Azotirovanie.ru

Инженерные системы и решения
1 просмотров
Рейтинг статьи
1 звезда2 звезды3 звезды4 звезды5 звезд
Загрузка...

Решение Арбитражного суда Пензенской области от по делу N А49-4939/2006-222оп/21 Исковое требование об оспаривании постановления об административном правонарушении оставлено судом без удовлетворил, на основании того, что истцом были нарушены метрологические правила и нормы в торговле, а также требования аттестованной методики выполнения измерений и учета газа

Решение Арбитражного суда Пензенской области от 22.09.2006 по делу N А49-4939/2006-222оп/21 Исковое требование об оспаривании постановления об административном правонарушении оставлено судом без удовлетворил, на основании того, что истцом были нарушены метрологические правила и нормы в торговле, а также требования аттестованной методики выполнения измерений и учета газа.

с заявлением об оспаривании постановления по делу об административном правонарушении N ГМ-Пш-67 от 16.08.2006, вынесенного начальником отдела (инспекции) в Пензенской области ПМТУ Ростехрегулирования, в котором просило суд признать обжалуемое постановление незаконным и отменить его полностью.

В судебном заседании заявитель поддержал заявленные требования и просил суд признать незаконным обжалуемое постановление и отменить его.

В обоснование заявленных доводов общество приводит следующее. Административное правонарушение, вменяемое обществу и выразившееся в нарушении метрологических правил и норм в торговле, отсутствует, поскольку Железнодорожным районным судом г. Пензы 21.12.2005 вынесено решение по гражданскому делу N 2-1470/2005г. В указанном решении суд общей юрисдикции сделал вывод о правомерности применения заявителем поправочного коэффициента к показаниям приборов учета газа, не имеющих температурной компенсации и установленных вне отапливаемых помещений.

Названное судебное решение, оставленное в силе определением кассационной инстанцией Пензенского областного суда от 14.02.2006, имеет преюдициальное значение для данного дела.

Второе административное правонарушение, выразившееся в нарушении требований аттестованной методики выполнения измерений, не имеет места, поскольку отсутствует вина заявителя. Данные по давлению не используются обществом в связи с отсутствием возможности получения реальных значений среднего избыточного давления в рабочей зоне счетчиков. ФГУП “ВНИИМС“ письмом от 11.08.2006 N 208/12-191, направленным в адрес заявителя, подтвердило нецелесообразность учета атмосферного и избыточного давления газа при расчетах по МВИ для ООО “Пензарегионгаз“. Указанное обстоятельство не было учтено административным органом при привлечении заявителя к административной ответственности.

Представитель административного органа с заявленными требованиями не согласен по основаниям, подробно изложенным в отзыве.

В судебном заседании был объявлен перерыв до 12 час. 00 мин. 22 сентября 2006 г., после чего судебное разбирательство продолжено.

Исследовав материалы дела, выслушав представителей заявителя и административного органа,

арбитражный суд установил следующее.

Общество с ограниченной ответственностью “Пензарегионгаз“ зарегистрировано в едином государственном реестре юридических лиц 07.08.2002. Свидетельство серия 58 N 000276219.

Согласно Уставу общество осуществляет деятельность по поставке газа покупателям Пензенской области, по управлению режимами газоснабжения.

В ходе проверки, проведенной в обществе в период с 19.06.2006 по 18.07.2006 должностными лицами Отдела (инспекции) в Пензенской области ПМТУ Ростехрегулирования на основании распоряжения N 4/14-619 от 14.06.2006, установлено следующее.

В период с 01.10.2004 по 30.09.2005 ООО “Пензарегионгаз“ нарушало метрологические правила и нормы в торговле, а именно: в сфере торговых операций и взаимных расчетов с покупателями (потребителями, абонентами) при измерениях количества (объема) газа, поставленного (проданного) потребителям (абонентам), а именно при расчете и применении поправочных коэффициентов к показаниям приборов учета газа (средств измерений утвержденного типа — счетчиков газа), не имеющих температурной компенсации и установленных вне отапливаемых помещений, общество применяло методику выполнения измерений в части расчета поправочного коэффициента в виде К = 293,15 / (273,15 + tcp), не предусмотренную аттестованными методиками выполнения измерений (МВИ).

В частности, в период с 01.03.2005 по 30.09.2005 при взаимных расчетах за поставленный (проданный) газ с потребителем (абонентом) Агеевой Валентиной Ивановной, проживающей по адресу: Пензенская область Бессоновский район, с. Чемодановка, с применением средства измерений — счетчика камерного типа СГК-4 (рег. номер в Госреестре 14740-98, изготовитель ФГУП “ВПО “Точмаш“, г. Владимир, заводской номер 307807), не имеющего температурной компенсации и установленного вне отапливаемого помещения, ООО “Пензарегионгаз“ при выполнении измерений количества (объема) газа применяло поправочный коэффициент в виде К = 293,15 / (273,15 + tcp), не предусмотренный аттестованными методиками выполнения измерений (МВИ).

