ПРАВИЛА учета природного газа в Кыргызской Республике (утверждены приказом Минпромэнергетики и топливных ресурсов КР)

ПРЕКРАТИЛ ДЕЙСТВИЕ

в соответствии со статьей 36 Закона КР

от 20 июля 2009 года № 241

"О нормативных правовых актах Кыргызской Республики"

Зарегистрировано в Министерстве юстиции Кыргызской Республики

7 июля 2008 года. Регистрационный номер 68-08

Утверждены

приказом Министерства

промышленности, энергетики

и топливных ресурсов

Кыргызской Республики

от 28 мая 2008 года № 74

ПРАВИЛА

учета природного газа в Кыргызской Республике

Предисловие

1. Область применения

2. Определения и сокращения

3. Общие положения

4. Организация учета газа по промышленным приборам

учета газа

5. Требования к метрологическим характеристикам

приборов учета газа

6. Приемка в эксплуатацию узла учета газа

7. Эксплуатация узла учета газа

8. Организация учета газа и приемка в эксплуатацию

бытовых газовых счетчиков

9. Ответственность сторон

Приложение А. Порядок приемки в эксплуатацию законченного

строительством (вновь вводимого или

реконструированного) измерительного комплекса с

сужающим устройством

Приложение Б. Порядок приемки в эксплуатацию законченного

строительством (вновь вводимого или

реконструированного) узла учета газа с ротационным

или турбинным газовым счетчиком

Приложение В. Расчет поправочного коэффициента к использованному

объему газа

Приложение Г. Журнал (оперативного) ежесуточного учета

использованного природного газа на _____ месяц

200_ г.

Приложение Д. Договор № на установку и эксплуатацию прибора

учета газа (газового счетчика) бытовому

потребителю от "__" ______ 200_

Приложение Е. Библиография

Предисловие

1. РАЗРАБОТАНЫ Государственной инспекцией по энергетике и газу при

Министерстве промышленности, энергетики и топливных ресурсов Кыргызской

Республики и Открытым акционерным обществом "Кыргызгаз".

2. УТВЕРЖДЕНЫ приказом Министерства промышленности, энергетики и

топливных ресурсов Кыргызской Республики от 28 мая 2008 года № 74.

3. В Правилах изложены основные организационные и технические тре-

бования к учету газа во всех отраслях экономики Кыргызской Республики.

Правила обязательны для специалистов и работников занятых: разра-

боткой средств измерения расхода и параметров газа, проектированием,

наладкой и эксплуатацией узлов учета газа.

4. ВВЕДЕНЫ ВПЕРВЫЕ.

1. Область применения

1.1. Настоящие "Правила учета природного газа в Кыргызской Респуб-

лике" (далее по тексту - Правила) разработаны в соответствии с Граж-

данским кодексом Кыргызской Республики, Законами Кыргызской Республики

"Об энергетике", "Об энергосбережении", "Об обеспечении единства изме-

рений", "О защите прав потребителей" и определяют взаимоотношения между

газодобывающими, газотранспортными, газораспределительными организация-

ми (далее по тексту - Поставщик) и потребителями газа (далее по тексту

- Потребитель).

1.2. Правила определяют требования к организации учета количества

и расхода природного газа (далее по тексту - газа), контроля его пара-

метров, а также общие технические требования к коммерческим узлам учета

газа (далее по тексту - УУГ).

Требования Правил распространяются на Поставщика и Потребителя при

взаимных расчетах за поставку, транспортировку и использование газа.

1.3. Правила действуют на территории Кыргызской Республики и обя-

зательны для исполнения индивидуальными предпринимателями, физическими

и юридическими лицами, занятых: коммерческим учетом природного газа,

проектированием газоиспользующих объектов, выполнением монтажных, ре-

монтных, наладочных работ и эксплуатацией УУГ, а также для бюджетных

потребителей и населения при использовании газа.

2. Определения и сокращения

В настоящих правилах применяются следующие термины с соответствую-

щими определениями:

Авторизация - делегирование уполномоченным органом по обеспечению

единства измерений юридическому лицу прав на проведение поверки и (или)

испытаний с целью утверждения типа средств измерений.

Абсолютная погрешность измерения - погрешность измерения, выражен-

ная в единицах измеряемой величины.

Бытовой потребитель газа (население - абонент) - Потребитель при-

соединенный к сети газоснабжения Поставщика и использующий газ на быто-

вые нужды (пищеприготовление, горячее водоснабжение, отопление помеще-

ний).

Вычислитель расхода (корректор) - устройство, обеспечивающее рас-

чет расхода и количества газа, приведенного к стандартным условиям на

основе входной информации о рабочем расходе, давлении, перепаде давле-

ния, температуре и составе газовой смеси.

Газодобывающая организация (Лицензиат) - специализированная орга-

низация, занимающаяся деятельностью по производству (добыче), перера-

ботке, хранению, транспортировке, продаже природного газа Потребителям

и имеющая на данные виды деятельности лицензию, выданную уполномоченным

государственным органом.

Газотранспортная организация (Лицензиат) - специализированная ор-

ганизация, эксплуатирующая магистральные газопроводы и сооружения на

них, и осуществляющая деятельность по транспортировке природного газа и

имеющая на данный вид деятельности лицензию, выданную уполномоченным

государственным органом.

Газораспределительная (газоснабжающая) организация (Лицензиат) -

специализированная организация, осуществляющая эксплуатацию газораспре-

делительной системы и занимающаяся деятельностью по распределению, про-

даже природного газа и имеющая на данные виды деятельности лицензию,

выданную уполномоченным государственным органом.

Газ - горючий природный, нефтяной (попутный), добываемый и собира-

емый газо-нефтедобывающими организациями и вырабатываемый газо-нефтепе-

рерабатывающими заводами.

Газоиспользующее оборудование - комплекс устройств, использующих

природный газ для технологических и производственных нужд, а также обо-

рудование, применяемое населением для отопления, горячего водоснабже-

ния, пищеприготовления.

Граница балансовой принадлежности газопровода (граница собствен-

ности) - линия раздела газопровода между Поставщиком и Потребителем по

признаку собственности, аренды, которая оформляется актом разграничения

зон обслуживания.

Государственный метрологический надзор - деятельность, осуществля-

емая, уполномоченными государственными органами в целях проверки соблю-

дения требований по обеспечению единства измерения.

Документы по стандартизации и метрологии (ДСМ) - документы, дейс-

твующие на территории Кыргызской Республики, к которым относятся: меж-

дународные (региональные), национальные стандарты, в т.ч. других стран,

правила, нормы и рекомендации в области стандартизации и метрологии,

стандарты организации.

Давление газа - абсолютное давление газа, измеренное в месте рас-

положения отверстия для отбора давления.

Диапазон измерений средства измерений - область значений величины,

в пределах которой нормированы допускаемые пределы погрешности средства

измерений.

Измерительный комплекс - средство измерений, представляющее собой

совокупность измерительных трубопроводов, по которым течет измеряемая

среда, сужающих устройств (СУ) и средств измерений (СИ) контролируемых

параметров (перепада давления, давления, температуры, состава газа,

плотности), средств обработки результатов измерений (планиметров, вы-

числительных устройств ручного и автоматического действий), соедини-

тельных линий и вспомогательных устройств по подготовке измеряемой сре-

ды к измерениям (фильтров, сепараторов, струевыпрямителей, кранов и

т.п.).

Измерительный прибор - средство измерений, предназначенное для по-

лучения значений измеряемой физической величины в установленном диапа-

зоне.

Измерительный трубопровод - участок трубопровода, границы и гео-

метрические характеристики которого, а также размещение на нем прибора

учета газа, сужающего устройства, местных сопротивлений, средств изме-

рений параметров газа нормируются нормативными документами на конкрет-

ный прибор учета газа.

