Правила приемки узлов учета газа

Содержание:

Приемка в эксплуатацию коммерческого узла учета газа

Приемка узла учета газа

Услуга по приемке узла учета газа (УУГ) является для потребителя бесплатной.

1. Перечень документов для приемки УУГ.

1.1 Рабочий проект — оригинал, согласованный АО «Газпром межрегионгаз Нижний Новгород» с Актом обследования проектной документации.

1.2 Для УУГ производительностью свыше 5 м 3 /ч: расчет-обоснование потребности в топливе (расчет планируемого максимального часового расхода газа) с указанием типа и мощности газопотребляющего оборудования.

1.3 Подлинники и копии паспортов на средства измерений входящие в состав УУГ, руководства по эксплуатации и технические описания на средства измерений, свидетельства о поверке.

1.4 Для УУГ производительностью свыше 16 м 3 /ч: акт проверки состояния и применения средств измерений и соблюдения требований методики выполнения измерений, расчет относительной расширенной неопределенности, акт измерений внутреннего диаметра измерительного газопровода (наличие акта предусматривается применяемой методикой выполнения измерений).

1.5 Паспорта на газопотребляющее оборудование.

2. Алгоритм по приемке УУГ.

2.1 Заявка на проверку готовности УУГ к коммерческой эксплуатации. Заявка подается не ранее чем за 3 дня до приемки любым удобным для Покупателя способом: электронная почта, факс, допускается подача заявки по телефону.

2.2 Доставка сотрудников ОАО «Газпром межрегионгаз Нижний Новгород» для приемки УУГ на объект и обратно в офис возлагается на владельца УУГ.

2.3 Работы на УУГ по его монтажу, программированию и наладке, проводят представители монтажной или обслуживающей организации нанятой владельцем УУГ. Квалификация персонала должна соответствовать требованиям предъявляемой методики выполнения измерений и технической документации на применяемые средства измерений.

2.4 К моменту приемки, расходомер-счетчик газа должен быть демонтирован с газопровода.

2.5 УУГ должен быть подготовлен к опломбированию, а именно: элементы крепления УУГ с измерительным газопроводом, обводная (байпасная) задвижка (кран), вся запорная арматура до УУГ, краны на средства измерений, ручки вентильного блока, и т.д. Подготовка осуществляется путем сверления отверстий в ручках, штоках, штурвалах, крепеже и т.д. В случае необходимости подготовки дополнительных мест пломбирования, на месте приемки должно быть предусмотрено наличие соответствующего инструмента.

2.6 При приемке УУГ должна находиться в наличии документация в соответствии с указанным ниже Перечнем.

2.7 УУГ производительностью свыше 40 м 3 /ч к моменту приемки должен обеспечивать получение распечаток параметров УУГ и архивов.

2.8 По окончанию приемки представителю владельца, в зависимости от результатов выдается: Акт приемки в эксплуатацию коммерческого УУГ с приложением, или Акт-предписание с указанием выявленных несоответствий и нарушений.

Перечень действий при вводе в эксплуатацию коммерческого узла учета газа. Подготовка к приемке.

Данные материалы актуальны с 01 июня 2017 года.
Рассматривается перечень документов и действий на примере Тверской области.
В других регионах будут отличаться названия и адреса контролирующих органов и региональных газовых компаний.

В соответствии с приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии №1049-ст от 13.12.2011 с 1 января 2013 года отменяются правила по метрологии Российской Федерации ПР 50.2.019-2006 и вступает в силу ГОСТ Р 8.740-2011 .

ГОСТ Р 8.740-2011 Расход и количество газа. Методика измерений с помощью турбинных, ротационных и вихревых расходомеров и счетчиков.

Прядок действий при вводе в эксплуатацию коммерческого узла учёта газа для юридических лиц

Для ввода в эксплуатацию узла учёта газа необходимо:

1. В отделе линейных измерений ЦСМ получить АКТ измерения внутреннего диаметра измерительного трубопровода ГОСТ Р 8.740-2011, (только для турбинных и вихревых счётчиков, для измерительных комплексов на базе RVG – не нужно, кроме случаев если на измерительном участке трубопровода есть врезки), а также: АКТ проверки состояния и применения средств измерений и соблюдения требований ГОСТ Р ГОСТ Р 8.740-2011 (приложение Г).

2. После готовности к пусконаладочным работам необходимо пригласить представителей Газпром межрегионгаз и Газпром газораспределение, для проверки УУ, его опломбировки и получения акта первичного ввода узла учета в эксплуатацию. Безусловное требование для выезда на объект заказчика – это наличие:

  • Согласованного проекта
  • Технических условий
  • Разрешения на использование газа
  • Акта законченного строительством объекта
  • Копий паспортов газоиспользуещего оборудования
  • Оригиналов паспортов на все средства измерения узла учета
  • Акта проверки состояния и применения средств измерений, и соблюдения требований ГОСТ Р 8.740-2011.
  • 3. Комиссия, составив АКТ первичного ввода УУ в эксплуатацию, опломбирует входные задвижки и все средства измерения.

    4. После выполнения врезки и подачи газа до отключающего устройства потребителя, производится повторное приглашение представителей Газпром межрегионгаз и Газпром газораспределение для пуска узла учета на счёт.

    5. Далее – процесс оформления расчётного счёта и оплата за потреблённый газ.

    Перечень документов,
    необходимых для предоставления в отдел метрологии Газпром межрегионгаз, Газпром газораспределение, после написания заявления:

  • копия части проекта, касающейся узла учёта газа;
  • копия разрешения на использование газа;
  • копия технических условий Газпром газораспределение;
  • копии паспортов на средства измерения (счётчики, датчики давления, вычислитель, датчик дифференциального давления): оригиналы иметь при себе, непосредственно при приёмке;
  • перечень газопотребляющего оборудования;
  • опросный лист Газпром газораспределение, для проведения анализа проектируемой системы учёта газа, согласованный на стадии выполнения проектных работ;
  • копии паспортов на газопотребляющее оборудование (страницу с техническими характеристиками горелки);
  • база данных, снятая с помощью принтера (только для прибора СПГ-761.2 любых модификаций);
  • акты из ЦСМ.
  • Информация о предъявлении узлов учёта газа в коммерческую эксплуатацию

    Для сдачи в коммерческую эксплуатацию нового узла учета газа (после реконструкции узла учета газа) необходимо подать заявку в отдел метрологии ООО «Газпром межрегионгаз Санкт-Петербург».

    Заявка, по установленной форме подписывается руководителем организации Потребителя, визируется соответствующим отделом по реализации газа и подается в отдел метрологии каб. 417 (Форма заявки на предъявление узла учета).

    При предъявлении узла учета необходимо предоставить следующие документы:

  • Проект газоснабжения, согласованный Поставщиком и газораспределительной организацией
  • Акт испытаний участка газопровода на герметичность с подписью представителя технического надзора Заказчика
  • Документы на представителя технического надзора Заказчика (Удостоверение на право проведения технического надзора, Приказ по предприятию о техническом надзоре)
  • Акт измерения внутреннего диаметра измерительного трубопровода
  • Заявка на проверку модемной связи подается по телефону 740-55-81. (Образец заявки на проверку модемной связи).
  • Действующие паспорта (свидетельства о поверке) на все приборы в составе узла учёта газа
  • Протокол настроечных параметров (база данных) вычислителя
  • Акт проверки состояния и применения средств измерений и соблюдения требований ГОСТ Р (при использовании турбинных, ротационных, вихревых и ультразвуковых расходомеров). Для получения акта необходимо обращаться в ФБУ «ТЕСТ СПб» или иному юридическому лицу, аккредитованному на право аттестации методик (методов) измерений.
  • Присутствие представителя Потребителя ответственного за безопасную эксплуатацию объектов газового хозяйства, при приемке узла учета газа, обязательно.