Кроме того, ООО “Пензарегионгаз“ в период с 01.10.2005

по 18.07.2006 совершало административное правонарушение, выразившееся в нарушении требований аттестованной методики выполнения измерений, а именно требований аттестованной методики выполнения измерений (программы “Коррекция измерений объема газа“ пункты 3.3.1 раздела “Исходные данные“, 5.2.2 раздела “Порядок работы“ Инструкции пользователя) (свидетельство N 208/536-05 об аттестации методики выполнения измерений, выданное ФГУП “ВНИИМС“ 14.09.2005, рег. код МВИ по Федеральному реестру ФР. 1.29.2005.01549): при расчете поправочных коэффициентов для приведения к стандартной температуре объема газа в зависимости от места, установки счетчика за каждый месяц не учитываются данные по давлению за соответствующие месяцы (среднее значение барометрического давления за месяц, среднее значение избыточного давления газа за месяц).

По результатам проверки составлен акт N ГМ-А-67 от 18.07.2006, а также протокол об административном правонарушении N ГМ-Пр-67 от 20.07.2006.

По результатам рассмотрения материалов проверки начальником отдела (инспекции) в Пензенской области ПМТУ Ростехрегулирования в присутствии представителей ООО “Пензарегионгаз“ 16.08.2006 вынесено постановление о наложении административного штрафа N ГМ-Пш-67, которым на заявителя по совокупности двух совершенных правонарушений, предусмотренных частью 3 статьи 19.19 КоАП РФ, а именно: нарушение метрологических правил и норм в торговле и нарушение требований аттестованной методики выполнения измерений, был наложен административный штраф, предусмотренный частью 3 статьи 19.19 КоАП РФ, в размере пяти минимальных размеров оплаты труда за каждое совершенное административное правонарушение, а в совокупности — в размере десяти минимальных размеров оплаты труда за оба совершенных административных правонарушения.

Считая вынесенное по административному делу постановление незаконным, заявитель обратился в арбитражный суд с соответствующим заявлением.

В силу статьи 2 Федерального закона “Об обеспечении единства измерений“ от 27.04.1993 N 4871-1 законодательство об обеспечении единства измерений направлено на защиту прав и законных интересов

граждан, установленного правопорядка и экономики Российской Федерации от отрицательных последствий недостоверных результатов измерений.

В соответствии со статьей 9 Закона N 4871-1 измерения должны осуществляться в соответствии с аттестованными в установленном порядке методиками (методики выполнения измерений). Порядок разработки и аттестации методик выполнения измерений определяется Госстандартом России.

Читайте так же:
Какой газовый счетчик лучше для украины

Действующий на территории Российской Федерации ГОСТ Р 8.563-96 “Государственная система обеспечения единства измерений. Методики выполнения измерений“ устанавливает общие положения и требования к разработке методик выполнения измерений, их аттестации, стандартизации и метрологическому надзору за ними.

Согласно пункту 6.1 ГОСТ Р 8.563-96 аттестации подлежат методики выполнения измерений, используемые в сферах распространения государственного метрологического контроля и надзора.

Как видно из материалов дела, заявитель при расчете и применении поправочных коэффициентов к показаниям приборов учета газа (средств измерений утвержденного типа — счетчиков газа), не имеющих температурной компенсации и установленных вне отапливаемых помещений, применял Рекомендации МИ 2721-2002, МИ 2721-2005 “Количество (объем) газа. Типовая методика выполнения измерений мембранными счетчиками газа без температурной компенсации“, разработанные федеральным государственным унитарным предприятием “Всероссийский научно-исследовательский институт метрологической службы“. Названные рекомендации устанавливают типовую методику выполнения измерений (далее — МВИ) газа при помощи мембранных счетчиков газа, не имеющих температурной компенсации. Указанные методики прошли метрологическую аттестацию, что подтверждается свидетельством об аттестации МВИ N 208/536-05 от 14.09.2005.

На основании типовой методики ФГУП ВНИИМС Госстандарта России разработана программа “Коррекция измерений объема газа“. Программа предназначена для расчетов по МИ 2721-2005 ГСИ. “Количество (объем) газа. Типовая методика измерений счетчиками газа без температурной компенсации“, служит для коррекции показаний счетчиков, не имеющих в своей конструкции компенсаторов по температуре и давлению, для приведения к стандартным условиям измеренного объема газа.

Вышеназванные нормативные документы содержат

нормы о применении поправочного коэффициента к показаниям приборов учета газа, не имеющих температурной компенсации.

Ссылка заявителя на решение суда общей юрисдикции от 21.12.2005 судом не принимается, поскольку данное решение не имеет преюдициального значения для настоящего дела.

На основании вышеизложенного суд приходит к выводу об отсутствии в действиях ООО “Пензарегионгаз“ состава административного правонарушения, а именно: нарушения заявителем метрологических правил и норм в торговле, выразившегося в применении поправочных коэффициентов к показаниям приборов учета газа (средств измерений утвержденного типа — счетчиков газа), не имеющих температурной компенсации и установленных вне отапливаемых помещений.

В соответствии с разделом 3 Рекомендации МИ 2721-2005 “Количество (объем) газа. Типовая методика выполнения измерений мембранными счетчиками газа без температурной компенсации“ предусмотрено при расчете поправочных коэффициентов для приведения к стандартной температуре объема газа в зависимости от места установки счетчика применение данных по давлению за соответствующие месяцы (среднее значение барометрического давления за месяц, среднее значение избыточного давления газа за месяц).

Согласно пункту 4.4 МВИ 2721-2005 данные по температуре и атмосферному давлению получают и удостоверяют в региональных отделениях Федеральной службы России по гидрометеорологии и мониторингу окружающей среды. Значения среднего избыточного давления газа в рабочей зоне счетчика определяют по данным региональных компаний по реализации газа.

