коммерческий узел учета газа требования

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 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

2. Результаты поверки действительны в течение межповерочного интервала.

4. В добровольном порядке владельцы СИ могут представлять на периодическую поверку СИ чаще установленного межповерочного интервала.

5. Сведения о результатах поверки вносятся в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений.

Неисправность узлов учета газа:

2. При отсутствии либо неисправности средств измерений 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 измерений, либо иным методом по согласованию Сторон.

3. В случае неисправности средств измерений организациям и лицам, которым принадлежат средства измерения необходимо обратиться в отдел метрологии и АСКУГ по тел. 40-20-41.

Согласование проектов газоснабжения в части узлов учета газа:

2. Учет расхода газа должен осуществляться при входе на газопотребляющий объект (по единому узлу учета).

3. ОБРАЩАЕМ ВАШЕ ВНИМАНИЕ! Согласование проектов в части узлов учета газа необходимо производить ДО закупки оборудования по спецификации.

Приемка средств измерений в эксплуатацию:

1. Документы, которые необходимо предоставить при приемке в эксплуатацию:

— Копии паспортов на средства измерения с отметками о поверке;

— Копии свидетельств о поверке;

— Паспорта на газоиспользующее оборудование (котлы, плиты и т.д.);

ОБРАЩАЕМ ВАШЕ ВНИМАНИЕ! при использовании турбинных, ротационных, вихревых и ультразвуковых расходомеров и счетчиков:

Акт проверки состояния и применения средств измерений и соблюдения требований методики измерений. Для получения акта необходимо обращаться в территориальный орган Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии или иному юридическому лицу, аккредитованному на право аттестации методик (методов) измерений.

2. Согласование проекта в отделе метрологии;

3. Закупка средств измерений (счетчика, корректора и т.д.);

4. Монтаж средств измерений специализированной организацией;

5. Опломбировка средств измерений, приемка в эксплуатацию узла учета газа.

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

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

Источник

Новые требования к коммерческим узлам учета расхода газа

ГОСТ 30319-2015 введен в действие в качестве национального стандарта Приказами Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 10 ноября 2015 года № 1743-ст, № 1744-ст. Приказом № 2075-ст от 30 ноября 2015 года установлена дата введения с 1 января 2017 года.

Следовательно, при проведении работ по полному либо частичному техническому перевооружению ГРУ, ГРП (если там установлен КУУГ), внутренних газопроводов, придется приводить КУУГ в соответствие с ГОСТ 30319-2015.

Есть примеры (в том числе в работе нашей компании) когда филиалы ГУП МО «Мособлгаз» требовали приведение КУУГ в соответствие с вышеуказанным стандартом при замене газоиспользующего оборудования на объекте. То есть работы по замене оборудования производились вне зоны ГРУ где установлен КУУГ, а дальше по ходу движения газа. Соответственно существующий КУУГ находился вне границ проектирования и не подвергался реконструкции или техническому перевооружению. Так как корректор SEVC-D установленный в данном КУУГ не соответствует ГОСТ 30319-2015, то было предложено заменить его.

Существует три способа приведения КУУГ в соответствие с ГОСТ 30319-2015:

2-ой способ. Если отсутствует возможность перепрограммирования корректора объема газа, но остальные компоненты КУУГ соответствуют действующим требованиям, главным образом ГОСТ Р 8.740-2011 «Методика измерений с помощью турбинных, ротационных и вихревых расходомеров и счетчиков», а паспортный срок службы не истек, то есть возможность произвести замену корректора не меняя весь узел учета. В данном случае специалистами нашей организации разрабатывается раздел УУГ рабочей документации «Техническое решение на узел учета газа» в соответствии с Распоряжением №69 ГУП МО «Мособлгаз» «Об утверждении Порядка согласования технических решений на узлы учета газа и приемки узлов учета газа в эксплуатацию службами режимов газоснабжения филиалов ГУП МО «Мособлгаз». Данное техническое решение согласовывается в филиале ГУП МО «Мособлгаз», к которому относится объект Заказчика (например, Подольскмежрайгаз) и ООО «Газпром межрегионгаз Москва». Затем производится непосредственно замена корректора с проведением метрологической экспертизы.

3-ий способ используется во всех остальных случаях и заключается в полной замене КУУГ с разработкой раздела УУГ рабочей документации «Техническое решение на узел учета газа» с последующим его согласованием и т.д. как указано выше в п. 2.

Так же стоит отметить, что если проектируемый КУУГ устанавливается не в посадочное место демонтируемого счетчика газа между существующими фланцами, а его монтаж требует проведения сварочных работ на газопроводе, то раздел УУГ рабочей документации «Техническое решение на узел учета газа» должен пройти экспертизу промышленной безопасности.

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