    Дополнительно: необходима готовность вычислителя к работе (внесение базы данных) и наличие постоянного, бесперебойного электропитания узла учёта газа.

    Для сдачи в коммерческую эксплуатацию узла учета газа после проведения очередной поверки , необходимо подать телефонограмму в отдел метрологии ООО » Газпром межрегионгаз Санкт-Петербург » для вызова специалиста по телефону 8(812)605-09-29.

    При приемке предоставить следующие документы:

  • Наличие модемной связи с Поставщиком
  • Вся документация предоставляется в первых экземплярах, предоставление копий недопустимо.

    Природный газ учет

    Just another WordPress.com site

    ОРГАНИЗАЦИЯ УЧЕТА ГАЗА

    ОРГАНИЗАЦИЯ УЧЕТА ГАЗА
    ПО ИЗМЕРИТЕЛЬНЫМ КОМПЛЕКСАМ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ.
    ИТОГИ ДЕСЯТИЛЕТНЕГО ОПЫТА

    Ю. Ю. Дроздов (начальник управления учета, метрологии режимов газоснабжения и АСКУГ ООО «Кавказрегионгаз»),
    В. С. Тищенко (зам начальника отдела метрологии ООО «Краснодаррегионгаз»),
    В. А. Хазнаферов (к.т.н., доцент кафедры Автоматизации производственных процессов КубГТ)

    Нормативная база, регулирующая вопросы учета энергоносителей всегда отличалась наличием противоречий и неоднозначностей обличенных в форму законодательных актов. Авторы неоднократно говорили о необходимости внесения уточнений в правила по метрологии [1], [2]. И, тем не менее, документы написаны и утверждены, а нам остается искать пути соблюдения их требований. Когда в 1996 году были приняты правила учета гласившие: «Учет количества газа, подаваемого газораспределительной организацией потребителю газа, должен осуществляться по узлам учета потребителя газа».

    Возникло много неожиданных проблем. Самыми неподготовленным к подобным формулировкам оказались газораспределительные организации (ГРО), которые, по сути, и являлись Поставщиком газа конечным Потребителям. На тот период времени это были райгазы и горгазы (позднее функцию Поставщика взяли на себя региональные участки ООО «Краснодаррегионгаз»). Вести учет газа по измерительным комплексам Потребителя было делом не простым. И в первую очередь не из-за стремления к какому-то умышленному обману. А чаще из-за низкой квалификации кадров занимающихся учетом как со стороны Потребителя, так (будем откровенны) и со стороны ГРО (Поставщика). Кроме того, на пороге 21 века в нашем регионе находилось огромное количество объектов, на которых учет велся так сказать на «глазок» или по взаимной договоренности сторон. И было не мало людей работающих в сфере учета газа, убежденных, что это нормальная ситуация. Имели место и «частные» продажи голубого топлива. За некоторое вознаграждения учетчик «списывал» определенные объемы газа, а лишения премиальных за не баланс вполне компенсировалось суммарной величиной вознаграждений.

    В таких условиях актуальной оказалось задача определить основные направления при формировании системы приборного учета газа, взаиморасчетов за потребленный газ, которые позволили бы довести требования юридических и технических нормативных документов до практической реализации. Или другими словами, в то время весьма модными, была поставлена цель определить концепцию создания коммерческих узлов учета расхода газа, пригодных для взаиморасчетов с конечными потребителями.

    Для решения перечисленных выше проблем были сформулированы следующие тезисы:

    § узел учета согласно требованию Правил должен принадлежать Потребителю;

    § вновь вводимые узлы учета должны быть только с полуавтоматическим измерением параметров газа (самописцы и картограммы решено было оставить в 20 веке);

    § необходимо, чтобы ГРО (Поставщик) и Потребитель согласовали приборный состав измерительного комплекса на уровне проектной документации для предотвращения спорных вопросов при приемке и эксплуатации. При этом Потребители, проектные организации, другие заинтересованные лица должны иметь доступ к списку рекомендованных Поставщиком средств измерения или измерительных комплексов. Чтобы вопрос согласования проектной документации представлял собой двухстороннее сотрудничество, а не одностороннее лоббирование чьих-то коммерческих интересов;

    § процедура приемки узла учета в эксплуатацию должна обеспечивать проверку соответствия согласованного проектного решения и реализованного в «железе» измерительного комплекса. А также обеспечивать не только проверку функционирования средств измерений, но и проверку готовности персонала к эксплуатации вводимого измерительного комплекса;

    § узел учета с одной стороны должен быть надежно защищенным от несанкционированного вмешательства в его работу, а с другой, быть легко диагностируем на уровне персонала региональных представительств Поставщика газа.

    Далее предстояло реализовывать эти решения на практике.

    Для начала отдел метрологии ООО «Краснодаррегионгаз» организовал лабораторию, в которой были собраны различные средства измерения перспективные для применения в коммерческих узлах учета расхода газа. Естественно, чтобы сократить материальные издержки сначала произвели анализ всего предлагаемого приборного парка, выбрав наиболее интересные образцы, а лишь потом собрали их на лабораторном стенде. Лабораторные испытания производились не с целью проверки метрологических параметров. Приборы, внесенные в Государственный реестр, естественно проходили целую программу испытаний при утверждении типа. Гораздо важнее было определить потребительские качества планируемых к применению средств измерений. Оценить возможности несанкционированного вмешательства, возможные эксплуатационные ошибки, необходимые мероприятия по диагностике работоспособности приборов по месту их установки. То есть, оценить те качественные параметры средств измерений, которые выходят за рамки утвержденной методики поверки.

    Основываясь на результатах лабораторных экспериментов, в обиход был введен термин «измерительный комплекс в минимальной комплектации». Это некий минимальный набор аппаратных и программных средств, позволяющий производить необходимые измерения, накапливать архивные данные, получать распечатки протоколов на бумажном носителе, и обеспечивать возможность дистанционного опроса через модемную связь.

    Следующий большой этап работы это организация согласования проектной документации. Как мы уже упоминали выше, этот этап стал возможен только при тесном сотрудничестве с проектными организациями. По инициативе отдела метрологии ООО «Краснодаррегионгаз» были организованы семинары для проектировщиков, в ходе проведения которых давались рекомендации по выполнению правил по метрологии, и формированию в проектах минимальной комплектации измерительных комплексов, необходимой при дальнейшей эксплуатации узлов учета.

    Особое внимание уделялось вопросам выбора диапазона измерения расходомеров. Анализ работы существующих узлов учета, результаты лабораторных экспериментов выявили, что работа счетчика ниже минимальной границы диапазона измерения может приводить к ощутимым потерям при учете газа. Пропагандируемый некоторыми проектировщиками метод подбора счетчика по максимальному газопотреблению объекта, с условием одновременности работы оборудования, невозможности эксплуатации одного без другого и т.п. оказался несостоятельным. Авторы неоднократно становились свидетелями ситуации на предприятиях, спроектированных по указанному принципу, при которых малые потребители (посты газовой резки, водоподогреватели и т.п.) спокойно эксплуатировались без включения котельных, а большие счетчики уверенно показывали при этом нулевой расход газа.