Избыточное давление газа - часть абсолютного давления газа, на ко-

торую оно превышает атмосферное давление.

Калибровка средств измерений - совокупность операций, устанавлива-

ющих соответствие между значением величины, полученным с помощью данно-

го средства измерений и соответствующим значением величины, определен-

ным с помощью эталона с целью определения действительных метрологичес-

ких характеристик этого средства измерений.

Метрологическая экспертиза - анализ и оценивание правильности при-

менения метрологических требований, правил и норм, связанных с единс-

твом и точностью измерений.

Метрологическая аттестация средств измерения - исследование средс-

тва измерений, выполняемое для определения метрологических свойств это-

го средства измерений, и выдача документа с указанием полученных дан-

ных.

Минимальный расход счетчика - минимальная нагрузка счетчика, при

которой погрешность счетчика не выходит за пределы допустимых значений.

Максимальный расход счетчика - максимальная допустимая кратковре-

менная (не более 1 часа в сутки) нагрузка счетчика, при которой погреш-

ность счетчика не выходит за пределы допустимых значений.

Местное сопротивление - трубопроводная арматура или другой элемент

трубопровода, изменяющий кинематическую структуру потока газа (задвиж-

ка, кран, колено, диффузор и т.д.).

Номинальный расход - максимальная допустимая постоянная нагрузка

счетчика, при которой погрешность счетчика не выходит за пределы допус-

тимых значений.

Относительная погрешность измерения - погрешность измерения, выра-

женная отношением абсолютной погрешности измерения к действительному

или измеряемому значению измеряемой величины.

Приведенная погрешность средства измерения - относительная погреш-

ность, выраженная отношением абсолютной погрешности средства измерений

к условно принятому значению величины, постоянному во всем диапазоне

измерений или в части диапазона.

Потребитель (коммерческий, бюджетный и бытовой потребитель) - фи-

зическое или юридическое лицо, получающее газ по газопроводу, непос-

редственно присоединенному к газопроводу Поставщика, использующее газ в

качестве топлива или сырья и имеющее с ним Договор на поставку газа.

Поставщик - газодобывающая, газотранспортная, газораспределитель-

ная организация, обеспечивающая поставку и продажу природного газа Пот-

ребителю.

Поверка средств измерений - совокупность операций, выполняемых с

целью, подтверждения соответствия действительных значений метрологичес-

ких характеристик средств измерений, установленным обязательным требо-

ваниям ДСМ.

Погрешность средства измерения - отклонение результата измерения

от истинного (действительного) значения измеряемой величины.

Порог чувствительности средства измерений - характеристика средс-

тва измерений в виде наименьшего значения изменения физической величи-

ны, начиная с которого может осуществляться ее измерение данным средс-

твом.

Прямолинейный участок трубопровода - прямая труба, не содержащая

местных сопротивлений (колен, вентилей, уступов и т.п.).

Преобразователь расхода газа (датчик расхода) - средство измерения

расхода газа, предназначенное для выработки сигнала по расходу и объему

газа в форме удобной для передачи, дальнейшего преобразования, обработ-

ки и (или) хранения, но неподдающейся непосредственному восприятию наб-

людателем.

Перепад давления на сужающем устройстве - разность между значения-

ми статистического давления газа до и после сужающего устройства.

Приборы учета газа - средства измерений, которые выполняют одну

или несколько функций: измерение, накопление, хранение, отображение ин-

формации о расходе (объеме), температуре, давлении газа и времени рабо-

ты приборов, в т.ч. и бытовые приборы учета газа (газовый счетчик).

Приемка в эксплуатацию узла учета газа - процедура, определяющая

готовность коммерческого узла учета газа к эксплуатации, завершающаяся

подписанием акта установленного образца.

Расход газа - объем газа при рабочих условиях, протекающий по га-

зопроводу в единицу времени.

Расход газа, приведенный к стандартным условиям - расход газа,

приведенный к условиям по ГОСТ 2939, т.е. абсолютное давление 0,101325

МПа, температура 20 град. Цельсия, влажность газа равна 0 (далее стан-

дартные условия).

Рабочие условия - давление и температура газа при которых выполня-

ют измерение его расхода.

Расчетный период - период времени, за который определяется коли-

чество использованного газа и производятся взаиморасчеты за использо-

ванный газ между Потребителем и Поставщиком.

Средство измерений - техническое средство, предназначенное для из-

мерений, имеющее нормированные метрологические характеристики.

Сужающее устройство - техническое устройство, устанавливаемое в

измерительном трубопроводе, со сквозным отверстием для создания перепа-

да давления газа путем местного уменьшения площади сечения трубопровода

(сужения потока).

Стандартная диафрагма - тип сужающего устройства, выполненного в

виде тонкого диска, с круглым отверстием, имеющим со стороны входа по-

тока газа острую прямоугольную кромку, геометрические характеристики и

условия применения которого регламентированы стандартом ГОСТ 8.586.2.

Точность средства измерений - характеристика качества средства из-

мерений, отражающая близость его погрешности к нулю.

Узел учета газа - комплект средств измерений и устройств, обеспе-

чивающий учет количества газа, а также контроль и регистрацию его пара-

метров.

Утверждение типа средств измерений - решение, вынесенное уполномо-

ченным государственным органом о том, что тип средств измерений соот-

ветствует установленным требованиям.

Условно-постоянный параметр - параметр считается условно-постоян-

ным, если его значение принимается неизменным в течение выбранного ин-

тервала времени измерения (отчетного периода). Условно-постоянные вели-

чины могут быть приняты равными ожидаемым значениям, прогнозируемым на

основе ранее выполненных измерений или общих знаний об условиях измере-

ний.

В настоящих правилах применяются следующие сокращения:

ВР - вычислитель расхода;

ГЭИ (Госэнергоинспекция) - Государственная инспекция по энергетике

и газу при Министерстве промышленности, энергетики и топливных ресурсов

Кыргызской Республики;

ДСМ - документы по стандартизации и метрологии;

ИК - измерительный комплекс;

ИТ - измерительный трубопровод;

МС - местное сопротивление;

СУ - сужающее устройство;

СИ - средства измерения;

УУГ - узел учета газа;

НИСМ КР - Национальный институт стандартов и метрологии Кыргызской

Республики (Кыргызстандарт).

3. Общие положения

3.1. Учет газа организуется с целью:

- осуществления финансовых расчетов между Поставщиком и Потребите-

лем;

- контроля за расходными режимами систем газоснабжения;

- составления и анализа баланса газа;

- контроля за рациональным и эффективным использованием газа.

3.2. Строительно-монтажные работы, демонтаж или реконструкция га-

зопроводов, средств измерений (СИ) и оборудования, входящего в состав

узла учета газа (УУГ) проводятся по заданию Заказчика на основании про-

ектной документации, разработанной специализированной организацией,

имеющей лицензию в соответствии с Законом Кыргызской Республики "О ли-

цензировании" и "Правилами безопасности в газовом хозяйстве" (ПБГХ).

Работы проводятся с обязательным соблюдением требований действующей до-

кументации по стандартизации и метрологии (ДСМ).

3.3. Проекты на узлы учета газа, с минимальным часовым расходом

газа более 40 куб.м/час, представляются в Госэнергоинспекцию на метро-

логическую экспертизу.

3.4. Проект УУГ должен предусматривать:

- применение современных систем учета газа;

- все необходимые сведения и чертежи для изготовления деталей УУГ

(сужающее устройство (СУ), камеры СУ и т.д.).

3.5. Выбор СИ узла учета газа, с соблюдением требуемой точности

измерений, осуществляет проектная организация совместно с Потребителем

и согласовывается с Поставщиком.