Однако указанные данные заявителем в период с 01.10.2005 по 18.07.2006 не применялись, что не оспаривается представителем заявителя в судебном заседании и подтверждается материалами дела. Поправочный коэффициент рассчитывается обществом по формуле: К = 293,15 / (273,15 + tср).

Ссылка заявителя на письмо ФГУП “ВНИИМС“ от 11.08.2006 N 208/12-191, в котором разработчик методики высказал мнение о нецелесообразности учета атмосферного давления и избыточного давления газа при расчетах по МВИ

для ООО “Пензарегионгаз“, судом не принимается, поскольку обязанность применения при расчетах указанных данных предусмотрена нормативным актом, аттестованным в установленном порядке.

Следовательно, суд приходит к выводу о наличии в действиях заявителя административного правонарушения, а именно: нарушения требования аттестованной методики выполнения измерений, выразившегося в неучете данных по давлению за соответствующие месяцы (среднее значение барометрического давления за месяц, среднее значение избыточного давления газа за месяц) при расчете поправочных коэффициентов для приведения к стандартной температуре объема газа в зависимости от места установки счетчика.

Руководствуясь ст. ст. 167 — 170, 211 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации,

требования заявителя удовлетворить частично.

Признать незаконным как не соответствующее нормам Кодекса Российской Федерации об административных правонарушениях постановление начальника отдела (инспекции) в Пензенской области ПМТУ Ростехрегулирования N ГМ-Пш-67 от 16.08.2006 в части привлечения общества с ограниченной ответственностью “Пензарегионгаз“ (440061, г. Пенза, ул. Пролетарская, 80, свидетельство о внесении записи в Единый государственный реестр юридических лиц, серия 58 N 000276219 от 07.08.2002), к административной ответственности, предусмотренной частью 3 статьи 19.19 КоАП РФ, за нарушение метрологических правил и норм в торговле, в виде взыскания штрафа в размере 5000 руб. и отменить его в указанной части.

В остальной части требований отказать.

Решение может быть обжаловано в десятидневный срок в апелляционную инстанцию Арбитражного суда Пензенской области.

Инстpукция Инструкция по разработке и утверждению температурных коэффициентов для счетчиков газа без корректоров

В соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации от 23 мая 2006 г. N 307 "О порядке предоставления коммунальных услуг гражданам" (п. 94), при использовании потребителями приборов учета газа без температурной компенсации, показания этих приборов используются в расчетах за газ с использованием температурных коэффициентов, утверждаемых федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим функции по контролю и надзору в сфере технического регулирования и метрологии.

Для выполнения данного постановления приказываю:

1. Ввести с 1 января 2007 г. порядок утверждения температурных коэффициентов при расчетах за газ при использовании потребителями приборов учета газа без температурной компенсации, в соответствии с прилагаемой " Инструкцией утверждения температурных коэффициентов для счетчиков газа без корректоров".

2. Утверждение температурных коэффициентов возложить на заместителя Руководителя Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии В.Н. Крутикова.

3. ФГУП ВНИИМС (С.А. Кононогову) продолжить работу по разработке методики расчета температурных коэффициентов для счетчиков, находящихся внутри помещений.

4. Контроль за исполнением настоящего приказа оставляю за собой.

Руководитель Федерального агентства Г.И. Элькин

Инструкция
по разработке и утверждению температурных коэффициентов для счетчиков газа без корректоров

Разработана: ФГУП "Всероссийский научно-исследовательский институт метрологической службы" (ФГУП "ВНИИМС")

1. Общие положения и термины

2. Экспертиза расчета температурных коэффициентов

3. Порядок утверждения температурных коэффициентов

Приложение N 1 Форма 1

Приложение N 2 Форма 2

Приложение N 3 Форма 3

1. Общие положения и термины

1.1. Температурные коэффициенты применяют для приведения измеренного объема, проходящего через счетчики газа, не имеющих в своей конструкции корректоров по температуре и давлению газа, к установленным ГОСТ 2939-63 "Газы. Условия для определения объема" стандартным температуре и давлению.

Читайте так же:
Счетчик газа агат g16 производитель

1.2. Расчет температурных коэффициентов производят поставщики газа с учетом климатических условий в каждом регионе в соответствии с МИ 2721-2005 ГСИ "Количество (объем) газа. Типовая методика выполнения измерений мембранными счетчиками газа без температурной компенсации", утвержденной и зарегистрированной ФГУП "ВНИИМС" 25.05.2005 г. (далее — Методика).

1.3. В целях применения настоящей Инструкции и Методики используется термин "регион", имеющий следующее значение:

"регион" — субъект Российской Федерации.

2. Экспертиза расчета температурных коэффициентов

2.1. Для проведения экспертизы расчета температурных коэффициентов поставщик газа представляет во ФГУП "ВНИИМС" следующую информацию:

2.1.1. Исходные данные, содержащие следующие сведения:

а) наименование региона;

б) наименование поставщика газа;

в) климатические территории региона, определяемые в соответствии с Методикой;

г) высота над уровнем моря;

д) ежемесячные средние значения температуры воздуха, барометрического давления и избыточного давления газа за год, предшествующий расчетному.

Исходные данные оформляются в соответствии с Формой 1 ( приложение N 1 к настоящей Инструкции).

