журнал учета показаний приборов учета газа
Журнал расхода газа
Настройка блока страниц
Ламинировать обложку C двух сторон
Нумерация, скрепление, печать:
Отверстия для прошивки
Тиснение на обложке
Все настройки
Настройка обложки
Проклеить корешок бумвинилом
Цвет обложки:
Цвет обложки:
Бумвинил
Кожзам
Бумага
Логотип на обложку
Образец журнала
Результаты контроля расхода газа промпотребителей фиксируют с помощью специального журнала.
Журнал расхода газа имеет графы:
1. Дата снятия показания счетчика
2. Показашния счетчика
3. Промежуток времени между снятием показаний счетчика, дней
4. Расход газа по счетчику, м 3
5. Температура газа перед счетчиком, 0 С
6. Давление газа перед счетчиком, мм.рт. ст.
7. Фактическое барометрическое давление мм.рт.ст.
8. Расход газа, приведенный к стандартным условиям нм 3
Еще сомневаетесь, где купить и заказать качественные журналы и бланки по Вашему образцу? Только у нас!
Мы доставляем заказы не только по Москве и области, но и по всей России.
Воспользовавшись калькулятором журнала, Вы настроите нужное количество страниц, обложку, логотип и т.д.
Добавить отзыв
Журнал технического обслуживания и ремонта оборудования (Форма 39 э)
от 35 руб.
Журнал технического обслуживания и ремонта вентиляционных систем
от 35 руб.
Настройка журнала
Настройка журнала
Вы можете за 10 рублей разместить логотип Вашей организации на обложке журнала.
Логотип будет размещен над названием журнала по центру.
Размер файла не должен превышать 2 мб. Формат загружаемого файла с логотипом должен быть jpg, jpeg, gif или png. Имя файла должно состоять только из английских букв и цифр. Цветность Вашего логотипа может быть как черно-белой (градации серого), так и цветной.
Пример расположения логотипа на вертикальной обложке
Пример расположения логотипа на горизонтальной обложке
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
Правомерен ли отказ газовиков от перерасчета платы после поверки счетчика гражданина, используемого для коммунально-бытовых нужд
В соответствии с п. 32 Правил при отсутствии у абонентов (физических лиц) приборов учета газа объем его потребления определяется в соответствии с нормативами потребления газа. Нормативы и нормы потребления газа утверждаются в порядке, установленном Правительством Российской Федерации.
Не оспаривая законность начала выставления стоимости газа исходя из норматива со дня истечения срока межповерочного интервала до дня установки пломбы после поверки, тем не менее, считаю необоснованным последующий отказ в проведении перерасчета нормативного начисления заменив его на расчет по показаниям прибора учета газа ввиду подтверждения по итогам поверки соответствия приборов учета газа установленным техническим требованиям, что указывает на то, что прибор учета газа был по факту исправен как до истечения межповерочного интервала, так и после него, ремонту не подвергался, признан пригодным к применению.
Следовательно, до проведения поверки (пока не были ясно исправен прибор учета или нет) временно было справедливым и соответствующим требованиям Правил предъявлять стоимость газа исходя из норматива (что не оспаривается). И в случае, если бы по итогам поверки было бы установлено, что прибор учета газа не соответствовал бы техническим требованиям, то сохранение нормативного начисления до ввода в эксплуатацию нового прибора учета было бы оправданным. Однако, в случае, когда по итогам поверки было подтверждено соответствие приборов учета газа установленным техническим требованиям, то тем самым устанавливается факт его исправности как до истечения межповерочного интервала, так и после него, учитывая, что прибор учета газа ремонту не подвергался и признан пригодным к применению. Это в свою очередь должно влечь за собой обязанность перерасчета ранее начисленных по нормативу обязательств заменив их на расчет исходя из исправного прибора учета газа.
Проблема в том, что я не смог найти судебную практику по перерасчету в отношении граждан потребителей газа для коммунально-бытовых нужд. Однако, подобная правовая позиция была изложена по коммерческим спорам, где конечно же применяются иные правила (но привожу как аналогию, так как догматическая конструкция норм должна быть по сути единой и правовой подход тоже) в определениях Верховного Суда РФ от 30.06.2020 № 310-ЭС19-27004, от 30.09.2020 по делу № 310-ЭС20-9716, а также в постановлениях Арбитражного суда Северо-Кавказского округа от 07.07.2021 по делу № А61-4715/2019 и от 11.08.2021 по делу № А61-4219/2020.
В этой связи, хотел уточнить у коллег, как вы считаете, правомерен ли отказ газовиков от перерасчета гражданину-потребителю платы после поверки прибора учета газа, используемого для коммунально-бытовых нужд?
Журнал учета показаний приборов учета газа
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».