3.6. Учет газа должен осуществляться по одному УУГ (на вводе до

ГРП, ШРУ).

В исключительных случаях, если технологически не возможно вести

учет газа с одного УУГ, допускается по согласованию с Поставщиком уста-

новка дополнительного (второго) УУГ.

3.7. В УУГ должны применяться СИ утвержденного типа, прошедшие по-

верку в порядке, установленном Законом Кыргызской Республики "Об обес-

печении единства измерений". Решение об утверждении типа СИ принимается

Национальным органом по обеспечению единства измерения и удостоверяется

сертификатом об утверждении типа.

3.8. Допускается применение СИ, производимых в Кыргызской Респуб-

лике или приобретаемых по импорту в единичных экземплярах или мелкими

партиями по результатам первичной поверки или метрологической аттеста-

ции.

3.9. Все СИ должны проходить поверку с периодичностью, установлен-

ной требованиями Правил по метрологии ПР146.8.001. Средства измерения

УУГ, у которых истек срок действия поверки, к эксплуатации не допуска-

ются.

3.10. Деятельность по изготовлению, ремонту и продаже СИ осущест-

вляется юридическими лицами и индивидуальными предпринимателями в уста-

новленном законодательством порядке. Утверждение типа СИ, впервые вве-

зенных и применяемых на территории Кыргызской Республики, проводится

Национальным органом по обеспечению единства измерения.

3.11. Метрологические службы и лаборатории юридических лиц могут

быть авторизованы на проведение испытаний с целью утверждения типа

и/или поверки СИ в определенной области измерений. Проведение авториза-

ции осуществляется в порядке, устанавливаемом Национальным органом по

обеспечению единства измерения.

3.12. Диапазоны измерений применяемых СИ должны соответствовать

диапазонам изменений контролируемых параметров. Максимальные и мини-

мальные значения измеряемых параметров должны перекрываться диапазонами

СИ.

3.13. СИ следует применять в соответствии с требованиями техничес-

кой документации по условиям эксплуатации и безопасности их применения,

установленным его изготовителем.

4. Организация учета газа по промышленным приборам учета газа

4.1. Взаимные обязательства между Поставщиком и Потребителем по

условиям расчета за использованный газ, а также по соблюдению режимов

поставки и использования газа определяются Договором, заключенным между

ними, не противоречащим законодательству Кыргызской Республики.

4.2. Не допускается поставка газа Потребителю без приборов учета

газа.

Количество газа, поставляемого Потребителю, определяется по прибо-

рам учета Потребителя, а в случае, если Поставщик считает необходимым,

то по приборам учета Поставщика.

Количество газа поставляемого газотранспортной организацией в га-

зораспределительную организацию определяется по УУГ газотранспортной

организации, при отсутствии УУГ у газотранспортной организации допуска-

ется поставка газа по УУГ газораспределительной организации или Потре-

бителя.

Установка и снятие приборов учета газа на измерительных газопрово-

дах газотранспортной организации производится в присутствии представи-

теля газораспределительной организации.

4.3. Объем поданного - использованного газа для расчетов с Потре-

бителями должен быть приведен к стандартным условиям согласно требова-

ниям ГОСТ 2939.

4.4. Количество поданного - использованного газа оформляется ак-

том. Акт является основанием для расчета и в необходимых случаях, пере-

расчета за поданный газ.

4.5. При давлении газа в УУГ более 5 кПа, процесс измерений конт-

ролируемых параметров и обработки результатов измерений в УУГ должен

быть автоматическим или полуавтоматическим. В исключительных случаях

при техническом обосновании невозможности применения данного процесса

измерения, выбор средства измерения расхода газа производится по согла-

сованию с Поставщиком.

4.6. При давлении газа в УУГ равном или менее 5 кПа, измерение па-

раметров газа допускается проводить с раздельным измерением контролиру-

емых параметров:

а) самопишущими средствами измерения;

б) показывающими средствами измерения, при этом объем потребленно-

го газа приводится к стандартным условиям по условно-постоянным значе-

ниям параметров газа (давлению и температуре), которые оговариваются

двухсторонним соглашением, подписанным Поставщиком и Потребителем. Зна-

чения давления и температуры газа принимаются по максимально возможному

давлению и минимально возможной температуре газа в УУГ.

4.7. На УУГ с раздельным измерением контролируемых параметров

должны фиксироваться и определяться:

- объем газа в рабочих условиях;

- среднесуточный перепад давления газа на сужающем устройстве

(СУ);

- среднесуточная температура газа;

- среднесуточное избыточное давление газа;

- время работы прибора учета газа.

4.8. УУГ должен обеспечивать измерение объема газа во всем диапа-

зоне расходов, с погрешностью измерения, не превышающей предельно до-

пустимой погрешности измерения расхода газа. При расходах газа, меньших

минимально-допустимого предела измерения УУГ, расчет объемов газа про-

изводится по минимально-допустимому расходу.

4.9. СИ, необходимые для измерения расхода и количества газа выби-

рают исходя из условий их эксплуатации и технико-экономической целесо-

образности, в соответствии с 4.5, 4.6.

4.10. Для автоматизации процедуры измерения и определения расхода

газа в реальном масштабе времени применяют вычислительные устройства,

которые принимают сигналы от измерительных преобразователей параметров

газа, автоматически обрабатывают их и выдают необходимую информацию.

4.11. При использовании в составе ИК вычислителя расхода результа-

ты измерений и вычислений должны фиксироваться на бумаге с помощью ав-

томатических средств печати.

4.12. В ИК с полуавтоматическим расчетом количества газа услов-

но-постоянные параметры должны вводиться ответственными лицами Постав-

щика и Потребителя. Время ввода условно-постоянных параметров и их зна-

чения должны регистрироваться в эксплуатационном журнале с подписью от-

ветственных лиц.

4.13. УУГ должен быть защищен от несанкционированного вмешательст-

ва.

В измерительном комплексе (ИК) с полуавтоматическими и автомати-

ческими измерениями допускается применять системы любого принципа дейс-

твия с защитой памяти и программ от несанкционированного вмешательства.

Поставщик имеет право в присутствии Потребителя пломбировать СИ

узла учета газа и запорную арматуру в рабочем положении.

На УУГ работающих по методу переменного перепада давления, блок

преобразователей давления и разности давления газа необходимо заключать

в металлический, закрывающийся шкаф с возможностью пломбирования двери.

После установки кранов дифманометров в рабочее положение и проверки

всех соединений на герметичность, двери шкафа должны быть опломбирова-

ны. Шкаф должен иметь вентиляционный канал.

4.14. На байпасной линии УУГ (если она предусмотрена проектом)

должен быть обеспечен контроль герметичности ее, т.е. установлены два

отключающих устройства и между ними сбросной трубопровод, на котором

предусматриваются отключающее устройство и манометр перед ним.

4.15. Время выхода из строя УУГ и нарушения пломб на оборудовании

и СИ узла учета газа фиксируются Потребителем соответствующей записью в

эксплуатационном журнале с немедленным уведомлением об этом Поставщика.

Потребитель обязан сообщить Поставщику показания приборов УУГ на момент

выхода его из строя.

4.16. Расчет неучтенного газа при выходе из строя прибора учета

расхода и параметров газа, а также при хищении газа проводится по при-

ложению Б.4 "Правил поставки и пользования природным газом в Кыргызской

Республике".

4.17. Измерение расхода газа ротационным или турбинным газовым

счетчиком

4.17.1. Монтаж УУГ должен соответствовать требованиям технической

документации на данный вид газового счетчика и правилам ПР50.2.019.

4.17.2. Измерение и расчет использованного количества газа на узле

учета газа (УУГ) с ротационным и/или турбинным газовым счетчиком должны

производиться в соответствии с требованиями ПР50.2.019.