2.1.2. Результаты расчета, произведенные поставщиком газа, содержащие следующие сведения:

а) наименование региона;

б) наименование поставщика газа;

в) климатические территории региона, определяемые в соответствии с Методикой;

г) высота над уровнем моря;

д) значения температурных коэффициентов к показаниям счетчиков на каждый месяц расчетного года.

Результаты расчета оформляются в соответствии с Формой 2 ( приложение N 2 к настоящей Инструкции).

2.2. Процедура экспертизы расчета и утверждения результатов расчетов среднемесячных коэффициентов инициируется поставщиком газа дважды в год. Коэффициенты рассчитываются и утверждаются для шести месяцев расчетного года.

В июле месяце текущего года поставщики газа по исходным данным с января по июнь текущего года осуществляют расчет коэффициентов на январь — июнь следующего за текущим годом (расчетный год). По исходным данным июля — декабря текущего года в январе расчетного года производится расчет коэффициентов на июль — декабрь расчетного года.

2.3. Исходные данные (Форма 1) и результаты расчета среднемесячных температурных коэффициентов (Форма 2) представляются во ФГУП "ВНИИМС" не позднее 31 июля текущего года для проведения экспертизы расчета коэффициентов на январь — июнь расчетного года и не позднее 28 февраля расчетного года для проведения экспертизы расчета коэффициентов на июль — декабрь расчетного года.

2.4. ФГУП "ВНИИМС" проводит экспертизу результатов расчетов и примененных при расчетах исходных данных.

2.4.1. Экспертизу исходных данных ФГУП "ВНИИМС" проводит с целью подтверждения правильности примененных при расчете исходных денных. Экспертиза включает анализ данных по температуре воздуха и барометрическому давлению. Анализ проводится путем сопоставления с климатическими данными по регионам, а также с высотой расположения региона (климатической территории).

В случае выявления в исходных данных значительных отклонений от данных, имеющихся во ФГУП "ВНИИМС", делается соответствующий запрос поставщику газа.

2.4.2. Экспертизу результатов расчета ФГУП "ВНИИМС" проводит с целью подтверждения правильности расчетов температурных коэффициентов, проведенных поставщиками газа.

2.5. Экспертиза, указанная в п. 2.4 настоящей Инструкции, осуществляется ФГУП "ВНИИМС" на возмездной основе на основании заключенного с поставщиком газа договора.

2.6. Сроки проведения экспертизы не должны превышать одного месяца с даты предоставления поставщиком газа исходных данных и расчетов.

3. Порядок утверждения температурных коэффициентов

3.1. Не позднее 10 дней после проведения экспертизы исходных данных и расчета значений температурных коэффициентов ФГУП "ВНИИМС" направляет результаты экспертизы по Форме 3 ( приложение N 3 к настоящей Инструкции), содержащие значения коэффициентов в Управление метрологии Федерального агентства, которое представляет их для утверждения заместителю Руководителя Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии. Одновременно с направлением на утверждение в Федеральное агентство экспертного заключения ФГУП "ВНИИМС" доводит до сведения поставщика результаты экспертизы.

3.2. Федеральное агентство не позднее 15 календарных дней с даты представления ФГУП "ВНИИМС" экспертного заключения для утверждения температурных коэффициентов утверждает значения температурных коэффициентов.

Классификация расходомеров газа – часть 1

Основой для классификации расходомеров могут выступать различные критерии: способы монтажа, принцип измерения, измеряемая среда и т. д. В данной статье будут рассмотрена классификация расходомеров газа по принципу действия.

Основные виды расходомеров

Мембранный расходомер

Мембранный расходомер

Это одни из наиболее простых приборов измерения расхода. Принцип их работы основан на перемещении мембран измерительных камер по мере поступления в них газа. Впуск и выпуск газа вызывает движение стенок камер, что в свою очередь приводит в движение счетный механизм. Число сокращений и расширений камер при этом пропорционально объему проходящего через прибор газа.

Данные приборы обладают широким диапазоном и относительно недороги, однако из-за невысокой точности, неустойчивости к повышенному давлению и невозможности измерения больших расходов, они являются практически неприменимыми в промышленной сфере.

Ротационный расходомер

В измерительной камере ротационного расходомера находятся два ротора, расположенные поперек потока и соединенные шестернями так, что одним краем каждый ротор касается стенки камеры, а противоположным – другого ротора. При поступлении воздуха роторы под его напором приходят в движение и начинают обкатываться друг по другу, отсекая определенные порции газа так, что каждый оборот соответствует определенному объему. Счетчик посредством механической передачи фиксирует число вращений роторов, а затем это значение переводится в значение объема.

Данные расходомеры имеют широкий диапазон, низкую погрешность и высокую стабильность, однако крайне восприимчивы к загрязнению, имеют подвижные части и могут использоваться только для относительно малых диаметров.

Принцип действия ротационного расходомераИзмерение по перепаду давленияДиафрагма в расходомере по перепаду давления

Чаще всего данный способ предполагает использование диафрагмы. В этом случае в трубопроводе для сужения потока устанавливается диафрагма, обычно представляющая собой пластину с отверстием в середине. Давление проходящего через диафрагму газа падает, при этом разница давлений до сужения и после него пропорциональна скорости, а значит и расходу проходящего газа. Используя дифференциальные датчики давления, можно узнать разницу давлений и перевести эти значения в значение расхода.