    Показатель того, что общий язык в вопросах проектирования узлов учета расхода газа был найден, говорит тот факт, что только за последние пять лет в отделе метрологии ООО «Краснодаррегионгаз» зарегистрировано более тысячи проектов согласованных для технической реализации.

    Серьезной работы потребовала организация приемки измерительных комплексов в эксплуатацию. Был разработан Акт соответствия измерительного комплекса требованиям нормативных документов вобравший в себя комплекс вопросов по соответствию проектному решению, (и соответственно: правилам учета газа, правилам по метрологии и др. документам). Этот Акт (в просторечии получивший название Акт приемки из монтажа) подписывается представителями Поставщика газа, Потребителя газа (владельца узла учета) и наладочной организацией. Только по соглашению всех трех сторон измерительный комплекс считается смонтированным правильно и допущенным к проведению пуско-наладочных работ. Такой подход был обусловлен двумя причинами: во-первых, слабым участием Потребителя в работах по монтажу. Служба эксплуатации, как правило, подключается к работам на узле учета после инструктажа наладчиков по результатам пуско-наладочных работ. Во-вторых, предварительная сдача из монтажа в наладку позволила упростить проверку соответствия правилам по метрологии измерительного трубопровода. Когда газ на узел учета еще не подан, то монтаж и демонтаж счетчиков и других измерительных приборов не является газоопасными работами, что значительно упрощает его выполнение.

    Сдача узла учета в эксплуатацию по результатам оконченных пуско-наладочных работ производится после накопления архивов, получения распечаток протоколов, то есть отработки тех эксплуатационных мероприятий, которые служба эксплуатации должна выполнять в дальнейшем уже без участия наладочной организации. Причем процедуры проверки работоспособности измерительного комплекса при приемке из наладки проводятся обязательно на объекте. Проверяются нулевые значения преобразователей давления (перепада давления), сверяются величины подстановочных значений параметров газа, включаемых при появлении нештатных ситуаций. То есть проверяется одновременно качество выполнения наладочных работ и готовность Потребителя к дальнейшей эксплуатации измерительного комплекса. По окончании всех работ сторонами подписывается паспорт измерительного комплекса, содержащий весь комплект необходимых данных, программируемые параметры, константы, сроки поверки приборных средств и др. В соответствии с требованиями существующих нормативных документов в процессе приемки измерительного комплекса в эксплуатацию, участвуют и представители региональных ЦСМ. Но исходя из нашего опыта, методики, проверяемые ЦСМ (методики поверки средств измерений, методика проведения измерений), не исчерпывают всех вопросов возникающих в процессе эксплуатации измерительного комплекса. Поэтому основная нагрузка по проверки работоспособности измерительного комплекса ложится на региональные представительства Поставщика газа.

    Для реализации последнего пункта наших тезисов пришлось также решить множество организационных вопросов. Во-первых, было организовано периодическое обучение персонала региональных участков ООО «Краснодаррегионгаз». Во-вторых, по результатам практического опыта эксплуатации, были определены основные диагностические операции, позволяющие выявить неисправности измерительных комплексов или попытки несанкционированного вмешательства в их работу.

    Важным моментом в организации учета газа по данным измерительных комплексов Потребителей является сама система отчетности. Именно работа с бумажными протоколами, оценка нештатных ситуаций, и окончательный расчет объемов, скрепленный взаимными подписями ответственных лиц, в настоящий момент является единственно разумным вариантом взаимодействия Поставщика и Потребителя.

    Модемная связь, дистанционный опрос вычислителей это лишь элемент проверочных мероприятий. Так называемая телеметрия это удобно, но как только «закрытие объемов» производят по компьютерным файлам, начинаются многочисленные выяснения, споры, и даже судебные иски. Кроме того, наш многолетний опыт показывает, что только посещение объектов, непосредственный контроль приборов позволяет избежать несанкционированных действий. Обмануть дистанционно опрашиваемый измерительный комплекс, увы, можно, и мы в этом неоднократно убеждались.

    Протокол, который получил сам Потребитель, со своего вычислителя остается психологически самым неоспоримым. А что, касается нештатных ситуаций и санкций по ним, то быстрота обработки протокола во многом определяется возможностями вычислителя, т.е. функциями, заложенными разработчиками. Например, наличие у вычислителя ВКГ-2 единого протокола, на котором к одному интервалу времени привязаны и измеренные (вычисленные) величины, и нештатные ситуации, позволяет быстро обработать представленную Потребителем информацию. А всевозможные системы с раздельными протоколами и так называемыми журналами событий, многократно увеличивают время выявления нештатных ситуаций, а зачастую на местах просто не обрабатываются из-за недостатка времени и кадров.

    Подводя итоги, хотелось бы сказать следующее. Благодаря усилиям огромного количества специалистов в Краснодарском крае функционирует вполне работоспособная система учета расхода газа по измерительным комплексам Потребителей.

    Наработан большой опыт по применению различных расходомеров и средств измерений параметров газа. На основании этого опыта определены приоритетные приборные решения. Но в данном материале нет особого смысла устраивать полемику, что хорошо, а что плохо. Дело в том, что применение той или иной приборной базы во многом связано, с тем, как организован процесс эксплуатации. Например, у нас при проверке нуля датчиков давления (или перепада давления) производят операцию регистрации, чтобы зафиксировать показания приборов на бумаге. Распечатывают протокол регистратора, который подписывается сторонами. В регионах, где к этим процедурам относятся менее серьезно (не проводят проверки вообще, верят тому, что показал индикатор и т.п.), наш опыт, и предлагаемые нами приборные решения просто не нужны. То же самое касается вопросов регистрации времени работы измерительного комплекса в период нештатных ситуаций, например, за границами диапазона измерения расходомера. Поэтому и получается, как в народе говорят: «…что русскому хорошо, то …». Но, опять основываясь на народной мудрости про кулика и болото, мы убеждены, что десять лет назад взяли правильное направление.

    Литература

    1. Дроздов Ю.Ю., Иванов Н.А., Хазнаферов В.А. Рассуждения на тему правил по метрологии или как легко внести смуту в учет газа // Коммерческий учет энергоносителей: Труды 20-й Международной научно-практической конференции. 23-24 ноября 2004 г. / Под ред. А.Г. Лупея.- СПб.: Борей-Арт, 2004, с. 279-282

    2. Дроздов Ю.Ю., Тищенко В.С., Хазнаферов В.А. Пытаемся исправить старые недочеты новых правил по метрологии // Коммерческий учет энергоносителей: Труды 26-й Международной научно-практической конференции. 20-22 ноября 2007 г. / Под ред. Д.Л. Анисимова.- СПб.: Борей-Арт, 2007, с. 107-113

    Новые требования к коммерческим узлам учета расхода газа

    В данной статье рассматриваются новые требования, предъявляемые к коммерческим узлам учета расхода газа (далее — КУУГ) в связи с принятием 1 января 2017 года ГОСТ 30319-2015 «Газ природный. Методы расчета физических свойств» в трех частях, а так же способы приведения КУУГ в соответствие с данным ГОСТом.

    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.