4.17.3. Если УУГ не оснащен корректором или самопишущими маномет-

ром и термометром, то Потребитель обязан каждые 2 часа фиксировать в

эксплуатационном журнале по показаниям измерительных приборов значения

давления, температуры и часового расхода газа.

4.17.4. Потребитель обязан ежемесячно представлять Поставщику ко-

личество потребленного газа и выписку из эксплуатационного журнала о

среднесуточной температуре и давлении газа, а также расчет поправочного

коэффициента, выполненный в соответствии с приложением В.

4.17.5. На УУГ оформляется паспорт в соответствии с приложением Б

настоящих Правил.

4.17.6. Учет использованного газа по другим видам газовых счетчи-

ков осуществляется в соответствии с технической документацией на данные

виды счетчиков.

4.18. Измерение расхода газа методом переменного перепада давления

4.18.1. Измерение расхода газа методом переменного перепада давле-

ния с использованием стандартных СУ производится в соответствии с тре-

бованиями ГОСТ 8.586.1, ГОСТ 8.586.2, ГОСТ 8.586.3, ГОСТ 8.586.4, ГОСТ

8.586.5.

4.18.2. В системах с раздельными процессами измерений контролируе-

мых параметров и обработки результатов измерений применяют интегрирую-

щие или самопишущие приборы для измерения параметров, изменяющихся во

времени, а также планиметры или другие устройства для считывания графи-

ческой информации. Расчет суточного расхода газа должен производиться

по лицензионной компьютерной программе.

4.18.3. На ИК должен храниться комплект технической документации

на УУГ, сформированный и оформленный владельцем ИК, в соответствии с

приложением А.

5. Требования к метрологическим характеристикам

приборов учета газа

5.1. Допустимая относительная погрешность УУГ должна быть в преде-

лах от 1 до 5% в соответствии с 3.2 ГОСТ 8.143.

При максимальном потреблении газа более 500 куб.м/час, объем пот-

ребленного газа должен измеряться с относительной погрешностью измере-

ния не более 3%.

5.2. Погрешность применяемых СИ, входящих в УУГ, выбирают с учетом

обеспечения необходимой его точности.

5.3. Погрешность преобразователей давления и перепада давления оп-

ределяется с учетом дополнительных погрешностей, возникающих в резуль-

тате особенностей эксплуатации этих измерительных преобразователей.

5.4. Погрешность УУГ с применением СУ определяется по соответству-

ющей компьютерной программе, а при применении промышленных ротационных

и турбинных газовых счетчиков в соответствии с разделом 9 ПР50.2.019.

5.5. Бытовые газовые счетчики должны обеспечивать измерение расхо-

да газа с погрешностью не более установленной требованиями ГОСТ 8.324,

ГОСТ Р 50818.

6. Приемка в эксплуатацию узла учета газа

6.1. Технический надзор за монтажом УУГ проводят соответствующие

службы Потребителя.

Поставщик может осуществлять технический надзор за монтажом УУГ на

основании договора заключенного с Потребителем, с учетом применения

прейскуранта цен на услуги, согласованного уполномоченным государствен-

ным органом.

6.2. Законченный строительством (вновь вводимый, реконструирован-

ный или модернизированный) измерительный комплекс с сужающим устройс-

твом и УУГ с ротационными или турбинными газовыми счетчиками принимают-

ся в эксплуатацию приемочными комиссиями в соответствии с требованиями

приложения А и приложения Б.

Приемка в эксплуатацию УУГ с другими типами газовых счетчиков про-

водится на основании технической документации на эти счетчики.

6.3. Приемка УУГ в эксплуатацию проводится в два этапа - приемка в

опытную эксплуатацию и окончательная приемка УУГ для коммерческого уче-

та газа.

Приемка УУГ в опытную эксплуатацию осуществляется в порядке, ука-

занном в приложении А и в приложении Б. В акте приемки УУГ в опытную

эксплуатацию указывается срок окончательной приемки УУГ.

УУГ принимается после окончания срока его опытной эксплуатации при

ее положительных результатах и устранении всех замечаний, указанных в

акте.

В комиссию по приемке УУГ входят представители:

- монтажной организации;

- Поставщика;

- Потребителя;

- Госэнергоинспекции.

6.4. Вызов представителей комиссии для приемки в эксплуатацию УУГ

осуществляет подрядчик, а при его отсутствии - владелец, не менее чем

за 5 дней до предполагаемого дня приемки УУГ, с предварительным предос-

тавлением (для ознакомления комиссии) комплекта технических документов,

указанных в приложении А или в приложении Б.

6.5. В случае выявления несоответствия монтажа УУГ требованиям

действующей нормативной документации, УУГ к эксплуатации не допускается

и в акте приводится полный перечень выявленных недостатков.

Повторная приемка в эксплуатацию УУГ производится по мере устране-

ния всех недостатков, перечисленных в акте.

6.6. УУГ считается принятым в эксплуатацию и пригодным для ведения

коммерческого учета газа с момента подписания акта его приемки приемоч-

ной комиссией.

7. Эксплуатация узла учета газа

7.1. Владелец обязан эксплуатировать УУГ в соответствии с требова-

ниями эксплуатационной документации, ДСМ и настоящих Правил.

7.2. Потребитель с месячным газопотреблением более 10 тыс. куб.м

обязан ежесуточно представлять в службу Поставщика сведения о потреб-

ленном количестве газа в определенное время, согласно заключенного До-

говора на поставку газа.

Поставщик фиксирует в оперативном журнале полученные сведения от

Потребителя по форме журнала приложение Г.

При вводе в эксплуатацию нового УУГ в эксплуатационном журнале от-

мечается время начала записей показаний, установленного прибора учета

газа.

Снятие показаний прибора учета газа с месячным расходом газа менее

10 тыс. куб.м производится Поставщиком не реже одного раза в месяц.

7.3. Поставщик и Потребитель имеют право, для определения погреш-

ности СИ в течение межповерочного интервала, производить калибровку СИ.

Результат калибровки СИ, может служить основанием для требования внео-

чередной поверки СИ.

При требовании внеочередной поверки СИ в случае исправности СИ,

оплату за их поверку производит требующая сторона, а при неисправности

- сторона эксплуатирующая.

7.4. При несвоевременном сообщении Потребителем о нарушениях в ра-

боте УУГ, его неисправности, УУГ считается неисправным с момента его

последней проверки Поставщиком.

7.5. Необходимость внеочередной поверки может возникнуть вследс-

твие следующих причин:

- подозрение в выходе погрешности СИ за пределы допустимых значе-

ний;

- нарушения климатических условий эксплуатации СИ.

7.6. Контроль за состоянием УУГ включает контроль за периодич-

ностью поверки СИ, работоспособностью и пригодностью СИ к эксплуатации,

профилактические работы.

СИ, входящие в УУГ, должны проходить периодическую поверку и иметь

оттиски поверительного клейма или записи в паспорте, или свидетельства

о поверке.

7.7. Профилактические работы, обеспечивающие условия, необходимые

для нормальной работы СИ и исключающие появления систематических пог-

решностей, проводятся владельцем УУГ в установленные в нормативной до-

кументации на СИ сроки и по мере необходимости. Проведение профилакти-

ческих работ фиксируются в эксплуатационном журнале Потребителя.

В перечень профилактических работ входят такие операции, как:

- проверка и корректировка нуля и правильность установки диаграмм;

- проверка пригодности СИ к применению (при нарушении работоспо-

собности);

- устранение внешних факторов, влияющих на погрешность СИ (перег-

рев, изменение напряжения питания, вибрация, и др.);

- очистка измерительного трубопровода, слив конденсата с отстояв-

шейся грязью и взвешенными частицами;

- очистка соединительных линий, фильтров, продувочных кранов и от-

верстий от загрязнения;

- заправка чернилами самопишущих СИ и т.п. - в соответствии с тре-

бованиями ДСМ на СИ.