Труба Вентури в разрезе

Еще одним прибором, использующим перепад давления для измерения расхода, является труба Вентури. В этом устройстве сужение и расширение трубопровода происходят постепенно. Труба представляет собой два усеченных конуса, соединенных узкими концами. При этом конус расширения имеет большую длину, чем конус сужения.

Читайте так же:
Проект газового счетчика дома

Подвидом трубы Вентури можно считать измерительное сопло, в котором, присутствует конус сужения, но в отличие от трубы Вентури, отсутствует расширяющаяся часть. Данный прибор используется в случае, если турбулентность потока крайне высока.

Также существуют расходомеры, в которых сужение потока создается при помощи клинового ограничителя. В остальном данные расходомеры аналогичны прочим приборам, использующим принцип измерения по перепаду давления.

Преимуществом данных расходомеров является достаточно высокая точность измерения, а также не столь значительное повышение стоимости при увеличении диаметра трубопровода. Основным недостатком же является то, что установленная диафрагма вызывает значительные потери напора проходящего по трубопроводу газа. Труба Вентури создает гораздо меньшие потери, чем диафрагма, однако является достаточно габаритной и дорогой. Кроме этого данные расходомеры плохо применимы при небольших значениях расхода.

На следующем графике можно увидеть значения потерь давления для разных типов сужающих устройств:

График потерь давления

Подобрать расходомер, подходящий для решения Вашей задачи, можно в каталоге продукции или обратившись к нашим техническим специалистам.

Приказ Ростехрегулирования от 08.11.2006 N 3145 "Об утверждении температурных коэффициентов" (вместе с "Инструкцией по разработке и утверждению температурных коэффициентов для счетчиков газа без корректоров")

В соответствии с Постановлением Правительства Российской Федерации от 23 мая 2006 г. N 307 «О порядке предоставления коммунальных услуг гражданам» (п. 94) при использовании потребителями приборов учета газа без температурной компенсации показания этих приборов используются в расчетах за газ с использованием температурных коэффициентов, утверждаемых федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим функции по контролю и надзору в сфере технического регулирования и метрологии.

Для выполнения данного Постановления приказываю:

1. Ввести с 1 января 2007 г. порядок утверждения температурных коэффициентов при расчетах за газ при использовании потребителями приборов учета газа без температурной компенсации, в соответствии с прилагаемой «Инструкцией утверждения температурных коэффициентов для счетчиков газа без корректоров».

2. Утверждение температурных коэффициентов возложить на заместителя Руководителя Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии В.Н. Крутикова.

3. ФГУП ВНИИМС (С.А. Кононогову) продолжить работу по разработке методики расчета температурных коэффициентов для счетчиков, находящихся внутри помещений.

4. Контроль за исполнением настоящего Приказа оставляю за собой.

к Приказу Федерального

агентства по техническому

регулированию и метрологии

от 08.11.2006 N 3145

по техническому регулированию

и метрологии (Ростехрегулирование)

«__» __________ 2006 г.

ПО РАЗРАБОТКЕ И УТВЕРЖДЕНИЮ ТЕМПЕРАТУРНЫХ КОЭФФИЦИЕНТОВ

ДЛЯ СЧЕТЧИКОВ ГАЗА БЕЗ КОРРЕКТОРОВ

РАЗРАБОТАНА: ФГУП «Всероссийский научно-исследовательский институт метрологической службы» (ФГУП «ВНИИМС»).

1. Общие положения и термины

1.1. Температурные коэффициенты применяют для приведения измеренного объема, проходящего через счетчики газа, не имеющие в своей конструкции корректоров по температуре и давлению газа, к установленным ГОСТ 2939-63 «Газы. Условия для определения объема» стандартным температуре и давлению.

1.2. Расчет температурных коэффициентов производят поставщики газа с учетом климатических условий в каждом регионе в соответствии с МИ 2721-2005 ГСИ «Количество (объем) газа. Типовая методика выполнения измерений мембранными счетчиками газа без температурной компенсации», утвержденной и зарегистрированной ФГУП «ВНИИМС» 25.05.2005 (далее — Методика).

1.3. В целях применения настоящей Инструкции и Методики используется термин «регион», имеющий следующее значение: «регион» — субъект Российской Федерации.

2. Экспертиза расчета температурных коэффициентов

2.1. Для проведения экспертизы расчета температурных коэффициентов поставщик газа представляет во ФГУП «ВНИИМС» следующую информацию:

2.1.1. Исходные данные, содержащие следующие сведения:

а) наименование региона;

б) наименование поставщика газа;

в) климатические территории региона, определяемые в соответствии с Методикой;

г) высота над уровнем моря;

д) ежемесячные средние значения температуры воздуха, барометрического давления и избыточного давления газа за год, предшествующий расчетному.

Исходные данные оформляются в соответствии с Формой 1 (приложение N 1 к настоящей Инструкции).

2.1.2. Результаты расчета, произведенные поставщиком газа, содержащие следующие сведения:

а) наименование региона;

б) наименование поставщика газа;

в) климатические территории региона, определяемые в соответствии с Методикой;

г) высота над уровнем моря;

д) значения температурных коэффициентов к показаниям счетчиков на каждый месяц расчетного года.

Результаты расчета оформляются в соответствии с Формой 2 (приложение N 2 к настоящей Инструкции).

2.2. Процедура экспертизы расчета и утверждения результатов расчетов среднемесячных коэффициентов инициируется поставщиком газа дважды в год. Коэффициенты рассчитываются и утверждаются для шести месяцев расчетного года.

