансовых расчетов между поставщиком и потребителем, контроля за расходными режимами систем газоснабжения, составления и анализа баланса газа, наблюдения за рациональным и эффективным использованием голубого топлива.Поскольку измерения транспортируемых объемов газа происходят при различных условиях (разной температуре, плотности, давлении), то результаты приводят к стандартным условиям, в частности, берут за основу показатели температуры в 20º С и давления — в 760 мм рт. ст. Важнейший вопрос учета голубого топлива — это достоверность измерения объема природного газа и сведение баланса режимов газоснабжения и газопотребления. Результаты, получаемые на узлах измерения расхода газа (УИРГ) поставщика и сумма всех объемов, полученных потребителями, должны сходиться в пределах погрешности средств измерений. Узлы измерения расхода голубого топлива делят на коммерческие, хозрасчетные и технологические. Коммерческие УИРГ необходимы для ведения самого ответственного вида учета, производимого на основании правил и документов и предназначенного для регулирования взаимоотношений между поставщиками и покупателями газа. Хозрасчетные узлы измерения расхода газа осуществляют вид учета в пределах одного хозяйствующего субъекта для контроля затрат, совершенных его отдельными подразделениями. Для оперативного управления технологическими процессами и обеспечения энергоэффективности работы оборудования необходимы технологические УИРГ.

Как это происходит?

Расход голубого топлива фиксируют измерительные комплексы, установленные на всех газотранспортных объектах: газоизмерительные станции (ГИС) на линейной части магистральных газопроводов и узлы измерения расхода газа (УИРГ) на компрессорных и газораспределительных станциях.

Построение систем учета расхода газа связано с использованием целого ряда приборов и сложных методик расчета конечной величины. Для измерения объемов голубого топлива используется несколько методов. Учет расхода газа ведется методом переменного перепада давления с помощью стандартных сужающих устройств, турбинными, ротационными и вихревыми расходомерами, ультразвуковыми преобразователями и мембранными счетчиками. Измерение расхода газа методом переменного перепада давления на сужающем устройстве осуществляется расходомерами с дисковой диафрагмой, выполненной в виде диска со сквозным отверстием. За счет сужения потока возникает разница давлений, и чем больше скорость потока, тем меньше внутри него давление. Диафрагма сужает поток, а измерение разницы давлений перед ней и после нее позволяет определять расход газа. В турбинных счетчиках поток голубого топлива приводит в действие колесо турбины, число оборотов которого прямо пропорционально объему проходящего газа. Ультразвуковые расходомеры работают по принципу измерения разности скоростей распространения сигнала по потоку и против потока газа. Принцип действия мембранных и ротационных счетчиков заключается в разделении газа на доли объема с помощью различных подвижных преобразовательных элементов и циклическом суммировании полученных частей. Все приборы учета газа должны обладать высокой точностью измерения в широком диапазоне изменения физических величин, надежностью работы в определенном температурном диапазоне, стабильностью показаний в течение межповерочного интервала.

Узлы измерения расхода газа

Как у нас?

На всех ГИС магистральных газопроводов предприятия для измерения расхода газа используется метод переменного перепада давления — это больше половины расходомеров от общего количества. На ГРС объемы голубого топлива измеряют расходомерами переменного перепада давления, а также турбинными, ротационными и ультразвуковыми счетчиками. Дублирующие системы учета расхода газа в обязательном порядке устанавливаются на газоизмерительных станциях газопроводов, транспортирующих голубое топливо на экспорт. Диаметры эксплуатируемых расходомеров варьируются от 25 до 1000 миллиметров. Точность работы узлов измерения газа контролируют метрологи в составе служб КИПиА, телемеханики, эксплуатации АСУ ТП и метрологии филиалов ООО «Газпром трансгаз Ставрополь».