7.8. После ремонта, поверки СИ и восстановления работоспособности

УУГ Потребителя, ввод его в эксплуатацию осуществляется представителями

Потребителя и Поставщика.

8. Организация учета газа и приемка в эксплуатацию

бытовых газовых счетчиков

8.1. Взаимные обязательства между Поставщиком и Потребителем по

расчетам за использованный газ, а также по соблюдению режимов поставки

и использования газа определяются Договором, заключенным между ними.

8.2. Учет количества газа, продаваемого населению, производится по

показаниям бытовых газовых счетчиков, при отсутствии газового счетчика

у Потребителя - расчет за использованный газ производится на основании

норм потребления природного газа населением на отопление, пищеприготов-

ление и горячее водоснабжение.

Нормы потребления газа населением на одного человека и единицу (1

кв.м) отапливаемой площади, а также нормы потребления газа на содержа-

ние скота в личном подсобном хозяйстве, разрабатываются газоснабжающей

организацией и утверждаются уполномоченным государственным органом (ли-

цензиаром).

8.3. В строящихся жилых домах обязательна установка бытовых газо-

вых счетчиков для учета расхода газа.

8.4. Приемка в эксплуатацию бытового газового счетчика осуществля-

ется комиссией в составе представителей:

- газораспределительной организации (Поставщик);

- Потребителя;

- монтажной организации.

При этом проверяется:

- качество монтажа и его соответствие требованиям проектной доку-

ментации и инструкции по установке бытовых газовых счетчиков, разрабо-

танной и утвержденной Поставщиком;

- соответствие диапазонов измерений прибора учета диапазонам изме-

ряемого расхода газа;

- наличие установленных пломб, о чем составляется и подписывается

комиссией акт приемки в эксплуатацию бытового газового счетчика и Дого-

вор между Поставщиком и Потребителем на установку и эксплуатацию газо-

вого счетчика в соответствии с приложением Д.

В акте необходимо указывать:

- тип газового счетчика и заводской номер;

- номер пломбы Поставщика;

- первичные показания газового счетчика;

- дата проведения поверки газового счетчика;

- газоиспользующее оборудование и его максимальный часовой расход

газа.

8.5. Учет потребления газа по газовому счетчику Потребителем (або-

нентом) производится с момента подписания Акта и Договора.

8.6. Газовые счетчики, установленные населению Поставщиком, нахо-

дятся на балансе Поставщика.

8.7. Газовый счетчик должен проходить периодическую поверку.

Ремонт и периодическая поверка бытовых газовых счетчиков проводит-

ся за счет Поставщика.

Если при осмотре газового счетчика обнаружено и доказано, что при-

чиной ремонта является неправильная его эксплуатация Потребителем, то

стоимость ремонта и поверки оплачивает Потребитель.

В спорных ситуациях газовый счетчик направляется на техническую

экспертизу независимой организации в соответствии с приложением Б.3

"Правил поставки и пользования природным газом в Кыргызской Республи-

ке".

8.8. При снятии газового счетчика на периодическую поверку или ре-

монт (не по вине Потребителя), Поставщик устанавливает временный газо-

вый счетчик на период его поверки или ремонта.

В случае отсутствия у Поставщика обменного фонда приборов учета

газа, устанавливается перемычка на газопроводе и оплата за использован-

ный газ ведется в соответствии с приложением Б.4 "Правил поставки и

пользования природным газом в Кыргызской Республике".

8.9. В случае выявления несанкционированного вмешательства в рабо-

ту газового счетчика или обнаружения хищения газа любыми методами, ко-

личество потребленного газа определяется по приложению Б.4 "Правил пос-

тавки и пользования природным газом в Кыргызской Республике".

9. Ответственность сторон

9.1. Ответственность за правильную и безопасную эксплуатацию при-

боров учета газа и их поверку возлагается на Потребителя.

Ответственность за своевременную периодическую поверку бытового

газового счетчика, установленного населению, несет Поставщик.

9.2. Инженерно-технические работники и специалисты, занимающиеся

учетом газа, проектированием, монтажом и эксплуатацией УУГ, а также

преподаватели курсов, занятые подготовкой кадров для Поставщиков и Пот-

ребителей, должны перед допуском к работе пройти проверку знаний в объ-

еме настоящих Правил и выполняемых работ.

Периодическая проверка знаний инженерно-технических работников

проводится комиссией 1 раз в 3 года, с участием представителя Госэнер-

гоинспекции.

Результаты проверки знаний оформляются протоколом с выдачей удос-

товерения.

9.3. Разногласия по техническим вопросам и ведению учета газа

рассматриваются Госэнергоинспекцией, судебными органами в соответствии

с требованиями законодательства Кыргызской Республики.

Приложение А

(обязательное)

ПОРЯДОК

приемки в эксплуатацию законченного строительством (вновь

вводимого или реконструированного) измерительного

комплекса с сужающим устройством

А.1. Общие положения

А.1.1. Порядок приемки в эксплуатацию вновь вводимого или реконс-

труированного измерительного комплекса (ИК) с сужающим устройством (СУ)

определяет требования к приемке его в эксплуатацию. Требования расп-

ространяются на Поставщика и Потребителя газа.

А.1.2. Порядок приемки в эксплуатацию нового или реконструирован-

ного измерительного комплекса с сужающим устройством разработан в соот-

ветствии требованиям Правил по метрологии ПР50.2.022, ГОСТ 8.586.1-ГОСТ

8.586.5.

А.2. Основные требования

А.2.1. При приемке в эксплуатацию ИК с СУ его владелец должен

предъявить комиссии за пять дней до приемки следующее документы:

а) рабочий проект на ИК, согласованный с Госэнергоинспекцией и

главным инженером Поставщика;

б) комплект технической документации на ИК в соответствии с разде-

лом 5 ПР50.2.022, который включает:

- паспорт ИК;

- акт измерений внутреннего диаметра измерительного трубопровода

(ИТ);

- расчет СУ;

- паспорт СУ;

- акт установки СУ;

- чертеж (рабочий) СУ и камеры;

- паспорта применяемых средств измерений (СИ) и устройств по руч-

ной и/или автоматической и/или полуавтоматической обработке результатов

измерений;

- технические описания и/или инструкции по эксплуатации СИ, входя-

щих в состав ИК;

- акт приемки законченных строительством газопроводов и газового

оборудования приемочной комиссией;

- база данных, введенная в корректор.

А.2.2. Паспорт ИК включает:

- характеристику ИК, рекомендуемая форма А.3;

- схему ИК;

- перечень применяемых СИ рекомендуемая форма А.4;

- перечень условно-постоянных параметров;

- наименование нормативной документации и формулы, по которым оп-

ределяют количество газа (при использовании автоматических вычислителей

расхода газа раздел не включается).

На титульном листе паспорта рекомендуется указывать:

- наименование Поставщика;

- наименование ИК;

- дата ввода в эксплуатацию.

А.2.2.1. В характеристике ИК указывается:

- номера ИТ;

- диапазон измерения объемного расхода газа;

- перечень контролируемых параметров газового потока и диапазоны

их измерений;

- диаметр отверстия СУ;

- диаметр ИТ;

- типы местных сопротивлений (МС);

- длины прямых участков.

А.2.2.2. На схеме ИК показывают ИТ, с указанием их номеров и четы-

ре участка ИТ - между СУ и ближайшим перед ним МС (R1) перед СУ, между

первым (R1) МС и вторым (R2) МС, между вторым (R2) МС и третьим (R3)

МС, между СУ и ближайшим за ним МС с указанием их длин.