В июле месяце текущего года поставщики газа по исходным данным с января по июнь текущего года осуществляют расчет коэффициентов на январь — июнь следующего за текущим годом (расчетный год). По исходным данным июля — декабря текущего года в январе расчетного года производится расчет коэффициентов на июль — декабрь расчетного года.

2.3. Исходные данные (Форма 1) и результаты расчета среднемесячных температурных коэффициентов (Форма 2) представляются во ФГУП «ВНИИМС» не позднее 31 июля текущего года для проведения экспертизы расчета коэффициентов на январь — июнь расчетного года и не позднее 28 февраля расчетного года для проведения экспертизы расчета коэффициентов на июль — декабрь расчетного года.

2.4. ФГУП «ВНИИМС» проводит экспертизу результатов расчетов и примененных при расчетах исходных данных.

2.4.1. Экспертизу исходных данных ФГУП «ВНИИМС» проводит с целью подтверждения правильности примененных при расчете исходных данных. Экспертиза включает анализ данных по температуре воздуха и барометрическому давлению. Анализ проводится путем сопоставления с климатическими данными по регионам, а также с высотой расположения региона (климатической территории).

В случае выявления в исходных данных значительных отклонений от данных, имеющихся во ФГУП «ВНИИМС», делается соответствующий запрос поставщику газа.

2.4.2. Экспертизу результатов расчета ФГУП «ВНИИМС» проводит с целью подтверждения правильности расчетов температурных коэффициентов, проведенных поставщиками газа.

2.5. Экспертиза, указанная в п. 2.4 настоящей Инструкции, осуществляется ФГУП «ВНИИМС» на возмездной основе на основании заключенного с поставщиком газа договора.

2.6. Сроки проведения экспертизы не должны превышать одного месяца с даты предоставления поставщиком газа исходных данных и расчетов.

3. Порядок утверждения температурных коэффициентов

3.1. Не позднее 10 дней после проведения экспертизы исходных данных и расчета значений температурных коэффициентов ФГУП «ВНИИМС» направляет результаты экспертизы по Форме 3 (приложение N 3 к настоящей Инструкции), содержащие значения коэффициентов, в Управление метрологии Федерального агентства, которое представляет их для утверждения заместителю Руководителя Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии. Одновременно с направлением на утверждение в Федеральное агентство экспертного заключения ФГУП «ВНИИМС» доводит до сведения поставщика результаты экспертизы.

Читайте так же:
Газовый счетчик для квартиры с индивидуальным отоплением

3.2. Федеральное агентство не позднее 15 календарных дней с даты представления ФГУП «ВНИИМС» экспертного заключения для утверждения температурных коэффициентов утверждает значения температурных коэффициентов.

Начальник Управления метрологии

Примечание 1: В зависимости от данных Гидрометслужбы допускается не указывать либо СКО (среднее квадратическое отклонение) температуры, либо минимальную и максимальную температуру.

Примечание 2: Данные по температуре и барометрическому давлению заверяют в региональных отделениях Федеральной службы России по гидрометеорологии и мониторингу окружающей среды. Документально оформленные данные хранятся у Поставщика газа и предоставляются во ФГУП ВНИИМС по запросу.

Примечание 3: Выделенные климатические территории, для которых производится расчет температурных коэффициентов, определяются по МИ 2721-2005.

МЕТОДИКА ИЗМЕРЕНИЯ ДЛЯ КОМПЛЕКСОВ ИЗМЕРЕНИЯ ОБЪЕМА ГАЗА С ДИАФРАГМЕННЫМИ СЧЕТЧИКАМИ. МЕТРОЛОГИЧЕСКИЕ И ПРАКТИЧЕСКИЕ ВОПРОСЫ ЕЕ ПРИМЕНЕНИЯ

В соответствии со структурой системы газоснабжения и учета газа большое количество узлов учета газа применяется на третьем уровне, когда значение рабочих расходов газа не превышает 100 м3/ч, а значение давления не превышает 0,005 МПа (рис. 1). В эту группу попадают коллективные узлы учета газа, применяемые для коммерческих и технологических нужд, например подомовые и кустовые узлы учета, узлы учета у небольших коммунальных потребителей, а также индивидуальные приборы учета у частных лиц.

В качестве индивидуальных узлов учета у частных лиц применяются счетчики газа различных типов. Наибольший опыт эксплуатации у диафрагменных счетчиков газа, которые отличаются точностью измерения объема газа, энергонезависимостью, надежностью работы и простотой обслуживания. С учетом того, что счетчики газа могут быть установлены на улице или в неотапливаемом помещении, рекомендуется применять диафрагменные счетчики газа с механической или электронной температурной коррекцией. При учете газа на подомовых и кустовых узлах учета, у коммунальных потребителей, а также при расходе газа более 10 м3/ч у частных лиц необходимо применять измерительные комплексы с коррекцией по температуре.

Рис. 1. Третий уровень системы газоснабжения и учета газа

В данных комплексах, состоящих из счетчика газа и температурного корректора, для вычисления стандартного объема газа используется измеренная температура газа и подстановочные значения давления и коэффициента сжимаемости газа

Наиболее часто применяются измерительные комплексы СГ-ТК, модификация СГ-ТК-Д на базе диафрагменного счетчика газа ВК с температурным корректором ТС220 (ранее ТС210 и ТС215). Также раньше иногда использовались отдельные диафрагменные счетчики газа с другими типами корректоров и вычислителей.