    Технический комитет по стандартизации 024 разъяснил своим письмом от 20 сентября 2016 года, что требования вышеуказанного стандарта распространяются на вновь вводимые в эксплуатацию, реконструируемые или подвергаемые техническому перевооружению КУУГ. Приведение действующих КУУГ в соответствие с требованиями ГОСТ 30319-2015 должно осуществляться по истечении срока службы и (или) срока годности. К примеру, срок службы довольно распространенного в Московском регионе корректора объема газа SEVC-D – 15 лет, турбинных счетчиков газа – 10 — 12 лет, ротационных счетчиков газа – около 12 лет.

    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.

    Итак, какие новые требования предъявляет ГОСТ 30319-2015 к узлам учета газа?
    Для начала, следует сказать, что данный стандарт принят взамен утратившего силу ГОСТ 30319-96 и предъявляет требования к методу вычисления коэффициента сжимаемости газа. В старом ГОСТе применялись методы УС GERG-91 мод. и NX-19 мод., а теперь вместо этих двух методов должен применяться новый — AGA8 (Международный стандарт ISO 20765-1:2005). Так же расширен диапазон применимости алгоритмов до абсолютного давления в 30 МПа. По сути, изменились требования только к корректору объема газа, а именно к его прошивке. Требования к остальным компонентам КУУГ (счетчик газа, датчики) остались неизменными.

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

    1-ый способ — самый простой, заключается в перепрограммировании корректора представителями завода-изготовителя без замены всего КУУГ и его компонентов по согласованию с филиалом ГУП МО «Мособлгаз». Но этот способ может быть использован только на современном КУУГ до истечения его паспортного срока службы с относительно новым корректором (например, ЕК-270 выпущенным после 12.07.13г.) имеющим возможность такого обновления ПО.

    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.

    Законодательная база Российской Федерации

    Бесплатная консультация
    Федеральное законодательство

  • Главная
  • «ПРАВИЛА УЧЕТА ГАЗА» (утв. Минтопэнерго РФ 14.10.96)
    • «Российская газета», N 230, 05.12.96,
    • «Бюллетень нормативных актов федеральных органов исполнительной власти», 1996, N 11

    ПРАВИЛА УЧЕТА ГАЗА

    В Правилах изложены основные организационные и технические требования к учету газа во всех сферах экономики Российской Федерации. Предназначены для специалистов и персонала, занятых проектированием, наладкой и эксплуатацией систем газоснабжения, узлов учета, разрабатывающих средства измерений расхода газа, его количества и параметров.

    Газ — природный, нефтяной (попутный) и отбензиненый сухой газы, добываемые и собираемые газонефтедобывающими организациями и вырабатываемые газонефтеперерабатывающими заводами.

    Поставщик — газонефтедобывающие, газонефтеперерабатывающие, газотранспортные предприятия и организации, обеспечивающие поставку газа газораспределительным организациям или потребителям. Газораспределительная организация, покупающая газ по договору для потребителей, является для них поставщиком.

    Газораспределительная организация — республиканские, краевые, областные, городские, межрайонные, сельские предприятия газового хозяйства, являющиеся специализированными организациями по эксплуатации газовых сетей в городах и населенных пунктах.

    Потребитель газа — юридические лица, использующие газ в качестве топлива или сырья.

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

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

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

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

    1.1. Настоящие «Правила учета газа» (в дальнейшем Правила) разработаны в соответствии с Постановлением Правительства Российской Федерации от 2 ноября 1995 г. N 1087 «О неотложных мерах по энергосбережению» специалистами Госгазинспекции Минтопэнерго России и ее территориальных органов.

    1.2. Правила определяют требования к организации учета количества газа, контроля его параметров, а также общие технические требования к узлам учета газа.

    1.3. Правила действуют на территории Российской Федерации и обязательны для исполнения юридическими лицами, независимо от их ведомственной подчиненности и организационно — правовых форм, а также населением при отпуске газа, проектировании газопотребляющих объектов, выполнении монтажных, ремонтных, наладочных работ на узлах учета газа, эксплуатации газоиспользующего оборудования и узлов учета газа, изготовлении и выпуске оборудования, входящего в состав узлов учета.

    1.4. Требования Правил распространяется на поставщиков, газораспределительные организации и потребителей газа при взаимных расчетах за поставку и потребление газа, независимо от объемов его поставки и потребления.

    1.5. Учет газа организуется с целью:

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

    контроля за расходными и гидравлическими режимами систем газоснабжения;

    составления баланса приема и отпуска газа;

    контроля за рациональным и эффективным использованием газа.

    1.6. Испытания в целях утверждения типа, а также поверка узлов учета и средств измерений, входящих в их состав, должны проводиться в соответствии с требованиями Госстандарта России.

    Монтаж и эксплуатация оборудования, входящего в состав узлов учета, проводится в соответствии с требованиями Госстандарта России и инструкциями изготовителей оборудования.

    1.7. Ответственность за надлежащее состояние и исправность узлов учета газа, а также за их своевременную поверку несут владельцы узлов учета в соответствии с Кодексом об административных правонарушениях (статьи 90, 94, 95, 95.1).

    1.8. Сторона, ведущая учет количества газа, обязана обеспечить представителям другой стороны, а также должностным лицам Госгазинспекции России и Госстандарта России доступ к узлам учета и возможность осуществления метрологического надзора, проверки их технического состояния и правильности их функционирования.

    1.9. Поставщик не вправе требовать от потребителя газа установки на узле учета средств измерений, не имеющих сертификатов Госстандарта России об утверждении типа.

    1.10. Разногласия по техническим вопросам организации и ведения учета газа рассматриваются соответствующим территориальным органом Госстандарта России или в установленном порядке.

    1.11. Все работы по монтажу узлов учета газа должны выполняться организациями, имеющими разрешение Госгортехнадзора России и Минстроя России на право проведения указанных работ.

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

    2.2. Учет количества газа, отпускаемого поставщиком газораспределительной организации или потребителю газа (при прямых поставках), должен осуществляться по узлам учета поставщика или потребителя газа, установленным в соответствии с требованиями действующих норм и настоящих Правил. Средства измерений, входящие в комплект узлов учета газа, должны иметь сертификат Госстандарта России об утверждении типа и поверены в органах Государственной метрологической службы.

    При отсутствии узлов учета у поставщика, их неисправности или отсутствии действующего поверительного клейма, количество поданного газа определяется по данным газораспределительной организации или потребителя газа (по соглашению сторон).

    Учет количества газа, подаваемого газораспределительной организацией потребителю газа, должен осуществляться по узлам учета потребителя газа.

    При отсутствии узлов учета газа у потребителя газа, их неисправности, отсутствии действующего поверительного клейма количество поданного газа определяется по проектной мощности установок исходя из 24 часов работы их в сутки за время неисправности узлов учета газа.

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

    2.4. На каждом узле учета с помощью средств измерений должны определяться:

    время работы узла учета;

    расход и количество газа в рабочих и нормальных условиях;

    среднечасовая и среднесуточная температура газа;

    среднечасовое и среднесуточное давление газа.

    2.5. Измерение и учет количества газа, осуществляемые по узлам учета потребителя газа и поставщика, производятся по методикам выполнения измерений, аттестованным в установленном порядке.

    Определение количества газа должно проводиться для нормальных условий. По согласованию поставщика и потребителя газа определение количества газа может проводиться по приборам с автоматической коррекцией по температуре или по температуре и давлению.

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

    2.6. Нормы точности учета количества газа определяются Минтопэнерго России совместно с Госстандартом России.

    2.7. Узел учета должен быть защищен от несанкционированного вмешательства.