На схеме УУГ должны быть показаны места установки СИ температуры и

давления и расстояния от них до СУ.

Расположения перечисленных узлов рекомендуется обозначать расстоя-

ниями от СУ и выражать в мм и долях диаметра ИТ. Размеры в долях диа-

метра ИТ указывают в скобках. На схеме указываются фактические размеры

ИТ, измеренные представителями Поставщика и Потребителя.

А.2.2.3. В приложении к паспорту ИК должны быть приложены справоч-

ные материалы и дополнительные документы (акты проверок, протоколы,

свидетельства о поверке) необходимые при эксплуатации ИК. А также ука-

зывают номера и даты протоколов, актов, паспортов, где зафиксированы

результаты измерений и регламентируемые дополнительные погрешности

(например: от несоблюдения норм на длины прямых участков, от смещения

осей отверстий СУ и трубопровода, от наличия уступов и т.д.).

А.2.3. Акт измерений внутреннего диаметра ИТ, содержит сведения о

материале ИТ, температуру при которой проводилось измерение, результаты

измерений диаметра ИТ и его значение, приведенное к 20 град. Цельсия,

значение коэффициента линейного теплового расширения материала трубоп-

ровода, результаты определения шероховатости внутренней поверхности ИТ.

Форма акта измерения внутреннего диаметра ИТ дана в приложении А

ПР50.2.022.

Обследование внутренней поверхности измерительного трубопровода,

определение его цилиндричности, измерение внутреннего диаметра трубоп-

ровода проводится в соответствии (с 6.4 ГОСТ 8.586.2).

А.2.4. Паспорт СУ оформляется по приложению Б ПР50.2.022.

А.2.5. Акт установки СУ оформляется по приложению В ПР50.2.022.

А.2.6. Расчеты СУ согласованные Поставщиком с Потребителем.

А.2.7. Паспорт на ИК должен быть подписан главным инженером предп-

риятия Потребителя.

Схема ИК, паспорт на СУ, акт установки СУ, акт измерения внутрен-

него диаметра ИТ, база данных, введенная в корректор, должны быть под-

писаны ответственными представителями Поставщика и Потребителя.

А.3. Комиссия по приемки ИК проверяет:

А.3.1. Соответствие монтажа СИ, оборудования ИК, прямолинейных

участков ИТ, соединительных линий требованиям проектной документации и

ГОСТ 8.586.1, ГОСТ 8.586.2.

А.3.2. Длину прямых участков в соответствии с 6.2 ГОСТ 8.586.2.

При измерении длин прямых участков учесть, что протяженность мест-

ного сопротивления (МС) не входит в общую длину прямого участка.

А.3.3. Правильность определения типов местных сопротивлений в рас-

чете на СУ.

А.3.4. Соответствие заводских номеров СИ, номерам, указанным в их

паспортах или свидетельствах о поверке, наличие пломб и свидетельств о

поверке.

А.3.5. Соответствие условий проведения измерений, паспортным дан-

ным СИ.

А.3.6. Соответствие диапазонов измерений применяемых СИ диапазонам

изменения контролируемых параметров газа. Диапазоны возможных изменений

контролируемых параметров устанавливают при анализе результатов измере-

ний за предшествующий год или в соответствии с планируемыми значениями.

На основании этого определяют требуемые диапазоны измерений СИ и фикси-

руют их в паспорте ИК.

А.3.7. Проверка базы данных, внесенной в корректор.

Приемка в опытную эксплуатацию (вновь вводимых или реконструиро-

ванных) ИК с СУ оформляется соответствующим актом согласно приложения

А.6.

А.3.8. Проверка комплектности и правильности оформления, содержа-

ния документов на ИК, в соответствии с А.2.

А.4. Характеристика узла учета газа

А.5. Перечень СИ измерительного комплекса

Приложение А.6

(обязательное)

АКТ

приемки в опытную эксплуатацию измерительного комплекса с СУ

от "__" _______ _____ г.

_______________________________________________________________________

(наименование, адрес установки ИК)

_______________________________________________________________________

1. Состояние и условия эксплуатации СИ ___________________________

_______________________________________________________________________

(соответствует, не соответствует требованиям техн. документация)

2. Результаты проверки соблюдения требованиям ГОСТ 8.586.1, ГОСТ

8.586.2, ГОСТ 8.586.5

3. Перечень СИ, результат пломбирования узлов

4. Наличие и комплектность технической документации ______________

5. Соответствие диапазонов измерений применяемых СИ диапазонам из-

менения контролируемых параметров газа ________________________________

6. Комиссией произведена проверка базы данных корректора _________

_______________________________________________________________________

7. Соответствие заводских номеров СИ, номерам, указанным в их пас-

портах или свидетельствах о поверке ___________________________________

8. На УУГ разработан паспорт в соответствии с требованиями Правил

ПР50.2.022 ____________________________________________________________

9. Выводы:

На основании изложенного, комиссия допускает (не допускает) в

опытную эксплуатацию узел учета газа с "__" ______ 200_ г.

10. При наличии нарушений указать сроки их устранения

Члены комиссии:

__________________________________________________________________

Представитель Госэнергоинспекции _________________________________

Представители Поставщика _________________________________________

__________________________________________________________________

__________________________________________________________________

Представитель Потребителя ________________________________________

Приложение Б

(обязательное)

ПОРЯДОК

приемки в эксплуатацию законченного строительством

(вновь вводимого или реконструированного) узла учета

газа с ротационным или турбинным газовым счетчиком

Б.1. Общие положения

Порядок приемки в эксплуатацию вновь вводимого или реконструиро-

ванного узла учета газа с ротационным и/или турбинным газовым счетчиком

определяет требования к его приемке в эксплуатацию. Требования, расп-

ространяются на Поставщика и Потребителя газа независимо от их ведомс-

твенной принадлежности и форм собственности.

Порядок приемки в эксплуатацию нового или реконструированного узла

учета газа с ротационным и/или турбинным газовым счетчиком разработан в

соответствии с Правилами по метрологии ПР50.2.019.

Б.2. Основные требования

При приемке в эксплуатацию узла учета газа (УУГ) с ротационным

и/или турбинным счетчиком, его владелец должен предъявить комиссии сле-

дующие документы:

Б.2.1. Проектную документацию УУГ, согласованную Госэнергоинспек-

цией и главным инженером Поставщика.

Б.2.2. Паспорт на УУГ, который включает:

- характеристику УУГ, рекомендуемая форма Б.4;

- схему УУГ;

- перечень применяемых СИ, рекомендуемая форма Б.5;

- перечень условно-постоянных параметров;

- наименование нормативной документации и формулы, по которым оп-

ределяют количество газа (при использовании автоматических вычислителей

расхода газа раздел не включается);

На титульном листе паспорта рекомендуется указывать:

- наименование Поставщика;

- наименование УУГ;

- дата ввода в эксплуатацию.

Б.2.2.1. В характеристике УУГ указывается:

- диапазон измерения объемного расхода газа;

- перечень контролируемых параметров газового потока и диапазоны

их измерений;

- диаметр ИТ для турбинных газовых счетчиков;

- длины прямых участков для турбинных газовых счетчиков;

Б.2.2.2. На схеме УУГ показывают ИТ, прямые участки до и после

турбинного газового счетчика с указанием их длин.

На схеме УУГ должны быть показаны места установки СИ температуры и

давления и расстояния от них до газового счетчика.

Расположения перечисленных узлов рекомендуется обозначать расстоя-

ниями от газового счетчика и выражать в мм и долях диаметра ИТ. Размеры

в долях диаметра ИТ указывают в скобках. На схеме указываются фактичес-

кие размеры ИТ, измеренные представителями Поставщика и Потребителя.