Согласно Федеральному закону РФ №102-ФЗ «Об обеспечении единства измерений», ст. 9, «измерения должны осуществляться в соответствии с аттестованными в установленном порядке методиками. Порядок разработки и аттестации методик выполнения измерений определяется Госстандартом России». В связи с этим была разработана, утверждена и применялась методика измерений для комплексов СГ-ТК с температурными корректорами ТС210 и ТС215. Для узлов учета с другими типами счетчиков газа и температурными корректорами необходимо было аттестовывать отдельные методики измерений.

Введение в действие в 2013 году нового документа – ГОСТ Р 8.741–2011 «Объем природного газа. Общие требования к методикам измерений» – внесло некоторые изменения в существующую практику.

Требования ГОСТ Р 8.741–2011 распространяются как на вновь создаваемые, так и на реконструированные узлы учета газа. То есть узлы учета газа с установленными ранее измерительными комплексами при истечении срока поверки любого средства измерения, входящего в состав узла учета газа, должны пройти процедуру подтверждения соответствия требованиям данного стандарта. Все утвержденные и вновь разрабатываемые методики измерения должны соответствовать требованиям данного стандарта, включая и погрешность узла учета газа, в зависимости от их производительности. Пункт 7.1 данного стандарта регламентирует измерение объема природного газа, приведенного к стандартным условиям, с погрешностью не выше 3% при расходе до 1 тыс. м3/ч.

Все диафрагменные счетчики газа, выпускаемые в нашей стране и ввозимые из-за рубежа, были сертифицированы в соответствии с действующим стандартом ГОСТ Р 50818, который устанавливает для диафрагменных счетчиков газа следующие пределы допускаемой относительной погрешности измерения рабочего объема газа при нормальных условиях при выпуске из производства:

δ ≤ 3,0% – в поддиапазоне расхода от Qmin до 0,1Qnom;
δ ≤ 1,5% – в поддиапазоне расхода от 0,1Qnom до Qmax.

При проведении пересчета рабочего объема газа, измеренного таким счетчиком, к стандартному объему газа с учетом измеренного значения температуры газа и измеренного/подстановочного значения давления газа мы получаем погрешность измерения объема газа в стандартных условиях в нижнем поддиапазоне более 3%.

Фактически оказалось, что все узлы учета на базе диафрагменных счетчиков газа не соответствуют требованиям п. 7.1 нового ГОСТ Р 8.741–2011, что привело к необходимости их модернизации или замены.

На момент выхода данного стандарта комплексы СГ-ТК, модификация СГ-ТК-Д на базе диафрагменного счетчика газа ВК, имели пределы допускаемой относительной погрешности 3,2 и 1,7% – в зависимости от поддиапазона расхода.

Для разрешения возникшего противоречия были проведены дополнительные испытания, а также выполнен детальный анализ протоколов поверки диафрагменных счетчиков газа ВК, применяемых в составе комплексов СГ-ТК-Д. Данный анализ показал, что реальные характеристики счетчиков газа ВК существенно лучше и погрешность счетчиков газа ВК меньше заявленных в описании типа значений погрешности 3,0 и 1,5% в зависимости от поддиапазона. При отсутствии более жестких требований счетчики газа ВК были сертифицированы в соответствии с требованиями к точности, приведенными в ГОСТ Р 50818. За 20 лет, прошедшие с момента первой сертификации и выпуска первых модификаций данных счетчиков, были улучшены характеристики точности и надежности за счет применения новых материалов и оптимизации конструкции. Технология производства также была модернизирована. В настоящий момент более 95% счетчиков газа ВК при выпуске из производства имеют погрешность, не превышающую 2,0% в нижнем поддиапазоне расхода.

Читайте так же:
Опломбировка газового счетчика по закону

Теперь, после появления ГОСТ Р 8.741–2011 с новыми требованиями к пределу погрешности, действительные точностные характеристики счетчиков газа ВК будут браться в расчет.

С учетом проведенных работ и по результатам испытаний была осуществлена новая сертификация комплексов СГ-ТК (Свидетельство об утверждении типа средств измерений RU.C.29.151.A №52834). Для комплексов СГ-ТК на базе диафрагменных счетчиков газа ВК был разработан новый документ «Методика измерений комплексами для измерения количества газа СГ-ТК модификации СГ-ТК-Д» (Свидетельство об аттестации методики измерений №181-560-01.00270-2013).

В соответствии с описанием типа комплекса СГ-ТК и данной методикой для изготовления измерительных комплексов СГ-ТК-Д отбираются диафрагменные счетчики газа ВК, предел допускаемой относительной погрешности которых по протоколу поверки не превышает 2,1% в нижнем поддиапазоне расхода и 1,5% в верхнем поддиапазоне расхода. Погрешность изготовленных на базе данных счетчиков измерительных комплексов СГ-ТК-Д равна:

δ ≤ 2,2% – от Qmin до 0,1Qnom;
δ ≤ 1,6% – от 0,1Qnom до Qmax.

В соответствии с методикой измерений комплексами СГ-ТК модификации СГ-ТК-Д расширенная неопределенность составляет:

U′ ≤ 3,0% – от Qmin до 0,1Qnom;
U′ ≤ 2,6% – от 0,1Qnom до Qmax.