Источник

Приказ Министерства энергетики РФ от 30 декабря 2013 г. N 961 «Об утверждении Правил учета газа» (с изменениями и дополнениями)

Приказ Министерства энергетики РФ от 30 декабря 2013 г. N 961
«Об утверждении Правил учета газа»

С изменениями и дополнениями от:

ГАРАНТ:

Настоящий документ включен в перечень НПА, на которые не распространяется требование об отмене с 1 января 2021 г., установленное Федеральным законом от 31 июля 2020 г. N 247-ФЗ. Соблюдение обязательных требований, содержащихся в настоящем документе, оценивается при осуществлении государственного контроля (надзора), их несоблюдение может являться основанием для привлечения к административной ответственности

В соответствии с пунктом 4.2.9 Положения о Министерстве энергетики Российской Федерации, утвержденного постановлением Правительства Российской Федерации от 28 мая 2008 г. 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. 2), 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 г. (зарегистрированы Минюстом России 15 ноября 1996 г., регистрационный N 1198).

Зарегистрировано в Минюсте РФ 30 апреля 2014 г.

Регистрационный N 32168

Правила учета газа
(утв. приказом Министерства энергетики РФ от 30 декабря 2013 г. N 961)

С изменениями и дополнениями от:

ГАРАНТ:

Согласно письму Минфина России от 9 июля 2014 г. N 03-06-05-01/33375 и письму ФНС России от 14 мая 2015 г. N ГД-3-3/1941@ настоящие Правила не могут применяться в целях налогообложения НДПИ добычи газа горючего природного

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**:

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:

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;

2.3. При транспортировке учету подлежит газ:

принимаемый от грузоотправителя для транспортировки;

передаваемый одной организацией трубопроводного транспорта другой организации трубопроводного транспорта;

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);

2.5. При хранении учету подлежит газ:

принимаемый в места хранения;

отпускаемый с мест хранения;

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

Информация об изменениях:

Приказом Министерства энергетики РФ от 26 декабря 2014 г. N 997 пункт 3.1 изложен в новой редакции

3.1. Учет природного газа при добыче должен проводиться в календарном месяце, в котором проводилось его измерение.

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

Информация об изменениях:

Приказом Министерства энергетики РФ от 26 декабря 2014 г. N 997 пункт 3.3 изложен в новой редакции

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.

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.

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 г. N 373 «О порядке установления нормативов потребления газа населением при отсутствии приборов учета газа» (Собрание законодательства Российской Федерации, 2006, N 25, ст. 2733).

Информация об изменениях:

Приказом Министерства энергетики РФ от 26 декабря 2014 г. N 997 пункт 3.11 изложен в новой редакции

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.

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 конкретного # месту их образования.

3.16. По завершении отчетного периода нефтегазодобывающая организация составляет баланс добычи 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.

* Федеральный закон от 31.03.1999 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 (1 ч.), 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).

** 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).

Утверждены новые правила учета количества (объема) добытого, транспортируемого, перерабатываемого, хранимого и потребляемого газа.

Речь идет о следующих видах газа: природный, нефтяной (попутный), отбензиненный сухой, из газоконденсатных месторождений, добываемый и собираемый газо- и нефтеперерабатывающими организациями, вырабатываемый последними.

Предусматривается учет количественных и (или) качественных показателей газа. Это позволяет производить финансовые расчеты при газоснабжении, а также контролировать режим поставки и потребление (использование) «голубого топлива».

Для учета количественных значений объемов газа применяется единица измерения, устанавливаемая учетной политикой организации.

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

Измерения объема газа выполняются по аттестованным методикам (методам).

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

Организации (ИП) должны обеспечивать должностным лицам государственного метрологического надзора доступ к средствам измерений.

Прежние правила, принятые в 1996 г., признаны утратившими силу.

Приказ Министерства энергетики РФ от 30 декабря 2013 г. N 961 «Об утверждении Правил учета газа»

Зарегистрировано в Минюсте РФ 30 апреля 2014 г.

Регистрационный N 32168

Настоящий приказ вступает в силу по истечении 10 дней после дня его официального опубликования

Текст приказа опубликован в «Российской газете» от 19 мая 2014 г. N 110

Настоящий документ включен в перечень НПА, на которые не распространяется требование об отмене с 1 января 2021 г., установленное Федеральным законом от 31 июля 2020 г. N 247-ФЗ. Соблюдение обязательных требований, содержащихся в настоящем документе, оценивается при осуществлении государственного контроля (надзора), их несоблюдение может являться основанием для привлечения к административной ответственности

В настоящий документ внесены изменения следующими документами:

Приказ Министерства энергетики РФ от 26 декабря 2014 г. N 997

Изменения вступают в силу по истечении 10 дней после дня официального опубликования названного приказа

Источник