Б.2.2.3. В приложении к паспорту ИК должны быть приложены справоч-

ные материалы и дополнительные документы (акты проверок, протоколы,

свидетельства о поверке) необходимые при эксплуатации ИК. А также ука-

зывают номера и даты протоколов, актов, паспортов, где зафиксированы

результаты измерений и регламентируемые дополнительные погрешности

(например: от несоблюдения норм на длины прямых участков, от наличия

уступов и т.д.).

Б.2.3. Акт измерений внутреннего диаметра ИТ, содержит сведения о

материале ИТ, температуру при которой проводилось измерение, результаты

измерений диаметра ИТ и его значение, приведенное к 20 град. Цельсия,

значение коэффициента линейного теплового расширения материала трубоп-

ровода, результаты определения шероховатости внутренней поверхности ИТ.

Форма акта измерения внутреннего диаметра ИТ дана в приложении А

ПР50.2.019.

Обследование внутренней поверхности измерительного трубопровода,

определение его цилиндричности.

2.4. Паспорт на ИК должен быть подписан главным инженером предпри-

ятия Потребителя.

Схема ИК, акт измерения внутреннего диаметра ИТ, база данных, вве-

денная в корректор, должны быть подписаны ответственными представителя-

ми Поставщика и Потребителя.

Б.3. Комиссия проверяет:

Б.3.1. Соответствие прямых участков ИТ, соединительных линий СИ,

монтажа СИ и вспомогательного оборудования требованиям проектной доку-

ментации и раздела 7 ПР50.2.019.

Б.3.2. Соответствие заводских номеров СИ, номерам указанным в их

паспортах или свидетельствах о поверке, наличие пломб и свидетельств о

поверке.

Б.3.3. Правильность выбора условно-постоянных параметров.

Б.3.4. Соответствие условий проведения измерений паспортным данным

на СИ.

Б.3.5. Соответствие диапазонов измерений применяемых СИ диапазонам

изменений контролируемых параметров.

Б.3.6. Базу данных, внесенную в корректор.

Б.3.7. Наличие технических описаний и/или руководств по эксплуата-

ции СИ.

Б.3.8. Паспорт УУГ.

Б.3.9. Приемка в эксплуатацию вновь вводимых или реконструируемых

УУГ, оформляется соответствующим актом приложения Б.6.

Б.4. Характеристика узла учета газа

Б.5. Перечень СИ измерительного комплекса

Приложение Б.6

(обязательное)

АКТ

приемки в эксплуатацию узла учета газа с ротационным

или турбинным газовым счетчиком

от "__" ______ ____ г.

_______________________________________________________________________

(наименование, адрес установки УУГ)

1. Наличие и комплектность технической документации ______________

_______________________________________________________________________

(в полном объеме, не в полном объеме)

2. Состояние и условия эксплуатации СИ ___________________________

_______________________________________________________________________

(соответствует, не соответствует требованиям ДСМ)

3. Результаты проверки соблюдения требованиям ПР50.2.019

4. Перечень СИ, результат пломбирования узлов

Выводы:

На основании изложенного, комиссия допускает (не допускает) в экс-

плуатацию узел учета газа с "__" ______ 200_ г.

_______________________________________________________________________

(при наличии нарушений указать сроки их устранения)

_______________________________________________________________________

_______________________________________________________________________

_______________________________________________________________________

_______________________________________________________________________

_______________________________________________________________________

Члены комиссии:

Представитель Госэнергоинспекции _________________________________

Представители Поставщика _________________________________________

Представитель Потребителя ________________________________________

Приложение В

(обязательное)

РАСЧЕТ

поправочного коэффициента к использованному объему газа

Наименование предприятия _________________________________________

на _________ месяц 200_ г.

Подпись

Примечание:

1. Данное приложение применяется для Потребителя.

2. Поправочные коэффициенты должны определяться с точностью до

0,01.

3. При расчете поправочного коэффициента величины избыточного, ат-

мосферного давления и давления при стандартных условиях должны быть в

одних и тех же единицах измерения.

Объем использованного газа определяется по формуле (3)

ПР50.2.019-96

Q = K V, где (1)

K - поправочный коэффициент к использованному объему газа;

V - объем использованного газа в рабочих условиях, определенный по

показаниям газового счетчика, куб.м/мес.

Ратм.+Р

K = Kчисл. ----------------- (2)

(293,15 + t) Ксж.

где

Ратм. - среднесуточное атмосферное давление газа;

P - среднесуточное избыточное давление газа;

t - среднесуточная температура газа, град. Цельсия;

Ксж. - коэффициент сжимаемости, получаемый расчетным путем по из-

меренным значениям параметров состояния газа в соответствии с ГОСТ

30019.2. При избыточном давлении газа перед газовым счетчиком меньше 1

кгс/кв.см, коэффициент сжимаемости принимается равным 1;

Kчисл. - числовой коэффициент, величина, которого зависит от при-

меняемой единицы измерения давления газа.

Kчисл. = Tc/Pc

где Tc и Pc - температура газа и давление газа при стандартных ус-

ловиях.

Tc = 293,15, Pc = 0,101325 МПа (по ГОСТ 2939).

Числовой коэффициент, в зависимости от применяемой единицы измере-

ния давления газа равен:

мм.рт.ст. - 0,3857;

мм.в.ст. - 0,0284;

Па - 0,0029;

кгс/кв.см - 283,6.

Приложение Г

(обязательное)

ЖУРНАЛ

(оперативного) ежесуточного учета использованного

природного газа на _____ месяц 200_ г.

Примечание:

1. Сведения ежедневно фиксируются в журнале.

2. Применяется для Потребителей и газораспределительной организа-

ции.

3. Журнал должен быть пронумерован, прошнурован и скреплен пе-

чатью.

Приложение Д

(рекомендуемое)

ДОГОВОР N

на установку и эксплуатацию прибора учета газа

(газового счетчика) бытовому потребителю

от "__" ______ 200_

Газовое хозяйство, именуемое ПОСТАВЩИК в лице,

_______________________________________________________ с одной стороны

и абонент, _________________________ в дальнейшем именуемый ПОТРЕБИТЕЛЬ

проживающий ___________________________________________________________

с другой стороны, заключили настоящий Договор на установку и эксплуата-

цию прибора учета газа.

Прибор учета газа, тип N _____________ Изготовитель ___________________

Дата поверки _________________________ пломба N _______________________

Показание прибор учета газа ___________________________________________

Прибор учета газа принят, на ответственную сохранность ________________

1. Обязательства сторон:

1.1. ПОСТАВЩИК обязуется:

- установить прибор учета газа;

- производить периодическую поверку, ремонт и замену прибора учета

газа в случае выхода его из строя.

1.2. ПОТРЕБИТЕЛЬ обязуется:

- обеспечить сохранность прибора учета газа и необходимые условия

для правильной его эксплуатации;

- во всех случаях неисправности прибора учета газа известить об

этом Поставщика в течение суток;

- обеспечить доступ к прибору учета газа представителей Поставщика

в любое время.

2. Прочие условия:

2.1. Все взаимоотношения между Поставщиком и Потребителем основы-

ваются на Правилах поставки и пользования природным газом в Кыргызской

Республике и Договоре на поставку природного газа бытовому потребителю.

2.2. При выходе из строя прибора учета газа не по вине бытового

потребителя или случайного нарушения средств опломбирования и безотла-

гательном оповещении Поставщика об этом, расчет количества использован-

ного газа ведется по среднесуточному потреблению газа за один из преды-

дущих месяцев (выбранных из условий аналогичного сезона и сохранения

количества газоиспользующего оборудования). Расчетный период по средне-

суточному потреблению газа не должен превышать одного месяца, в течение

которого Поставщик обязан установить поверенный прибор учета газа.