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

    2.9. Учет количества газа, реализуемого населению, производится по приборам учета газа или на основании норм расхода газа (на приготовление пищи, горячей воды и отопления, при наличии систем местного отопления). Нормы расхода газа на одного человека и единицу отапливаемой площади, а также нормы расхода газа на содержание скота в личном подсобном хозяйстве разрабатываются и определяются газораспределительными организациями в установленном порядке.

    2.10. Право утверждать нормы расхода газа предоставляется органам исполнительной власти субъектов Российской Федерации в соответствии с Постановлением Совета Министров — Правительства Российской Федерации от 23.07.93 N 719.

    2.11. Вновь проектируемые жилые дома и административные здания, в которых предусмотрено использование газа на другие, кроме бытового пищеприготовления, цели (горячее водоснабжение, местное отопление и т.д.) переходят на отпуск газа с использованием приборов его учета.

    2.12. Счетчики газа, используемые населением, должны быть внесены в Государственный реестр средств измерений и поверены в органах Государственной метрологической службы.

    Монтаж и наладка этих счетчиков производится специализированной службой, входящей в состав местной газораспределительной организации.

    Техническое задание узел учета газа

    /Руководитель предприятия — /Руководитель предприятия

    Разработчика/ Заказчика (потребителя газа)/

    узел учета газа

    ( наименование организации», наименование объекта,

    расположенной по адресу: )

    Действует с «___»_____________2008 г.

    межрегионгаз Казань» ЭПУ «…………………..»

    ООО «Газпром трансгаз Казань»

    1 Общие сведения

    2 Назначение узла учета газа

    3 Исходные сведения о параметрах работы газопотребляющего оборудования

    4 Требования к составу и элементам узла учета

    5 Состав и содержание работ по созданию УУГ

    6 Требования к составу и содержанию работ по подготовке УУГ к вводу в эксплуатацию

    7 Порядок контроля и приемки в эксплуатацию УУГ

    8 Требования к документированию

    9 Источники для разработки УУГ

    1 Общие сведения

    1.1 Техническое задание (ТЗ) является основным исходным документом, для создания или реконструкции узла учета газа (УУГ). ТЗ определяет требования к составу, техническим и эксплуатационным характеристикам узла учета газа, а также к составу разрабатываемой документации и порядку действий по созданию и вводу в эксплуатацию УУГ.

    1.2 Техническое задание разрабатывается и утверждается совместно заказчиком и разработчиком.

    В процессе разработки ТЗ для получения исходной информации и определения необходимых требований к УУГ привлекаются организации: поставщик газа – , владелец газораспределительной системы – трансгаз Казань» и его эксплуатационно-производственные управления по зонам обслуживания на территории Республики Татарстан.

    1.3 Узел учета газа – совокупность средств измерений и технических устройств, обеспечивающих, измерение и учет (регистрацию) объема газа, приведенного к стандартным условиям, а также контроль его параметров.

    1.4 Автоматизированный измерительный комплекс (ИК) узла учета газа – функционально объединенная совокупность средств измерений, обеспечивающих автоматизированное измерение и учет (регистрацию) объема газа, приведенного к стандартным условиям, а также контроль его параметров и функционирующая как единая автоматизированная измерительная система коммерческого учета газа.

    Автоматизированный измерительный комплекс (ИК) УУГ обладает основными признаками средств измерений (СИ) и является их разновидностью, на него распространяются все общие требования как к разработке, так и эксплуатации СИ.

    1.5 Метрологическое обеспечение ИК включает в себя следующие виды деятельности:

    — нормирование, расчет метрологических характеристик измерительных

    — метрологическая экспертиза технической документации на ИК;

    — испытания ИК с целью утверждения типа по разработанной программе, утверждение типа и методики поверки ИК;

    — поверка и калибровка ИК;

    — метрологический надзор за выпуском, монтажом, наладкой, состоянием и применением ИК.

    1.6 Создаваемый УУГ должен обеспечивать выполнение данного ТЗ, и отвечать требованиям следующих основных документов:

    — Закон РФ «Об обеспечении единства измерений»;

    — «Правила учета газа в Российской Федерации», зарегистрированные в Минюсте РФ 30.04.14 г. за № 000;

    — ГОСТ 2939-63 «Газы. Условия для определения объема»;

    — «Правила поставки газа в РФ», утвержденные постановлением правительства РФ № 000 от 01.01.2001 г.;

    — Договор поставки газа №___ от_____ ;

    — Технические условия от ЭПУ «…………….» трансгаз Казань».

    1.7 Основанием для разработки ТЗ являются:

    — Заключение ООО “Газпром трансгаз Казань” о технической возможности газоснабжения (подключения к газораспределительным сетям).

    — Заключение ЗАО “Татгазинвест”о возможности поставки газа.

    — Технические условия на присоединение к газораспределительной системе или проектирование, реконструкции (модернизации) узла коммерческого учета газа.

    — Договор на поставку природного газа;

    — Договор №___ от _____на разработку проекта газоснабжения или создание/реконструкцию (модернизацию) узла учета газа между заказчиком — организации» и разработчиком (генподрядчиком).

    2 Назначение узла учета газа

    2.1 Назначение УУГ:

    2.1.1 Назначением УУГ является измерение и учет расхода и объема природного газа в соответствии с требованиями Закона об обеспечении единства измерений в РФ, нормативных документов Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии, Правил учета газа в РФ и условий Договора на поставку природного газа, заключенного между межрегионгаз Казань» и организации».

    2.1.2 Для обеспечения договорных значений норм точности — суммарной погрешности измерительного комплекса (комплекта средств измерений) расхода и объема газа, указанных в Договоре на поставку газа процесс коммерческого учета расхода и объема потребляемого природного газа на УУГ подлежит автоматизации. Внедрение автоматизированного ИК УУГ повышает степень взаимного доверия поставщика и потребителя газа и укрепляет их партнерские отношения.

    2.2 ИК УУГ должен иметь возможность передачи в режиме реального времени по интерфейсной линии связи результаты измеренных значений расхода, объема и параметров газа в диспетчерский пункт поставщика газа и в службу (отдел) режимов газоснабжения ЭПУ «…………. » трансгазКазань».

    2.3 В результате создания УУГ с автоматизированным ИК должна появиться возможность оперативной подготовки данных для взаимных расчетов с Поставщиком за потребляемый газ, обеспечения контроля за рациональным и эффективным использованием газа.

    3 Исходные сведения о параметрах работы газопотребляющего оборудования

    3.1 Диапазон изменения избыточного давления перед узлом учета газа (первичным преобразователем расхода) составляет: Рмин = ___ МПа и Рмакс =____МПа

    3.2 Температура газа в измерительном трубопроводе (газопровод наружный, подземный, комбинированный) может изменяться в течение года в пределах: (от ___ до ____) оС.

    3.3 К узлу учета газа будет подключено следующее газопотребляющее оборудование: Таблица 1.

    Минимальный расход (нм3/ч)

    Максимальный расход (нм3/ч)

    3.4 Минимальный возможный расход потребляемого газа по объекту составляет: ____ нм3/час, максимальный возможный расход газа равен ___ нм3/час.

    4 Требования к составу и элементам узла учета

    4.1 УУГ должен быть установлен в соответствии с «Правилами учета газа в РФ» как единый узел учета на границе раздела распределительных газопроводов трансгазКазань» и Покупателя газа.