В процессе эксплуатации измерительных комплексов СГ-ТК-Д в соответствии с методикой измерений могут возникнуть вопросы, связанные с установкой подстановочного значения давления в корректоре ТС220. Так, п. 10.5 данной методики требует, чтобы подстановочное значение абсолютного давления в температурном корректоре корректировалось, если отклонение абсолютного давления газа от текущего подстановочного значения выходит за пределы ±2,5%.

При этом решающими являются три фактора:

  • чем измеряется давление;
  • как измеряется давление;
  • способ изменения подстановочного значения давления в корректоре ТС220.

Рассмотрим эти факторы подробнее.

Чем измеряется давление

Датчик давления может измерять избыточное или абсолютное давление газа.

В случае использования в качестве средства измерения датчика абсолютного давления вопросов по определению абсолютного давления не возникает.

В случае использования датчика избыточного давления фактическое – абсолютное давление газа в трубопроводе рассчитывается по показаниям датчика избыточного давления с учетом атмосферного давления. Атмосферное давление должно измеряться барометром, установленным в месте измерения избыточного давления.

Обычно вместо измеренного атмосферного давления к измеренному избыточному дав лению прибавляют принятое как условно постоянное значение атмосферного давления.

Необходимо учитывать, что при малых значениях избыточного давления возрастает вклад неопределенности измерения атмосферного давления в суммарную стандартную неопределенность определения абсолютного давления, что приводит к необходимости частой корректировки принятого условно постоянного значения атмосферного давления.

Применять СИ абсолютного или определять абсолютное давление по результатам измерений избыточного и атмосферного давления рекомендуется в случае нарушения следующего условия:

(Раmaх – Pamin)/Pmin ≤ U′p ,

где Раmaх и Раmin – наибольшее и наименьшее атмосферное давление в условиях эксплуатации узла учета газа;

Pmin – минимальное абсолютное давление газа в условиях эксплуатации узла учета газа;

U′p – относительная расширенная неопределенность измерения абсолютного давления (согласно ГОСТ Р 8.740–2011, таблица 7, не более 1,8%).

Оценка правильности принятия решения об использовании того или иного типа датчика давления производится на стадии проведения метрологической экспертизы проекта узла учета газа и на стадии его оценки на соответствие действующей методике измерений.

Измеренное/рассчитанное значение абсолютного давления сравнивается с установленным в корректоре ТС220. Подстановочное значение давления в корректоре ТС220 нужно изменять только при условии, если текущее значение подстановочного значения давления отклоняется от измеренного значения давления более чем на ±2,5%.

Как измеряется давление

Датчик по давлению устанавливается в соответствии с п. 5.2.7 Методики измерений на расстоянии от 1 до 3Ду после счетчика газа. Расстояние от точки отбора давления до ближайшего местного сопротивления должно быть не менее 1,5Ду.

Способ изменения подстановочного значения давления в корректоре газа

Вопрос изменения подстановочного значения давления можно решить несколькими способами:

Способ 1: Ручная установка значения давления.

При неисполнении п. 10.5 Методики измерений в присутствии заинтересованных сторон производится перепрограммирование корректора с установкой фактического значения абсолютного давления.

Способ 2: Интерактивная установка значения давления, измеренного датчиком на трубопроводе.

Рис. 2. Схема подключения для интерактивной установки значения давления в корректор ТС220

При установке на трубопроводе вблизи счетчика газа дополнительного датчика абсолютного давления (рис. 2) выходной сигнал датчика передается на дополнительный вход модифицированного коммуникационного модуля БПЭК. Микроконтроллер коммуникационного модуля периодически или по команде из диспетчерского центра опрашивает датчик давления и передает данные в диспетчерский центр в програм мный комплекс «СОДЭК Газсеть». Программный комплекс «СОДЭК Газсеть» сравнивает полученное измеренное значение давления с текущим значением подстановочного давления, установленного в ТС220. Оператор видит сравнение измеренного и текущего подстановочного значений давления и может дать команду установить измеренное значение давления в корректор ТС220 как новое подстановочное значение давления. Датчик давления в данной системе является самостоятельным измерительным прибором и проходит поверку независимо от измерительного комплекса учета газа. При этом требования п. 10.2 Методики измерений выполняются.

Рис. 3. Схема подключения для автоматизированной установки значения давления в корректор ТС220

В качестве автоматизации предыдущего способа возможно автономное решение, когда выходной сигнал датчика абсолютного давления передается на дополнительный вход модифицированного коммуникационного модуля БПЭК (рис. 3), и измеренное значение давления автоматически устанавливается в корректор ТС220 как подстановочное значение и используется для вычисления коэффициента коррекции. Каждое изменение подстановочного давления в корректоре добавляет в архив две записи: значение до замены и значение после замены. Возможна реализация режима работы, когда подстановочное значение давления в корректоре ТС220 изменяется только при условии, что текущее значение подстановочного значения давления отклоняется от измеренного значения давления более чем на ±2,5%. При этом требования п. 10.2 Методики измерений выполняются.

Таким образом, в отношении соответствия требованиям узлов учета газа на базе диафрагменных счетчиков газа, применяемых на третьем уровне в качестве подомовых, кустовых узлов учета, узлов учета у коммунальных потребителей или у индивидуальных потребителей при расходах более 10 м3/ч, можно сказать следующее:

голоса
Рейтинг статьи
Ссылка на основную публикацию
Adblock
detector