2.3. В случае обнаружения Поставщиком, в ходе проверки самовольно-

го подключения газа, неисправность прибора учета газа, нарушения оплом-

бирования, хищения газа любыми методами, кроме фактов указанных в

п.2.4, объем использованного газа определяется по проектной мощности

газоиспользующего оборудования при его круглосуточной работе за период

прошедший от последней проверки Поставщиком до дня обнаружения, но не

более 30 дней.

2.4. В случае обнаружения хищения газа, которое визуально невоз-

можно было обнаружить при периодических проверках (скрыто проложенного

газопровода в стенах, перекрытиях, перегородках, подземная прокладка

газопровода, самовольное подключение к подземному газопроводу; установ-

лено приспособление, искажающее показания прибора учета газа; вмеша-

тельство в работу прибора учета газа и т.п.), Поставщик производит пе-

рерасчет количества использованного, но неучтенного газа по максималь-

ной проектной мощности всего газоиспользующего оборудования при его

круглосуточной работе за период от 3 месяцев до одного календарного го-

да.

2.5. В случаях, если бытовой потребитель, имеющий прибор учета га-

за, занимается предпринимательской деятельностью непосредственно в пре-

делах жилого дома, квартиры, использует газ для этих нужд и не заре-

гистрирован у Поставщика как коммерческий Потребитель, объем газа, под-

лежащий оплате, рассчитывается по показаниям прибора учета газа и по

утвержденному тарифу как для коммерческого Потребителя за период, про-

шедший от последней проверки персоналом Поставщика до дня регистрации у

Поставщика в качестве коммерческого потребителя плюс 10% от начисленно-

го объема газа по показаниям прибора учета газа.

Срок регистрации в качестве коммерческого потребителя не должен

превышать трех дней со дня обнаружения, по истечении которого газоснаб-

жение потребителю прекращается.

В случае отсутствия прибора учета газа расчет производится по мак-

симальной проектной мощности всего газоиспользующего оборудования при

его круглосуточной работе за период, прошедший от последней проверки

персоналом Поставщика до дня регистрации у Поставщика в качестве ком-

мерческого потребителя, но не более одного месяца.

2.6. В случае выхода из строя прибора учета газа по вине Потреби-

теля все финансовые расходы по его ремонту, поверке, установке несет

Потребитель.

ПОСТАВЩИК ПОТРЕБИТЕЛЬ

тел. тел.

Приложение Е

(информационное)

БИБЛИОГРАФИЯ

[1] ГОСТ 5542-87 Государственный стандарт СССР.

Газы горючие природные для промышленного и

коммунального назначения. Технические ус-

ловия.

Ограничение срока действия отменено инфор-

мационным указателем стандарта (ИУС) N

2-92.

[2] ГОСТ 2939-63 Государственный стандарт СССР.

Газы. Условия для определения объема.

Ограничение срока действия отменено ИУС.

[3] ГОСТ 8.586.1-2005 Государственная система обеспечения единс-

тва измерений. Измерение расхода и коли-

чества жидкостей и газов с помощью стан-

дартных сужающих устройств. Принцип метода

измерений и общие требования.

[4] ГОСТ 8.586.2-2005 Государственная система обеспечения единс-

тва измерений. Измерение расхода и коли-

чества жидкостей и газов с помощью стан-

дартных сужающих устройств. Диафрагмы.

Технические требования.

[5] ГОСТ 8.586.5-2005 Государственная система обеспечения единс-

тва измерений. Измерение расхода и коли-

чества жидкостей и газов с помощью стан-

дартных сужающих устройств. Методика вы-

полнения измерений.

[6] ГОСТ 8.143-75 Государственная система обеспечения единс-

тва измерений. Государственный первичный

эталон и общесоюзная поверочная схема для

средств измерений объемного расхода газа в

диапазоне

-0 2

1 * 10 / 1 10 куб.м/с.

Ограничение срока действия отменено ИУС N

6-79.

[7] ГОСТ 8.324-2002 Государственная система обеспечения единс-

тва измерений.

Счетчики газа. Методика поверки.

Взамен ГОСТ 8.324-78, ИУС N 9 - 2003 с

01.01.2004 г.

[8] Правила метрологии Государственная система обеспечения единс-

ПР50.2.019-96 тва измерений.

Методика выполнения измерений при помощи

турбинных и ротационных счетчиков.

Введен в действие приказом Кыргызстандарта

от 15 декабря 2000 года N 89-СТ.

[9] Правила метрологии Государственная система обеспечения единс-

ПР50.2.022-99 тва измерений.

Порядок осуществления Государственного

метрологического контроля и надзора за

применением и состоянием измерительных

комплексов с сужающими устройствами.

Введен в действие приказом Кыргызстандарта

от 13 февраля 2001 года N 13-СТ.

[10] ГОСТ 30319.0-96 Межгосударственный стандарт.

Газ природный. Методы расчета физических

свойств. Общие положения.

Введен в действие Кыргызстандартом с

01.07.1997 года.

[11] ГОСТ 30319.1-96 Межгосударственный стандарт.

Газ природный. Методы расчета физических

свойств. Определение физических свойств

природного газа, его компонентов и продук-

тов его переработки.

Введен в действие Кыргызстандартом с

01.07.1997 года.

[12] ГОСТ 30319.2-96 Межгосударственный стандарт.

Газ природный. Методы расчета физических

свойств. Определение коэффициента сжимае-

мости.

Введен в действие Кыргызстандартом с

01.07.1997 года.

[13] ГОСТ 30319.3-96 Межгосударственный стандарт.

Газ природный. Методы расчета физических

свойств. Определение физических свойств по

уравнению состояния.

Введен в действие Кыргызстандартом с

01.07.1997 года.

[14] ГОСТ 15528-86 Государственная система обеспечения единс-

тва измерений.

Средства измерений расхода, объема или

массы протекающих жидкости и газа. Термины

и определения.

Ограничение срока действия отменено ИУС N

1-92.

[15] Рекомендация Государственная система обеспечения единс-

по межгосударственной тва измерений.

стандартизации Метрология. Основные термины и определе-

РМГ 29-99 ния.

Введен в действие приказом Кыргызстандарта

от 13.02.01 года N 13-СТ.

[16] КМС 1.5-2005 Национальная система стандартизации Кыр-

гызской Республики.

Общие требования к построению, изложению,

оформлению, содержанию стандартов и техни-

ческих условий.

Введен в действия приказом Кыргызстандарта

от 30 декабря 1996 года N 27-СТ.

[17] Правила метрологии Государственная система обеспечения единс-

ПР 146.8.001-2004 тва измерений Кыргызской Республики.

Номенклатурные перечни эталонов и рабочих

средств измерений, подлежащих поверке, и

ее периодичность.

Введены в действие приказом Кыргызстандар-

та от 13 августа 2004 года N 16-СТ.

[18] ГОСТ Р 50818-95 Государственная система обеспечения единс-

тва измерений.

Счетчики газа объемные диафрагменные. Об-

щие технические требования и методы испы-

тания.

Введен в действие приказом Кыргызстандарта

от 25 октября 2000 года № 75-СТ.

[19] СНиП КР42-01-01 Строительные нормы и правила Кыргызской

(СНиП 2.04.08-87*) Республики.

Проектирование систем газоснабжения.

Введен в действие приказом Государственной

комиссии при Правительстве Кыргызской Рес-

публики от 16 апреля 2001 года № 62.

Правила безопасности в газовом хозяйстве,

утвержденные Госпроматомнадзором СССР от

26 декабря 1990 года. Введены в действие

Госгортехнадзором Кыргызской Республики 19

марта 1993 года.