    4.2 ИК УУГ функционально должен состоять из первичных преобразователей и измерительных каналов расхода, измерительного канала давления, измерительного канала температуры, а также автоматического вычислительного устройства — вычислителя (корректора).

    4.3 ИК УУГ должен состоять из сертифицированных и поверенных в органах Государственной метрологической службы Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии средств измерений, программных средств и вычислительных устройств.

    4.4 Основными требованиями к ИК УУГ являются:

    — высокая надежность в соответствии с п. 4.13 технических средств, обеспечивающих высокую достоверность и требуемую точность измерений объема газа, приведенного к стандартным условиям;

    — обеспечение непрерывного контроля за расходом газа в процессе его потребления;

    — возможность интеграции в Автоматизированную систему коммерческого учета газа (АСКУГ) по РТ с использованием системы телеметрии поставщика газа — .

    4.5 Значение величины суммарной основной относительной погрешности средств измерений (ИК) при измерении объемного расхода газа, приведенного к стандартным условиям в течение установленного межповерочного интервала (МПИ) не должно превышать:

    +/- 3,3 % в диапазоне расходов — до 10 м3/ч;

    +/- 2,5 % в диапазоне расходов — от 10 м3/ч до 135 м3/ч;

    +/- 2,0 % в диапазоне расходов — от 135 м3/ч до 500 м3/ч;

    +/- 1,5 % в диапазоне расходов — от 500 м3/ч до 5000 м3/ч;

    +/- 1,3 % в диапазоне расходов — от 5000 м3/ч до 10000 м3/ч;

    +/- 1,2 % в диапазоне расходов — от 10000 м3/ч до 100000 м3/ч;

    +/- 1,0% в диапазоне расходов — свыше 100000 м3/ч.

    4.6 Согласно ГОСТ 2939-63 и «Правила учета газа» в РФ объем газа должен приводиться к следующим стандартным условиям:

    температура 20о С (293,150 К);

    давление 760 мм. рт. ст. (0,101325 МПа);

    4.7 При проектировании УУГ предусмотреть ИК____ (Приложение 1), на базе:

    4.7.1 Первичного преобразователя расхода типа ______ (выбранного по обязательному Приложению 2).

    Преобразователь должен быть размещен в отапливаемом/ не отапливаемом помещении или вне помещения. Выбор типоразмера первичного преобразователя расхода описан в приложении 4.

    4.7.2 Первичного преобразователя давления типа ___________ (выбранного в соответствии с Описанием типа соответствующего ИК (Приложение 1). Преобразователь должен быть размещен в помещении с температурой 20±5о С./ Преобразователь должен быть размещен в неотапливаемом помещении/вне помещения. при этом дополнительная погрешность от влияния температуры не должна превышать 0,07 % на каждые 10о С.

    4.7.3 Первичного преобразователя температуры типа___________ (выбранного в соответствии с Описанием типа соответствующего ИК (Приложение 1).

    4.7.4 Вычислителя (корректора) типа ___ (выбранного по обязательному Приложению 3). Допускаемые диапазоны температуры и влажности окружающей среды вычислителя (корректора) должен соответствовать условиям эксплуатации.

    4.8 На дисплее вычислителя (корректора) ИК УУГ по запросу должны отображаться значения измеряемых текущих и архивных параметров газа. Глубина архива должна быть не менее 35 суток по значениям часовых расходов газа.

    4.9 Должна быть обеспечена распечатка на бумажном носителе с помощью принтера всех измеряемых параметров (часовых и суточных данных по расходу, абсолютному давлению, температуре и вычисленному объему газа), параметров газа (Теплота сгорания, СО2, N2, H2, относительная плотность) и архив нештатных ситуаций за отчетный период (месяц).

    4.10 В ИК УУГ должна быть обеспечена самодиагностика работоспособности системы и состояния измерений, защита и сохранность измеренной информации при авариях, а также защита от несанкционированного доступа и вмешательства в работу ИК.

    4.11 При отказе датчиков расхода (объема), давления или температуры, также выходе измеряемых величин за пределы нормированных диапазонов измерений вышеперечисленных датчиков, вычислитель (корректор) ИК должен обеспечивать возможность подстановки в расчеты согласованных с поставщиком газа условно-постоянных значений давления, температуры и расхода для приведения объемного расхода потребляемого газа к стандартным условиям.

    4.12 Непрерывность измерения объема потребляемого газа и сохранность архивной информации должны быть обеспечены применением автономного электропитания (источников бесперебойного питания, аккумуляторов или батарей).

    4.13 ИК должен быть устойчив к воздействию пыли, влаги по требованиям ГОСТ 14254-96, а также к воздействию электромагнитного внешнего поля напряженностью: переменного поля – до 40 А/м, постоянного поля – до 400 А/м, высокочастотного электромагнитного поля и воздействию синусоидальной вибрации по требованиям ГОСТ 12997-84 в соответствии с условиями размещения элементов ИК.

    Средний срок службы ИК должен быть не менее — 12 лет.

    Средняя наработка ИК на отказ не менее — 30000 часов.

    Защитное заземление СИ должно быть выполнено в соответствии с требованиями ГОСТ 51430.10-99, СНиП 3.05-06-85, ПУЭ.

    4.14 Конструктивное исполнение и состав технических средств УУГ и их монтаж должны обеспечивать возможность быстрого восстановления работоспособности системы.

    4.15 При необходимости обеспечения непрерывного газоснабжения следует предусмотреть контролируемую байпасную линию на счетчике газа.

    4.16 Для обеспечения надежной и безотказной работы первичного преобразователя расхода газа в течение всего межповерочного интервала необходимо обеспечить требуемую степень очистки газа.

    4.17 В проекте УУГ должна быть предусмотрена установка дублирующих (контрольных) показывающих средств измерений давления и температуры газа с обеспечением требований действующих методик выполнения измерений.

    4.18 По требованиям безопасности проектируемый УУГ должен соответствовать нормам и правилам, установленным в следующих документах:

    — СНиП 42-01-2002 «Газораспределительные системы»;

    — «Правила устройства электроустановок»;

    — «Правила технической эксплуатации и требования безопасности труда в газовом хозяйстве» с Изм. № 1;

    — «Правила безопасности систем газораспределения и газопотребления» ПБ 12-529-03, утвержденные Госгортехнадзором 18.03.03 г. за № 9.

    4.19 По требованиям эргономики и технической эстетики ИК УУГ должен обеспечивать высокое качество (дружественный интерфейс) и комфортность взаимодействия операторов и обслуживающего персонала с компонентами системы.

    4.20 Организационное обеспечение функционирования системы должно включать необходимое количество сменных операторов, технического персонала, наличие соответствующих инструкций по их взаимодействию, ведению отчетности учета расхода и объема потребляемого газа, в том числе при нештатных ситуациях.

    4.21 К эксплуатации УУГ должны допускаться лица, изучившие техническое описание, руководство по эксплуатации, требования по техническому обслуживанию ИК и его составных частей, прошедшие соответствующий инструктаж и назначенные приказом или распоряжением руководства заказчика.

    4.22 В процессе эксплуатации ИК УУГ должен быть обеспечен техническим обслуживанием в объеме предусмотренном Руководствами по эксплуатации соответствующих средств измерений. Техническое обслуживание должно проводится обученным и аттестованным персоналом организации, имеющей необходимые допуски для проведения вышеуказанных работ в соответствии с требованиями нормативных документов, изложенных в п.4.18.

    5 Состав и содержание работ по созданию УУГ

    5.1 Создание УУГ в соответствии с ГОСТ 34.601-90 должно включать следующие этапы:

    5.1.1 Заключение договора с разработчиком и изготовителем (генподрядчиком) системы.

    5.1.2 Разработка технического задания, согласование его с поставщиком газа () и ЭПУ «………..» ООО «Газпром трансгаз Казань» по предъявляемым требованиям к ИК УУГ и коммерческому учету газа и утверждение его заказчиком и разработчиком.

    5.1.3 Разработка рабочего проекта.

    5.1.4 Проведение метрологической экспертизы проекта, согласование проекта с Отделом метрологии и АСКУГ , согласование в ОРГ ЭПУ «……………» трансгаз Казань».

    5.1.5 Монтаж ИК, программирование вычислителя (корректора), пусконаладка ИК УУГ.

    5.1.6 Опытная эксплуатация ИК со сроком, согласованным с .

    5.1.7 Сдача ИК УУГ комиссии и ввод в эксплуатацию.

    6 Требования к составу и содержанию работ по подготовке УУГ к вводу в эксплуатацию

    6.1 При подготовке УУГ к вводу в эксплуатацию разработчику вместе с заказчиком необходимо провести следующие работы:

    — помещение, где будет эксплуатироваться ИК УУГ, должно быть подготовлено по требованиям чистоты, допустимой запыленности, влажности, вибрации, внешним электромагнитным полям и освещенности;

    — разработчик должен проверить и окончательно определить количество и типы действующего и резервного газопотребляющего оборудования, подключенного к УУГ и соответствие расчетного нормированного диапазона измерения расхода газа ИК диапазону изменения расхода газа;

    — подготовить и обучить персонал, обслуживающий УУГ, к этапу ввода системы в эксплуатацию;

    — к началу пуско-наладочных работ УУГ должен быть смонтирован в соответствии с проектом;

    — после проведения пусконаладочных работ все имеющиеся замки доступа в вычислителе (корректоре) должны быть закрыты паролями, переключатели защиты данных переведены в положение «Включено».

    7 Порядок контроля и приемки в эксплуатацию УУГ

    7.1 Для приемки УУГ в эксплуатацию заказчик (покупатель или потребитель газа):

    — в установленном порядке оформляет Договор поставки газа (дополнительное соглашение) с ЗАО “Татгазинвест”

    — создает комиссию в составе представителей: от поставщика газа – , от эксплуатационно-производственного управления (ЭПУ «…………..») трансгаз Казань», от разработчика (генподрядчика).

    7.2 Перед пуском узла учета газа, при вводе его в эксплуатацию или реконструкции представителем ГМС, представителем поставщика и представителем потребителя газа производится проверка реализации методики выполнения измерений (МВИ) с составлением соответствующего Акта в соответствии с ПР 50.2.022-99/ ПР 50.2.019-2006 (раздел 10, Приложение В)

    7.3 Комиссия на месте установки и эксплуатации УУГ, проверяет комплектность и полноту представленных на разработанную систему документов:

    — технические условия предприятия газового хозяйства;

    — утвержденное заказчиком и согласованное с поставщиком газа техническое задание;

    — согласованный с поставщиком газа рабочий проект с пояснительной запиской, чертежами и спецификацией;

    — Акт проверки реализации МВИ

    — Паспорта и Руководства по эксплуатации на средства измерений, ИК;

    — документы Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии, подтверждающие пригодность их к применению (Свидетельства о поверке, оттиски поверительных клейм);

    — Акт программирования вычислителя (корректора).

    7.4 Комиссия проверяет работоспособность и метрологические характеристики измерительных каналов ИК, правильность программирования вычислителя (корректора), работоспособность ИК в целом в реальных условиях эксплуатации.

    При необходимости производится калибровка средств измерений и комплектная калибровка измерительных каналов ИК УУГ.

    7.5 По результатам проведенных проверок и испытаний УУГ, в случае отсутствия замечаний комиссия оформляет Акт приемки с датой ввода УУГ в эксплуатацию, с правом ведения коммерческих взаиморасчетов за потребляемый газ на основе отчетных данных.

    7.6 При наличии замечаний, заказчик устраняет замечания и повторно предъявляет УУГ комиссии.

    8 Требования к документированию

    8.1 Разработчик должен передать заказчику на этапе приемки-сдачи УУГ работы следующую документацию на УУГ:

    8.1.1 Технические условия предприятия газового хозяйства.

    8.1.2 Настоящее техническое задание.

    8.1.3 В рабочем проекте на узел учета газа должна содержаться следующая информация:

    — исходные сведения о параметрах работы газопотребляющего оборудования в соответствии с разделом 3 настоящего Технического задания;

    — структурная схема газоснабжения предприятия с указанием мест установки:

    — узла учета газа;

    — газопроводов, соединяющих вышеуказанные элементы структурной схемы;

    — структурная схема узла учета газа с указанием длин прямых участков и диаметра газопровода;

    — требования к взрывозащищенности устанавливаемых средств измерений с учетом категории по ПУЭ и СНиП 42-01-2002 «Газораспределительные системы» по взрывоопасности и пожароопасности зоны их размещения с последующим выбором конструктивных решений, обеспечивающих эти требования;

    — требования к преобразователям расхода по ограничению их использования в условиях существующих нестационарных (прерывистых, переменных, пульсирующих) потоков газа с учетом особенностей работы газопотребляющего оборудования;

    — выбор ИК в соответствии с требованиями раздела 4 настоящего технического задания, с расчетом нормированных диапазонов измерения и основной относительной погрешности, а также с учетом «МИ 3082-2007 Рекомендация. ГСОЕИ. Выбор методов и средств измерений расхода и количества потребляемого природного газа в зависимости от условий эксплуатации на узлах учета. Рекомендации по выбору рабочих эталонов для их поверки»;

    — требования к очистке газа для выбранного первичного преобразователя расхода (объема) и обоснования выбора фильтра;

    — требования РЭ по плавному пуску счетчика с последующим выбором конструктивных решений, обеспечивающих эти требования (для ротационных счетчиков);

    — описание в спецификации дублирующих (контрольных) СИ с указанием диапазонов и погрешностей измерения и указанием присоединительных размеров (тип и диаметр резьбы, глубина погружения, диаметр чувствительного элемента);

    — расчеты и подбор средств измерений перепада давления на счетчике и фильтре;

    — схема подключения импульсных линий, подробные эскизы мест врезки с указанием требований по используемым технологиям изготовления;

    — требования к месту установки первичных преобразователей СИ расхода (объема), давления, температуры, с учетом э/м совместимости, устойчивости к атмосферным воздействиям, осадков, температуры, вибрации;

    — требования к измерительному участку трубопровода в соответствии требованиями нормативной документации (ГОСТ, ПР, РЭ) с последующим выбором конструктивных решений, обеспечивающих эти требования и подробными эскизами мест врезки в измерительный трубопровод всех СИ с описанием используемых технологий производства монтажных работ, обеспечивающих эти требования;

    — описание монтажных элементов средств измерений и измерительного трубопровода;

    — схема электрических соединений для монтажа ИК УУГ. Требования на производство работ в соответствии с ПУЭ, серией ГОСТов 51330-99, СНиП 3.05.07-85;

    -чертежи должны быть выполнены в соответствии с требованиями ГОСТ 2.109-73;

    -текстовые документы должны быть выполнены в соответствии с требованиями ГОСТ 2.105-95;

    8.1.4 Руководства по эксплуатации, паспорта, Сертификаты на средства измерений и вспомогательных устройств.

    8.1.5 Свидетельства о поверке на СИ входящие в состав ИК, Свидетельство на ИК в целом.

    8.1.6 Акт проверки реализации МВИ.

    8.1.7 Акт программирования вычислителя (корректора).

    8.2 Заказчик должен до приемки УУГ оформить Паспорт ИК, согласно правил ПР 50.2.022-99.

    9 Источники для разработки УУГ

    9.1 При разработке ТЗ использованы следующие нормативные документы и информационные материалы:

    1) ГОСТ Р 8.596-2002 Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.

    2) Правила учета газа в Российской Федерации, зарегистрированные в Минюсте РФ 30.04.14 г. за № 000;

    3) МИ 3082-2007 Рекомендация. ГСОЕИ. Выбор методов и средств измерений расхода и количества потребляемого природного газа в зависимости от условий эксплуатации на узлах учета. Рекомендации по выбору рабочих эталонов для их поверки.

    4) ПР 50.2.022-99 ГСИ. Порядок осуществления государственного метрологического контроля и надзора за применением и состоянием измерительных комплексов с сужающими устройствами.

    5) ПР 50.2.019-2006 ГСОЕИ. Методика выполнения измерений при помощи турбинных, ротационных и вихревых счетчиков.

    6) ГОСТ 8.586.1-5-2005 ГСОЕИ. Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих устройств.

    7) ГОСТ 2939-63 Газы. Условия для определения объема.

    8) ГОСТ 15.005-86 Система разработки и постановки продукции на производство. Создание изделий единичного и мелкосерийного производства, собираемых на месте эксплуатации.

    9) ГОСТ 21.609-83 Система проектной документации для строительства. Газоснабжение. Внутренние устройства. Рабочие чертежи.

    10) ГОСТ 34.602-89 Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Техническое задание на создание автоматизированной системы.

    11) ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы, стадии создания.

    12) ГОСТ Р 51330 Электрооборудование взрывозащищенное.

    13) СНиП 3.05.07-85 Системы автоматизации.

    14) СНиП 3.05-06-85 Электротехнические устройства.

    15) СНиП 42-01-2002 «Газораспределительные системы».

    16) ГОСТ 8.009-84 Нормируемые метрологические характеристики средств измерений.

    17) ГОСТ 5542-87 Газы горючие природные для промышленного и коммунально-бытового назначения.

    18) ГОСТ 30319.0,1,2,3-96 Газ природный. Методы расчета физических свойств.

    19) ГОСТ 2.109-73 ЕСКД Основные требования к чертежам.

    20) ГОСТ 2.105-95 ЕСКД. Общие требования к текстовым документам.

    21) РМГ 63-2003 ГСОЕИ. Обеспечение эффективности измерений при управлении технологическими процессами. Метрологическая экспертиза технической документации.

    22) РМГ 29-99 ГСИ. Метрология. Основные термины и определения.

    23) ПР 50.2.002-94 ГСИ. Порядок осуществления государственного метрологического надзора за выпуском, состоянием и применением средств

    измерений, аттестованными методиками выполнения измерений, эталонами и соблюдением метрологических правил и норм.

    24) ПР 50.2.016-94 ГСИ. Российская система калибровки. Требования к выполнению калибровочных работ.

    25) ПР 50.2.006-94 ГСИ. Порядок проведения поверки средств измерений.

    26) ПР 50.2.009-94 ГСИ. Порядок проведения испытаний и утверждения типа средств измерений.

    27) МИ 1314-86 ГСИ. Порядок проведения метрологической экспертизы технических заданий на разработку средств измерений.

    28) РД 50.453-84 Характеристики погрешности средств измерений в реальных условиях эксплуатации. Методы расчета.

    29) МИ 222-80 Методика расчета метрологических характеристик ИК ИИС по метрологическим характеристикам компонентов.

    30) МИ 2439-97 ГСИ. Метрологические характеристики измерительных систем. Номенклатура. Принцип регламентации, определения и контроля.

    31) МИ 2440-97 ГСИ. Методы экспериментального определения и контроля характеристик погрешности измерительных каналов измерительных систем и измерительных комплексов.

    32) МИ 2441-97 ГСИ. Испытания с целью утверждения типа измерительных систем. Общие требования.

    33) Правила устройства электроустановок (ПУЭ).

    34) ГОСТ 14254-96 Степени защиты, обеспечиваемые оболочками (коды IP).

    35) ГОСТ 12997-84 Изделия ГСП. Общие технические условия.

    36) Комплекс для измерения количества газа. Руководство по эксплуатации.

    37) Счетчик газа. Руководство по эксплуатации.

    38) Электронный вычислитель (корректор) объема газа. Руководство по эксплуатации.

    Смотрите так же:

    • Размер пенсии инвалиду 1 гр Пенсия по инвалидности 1 группы в 2018 году Денежные выплаты от государства получают 16, 5 миллиона человек. 1 группа инвалидности назначается при определении у человека полной нетрудоспособности и нуждающегося в посторонней заботе. Это люди, получившие […]
    • Штрафы в билетах пдд 2018 ПДД 2018 онлайн России Новые правила ПДД экзамена 2018 5 вопросов за ошибку Официальные экзаменационные билеты ПДД 2018 новые с 10 апреля 2018 категории ABM A1B1 Частные Автоинструкторы России Изменения в билетах ПДД 10 апреля 2018 Изменены 15 вопросов по […]
    • Перечислена в бюджет сумма налога на доходы физических лиц Расчет налога на доходы физических лиц Налоговый период при расчете налога на доходы физических лиц – 1 год. На себя - 400 рублей в месяц до месяца, в котором доход превысил 20 000,0 рублей, т.е. при доходе 5 000,0 рублей вычет составит 400 * 4 = 1 600,0 […]
    • Проводки по штрафу в бюджете На казенное учреждение органом ПФР был наложен штраф за несвоевременное представление расчета по страховым взносам. Может ли учреждение уплатить штраф за счет доведенных ему лимитов бюджетных обязательств, или нужно взыскать сумму штрафа с виновного лица […]
    • Новый закон о продаже алкоголя Запрет на продажу алкоголя в определенные вечерние и ночные часы установлен на основании Федерального Закона N 171-ФЗ «О государственном регулировании производства и оборота этилового спирта, алкогольной и спиртосодержащей продукции и об ограничении […]
    • Акт проверки по транспортному налогу 29 января 2018 года организация подала декларацию по транспортному налогу. 16 февраля 2018 года налоговый орган выслал требование о предоставлении пояснений: при заполнении декларации по транспортному налогу применена ставка для легкового автомобиля, а […]
    • Подать на развод в мурманске Расторжение брака в Мурманске На данной странице собраны только варианты развода через ЗАГС. Расторжение брака по обоюдному согласию через ЗАГС Для этого должны быть выполнены условия: Согласие супругов Отсутствие общих детей несовершеннолетнего […]
    • Замена прокладок впускного коллектора мазда 3 16 Мазда 3 клуб (Mazda 3 .ru) кто менял прокладки впускного коллектора н. ГОША19740316 05 июн 2013 Всем привет!Кто может менял прокладки подскажите ! Модифицированные прокладки нужно 4 штуки по ссылке : Прокладки впускного коллектора стандарт Стандарт […]