VIII. Качество газа в газораспределительных системах
1. Параметры природного газа в точках его поступления в ГРМ
1. Порядок взаимоотношений между Оператором ГРМ и Оператором ГТС, связанных с качеством природного газа, который передается в точках выхода из газотранспортной системы к газораспределительной системы, в частности его ФХП, порядок их определения, контроля, обмена данными и внесение в базу данных СИТ и порядок одоризации определяются в Кодексе ГТС, а последствия за несоблюдение качества газа - в типовом договоре транспортировки природного газа.
Порядок взаимоотношений Оператора ГРМ с газодобывающим предприятием и производителем биометана или иного вида газа из альтернативных источников, в установленном законодательством порядке подключен к ГРМ, а также со смежным Оператором ГРМ по качеству природного газа, который подается в ГРМ, регулируется этой главой и техническим соглашением.
2. Численные значения физико-химических показателей природного газа, подаваемого к газораспределительной системы от ГДП или ПБМ (смежного Оператора ГРМ), должны соответствовать параметрам и принципам, определенным в Кодексе ГТС, как для точек выхода из ГТС, по исключением требований к содержанию меркаптановой серы и молярной доли содержания кислорода (содержание кислорода не должно превышать 1,0%).
Определенные в настоящем пункте требования к природному газу применяются в части, не противоречащей требованиям, определенным в техническом регламенте природного газа.
Если ФХП природного газа, который поступает в газораспределительной системы от смежного субъекта рынка природного газа, не отвечающие указанным требованиям, в том числе в присутствии в газе жидкой фазы воды, углеводных фракций, механических примесей и / или превышение допустимых параметров содержания коррозионно-активных компонентов, примесей в твердом состоянии или числа Воббе Оператор ГРМ имеет право отказаться от принятия такого газа в газораспределительной системы.
Если природный газ, не соответствует указанным требованиям, был загружен в газораспределительную систему из причин, не зависящих от Оператора ГРМ, он имеет право на компенсацию, которая рассчитывается в соответствии с главой 3 настоящего раздела.
3. Определение ФХП природного газа, численные значения которых используются при расчете объема природного газа, который поступил в ГРМ, проводится уполномоченными в соответствии с законодательством химико-аналитическими лабораториями (далее - химлаборатории) ГДП, ПБМ или независимыми химлаборатория, для чего ГДП и ПБМ (смежный Оператор ГРМ) с периодичностью и в точках отбора проб газа, согласованных с Оператором ГРМ, осуществляет соответствующий отбор проб газа в порядке, установленном ДСТУ ISO 10715: 2009 «Природный газ. Руководство по отбору проб», утвержденным приказом Государственного комитета Украины по вопросам технического регулирования и потребительской политики от 30 декабря 2009 № 485 (далее - ДСТУ ISO 10715: 2009).
Уполномоченные представители Оператора ГРМ имеют право присутствовать при отборе проб газа и / или при проведении его анализа по определению ФХП.
Пункты (места) приема-передачи природного газа в ГРМ, в которых смежный с газораспределительной системой субъект рынка природного газа передает природный газ в среднемесячном объеме более 30 000 м куб. в час, должны быть оборудованы указанными субъектами приборами (в частности хроматографом, поточным плотномерами, измерителем точки росы), которые на непрерывной основе обеспечивают контроль ФХП газа, с возможностью дистанционного их контроля и передачи данных и оперативного отключения подачи некачественного газа в газораспределительной системы.
4. ГДП и ПБМ (смежный Оператор ГРМ, который передает газ) ежедневно до 12.00 по факсу (или другими средствами электронной связи) предоставляет Оператору ГРМ оперативные данные ФХП природного газа по всем согласованным с Оператором ГРМ точками его отбора, которые должны содержать следующие численные значения:
плотность газа;
содержание азота
содержание углекислого газа;
точки росы;
число Воббе;
теплотворность.
На основании доведенных до Оператора ГРМ оперативных данных ФХП природного газа ГДП и ПБМ (смежный Оператор ГРМ) ежедневно с 14.00 часов (с учетом одновременных действий Оператора ГРМ) обеспечивает ввод численных значений ФХП к базам данных вычислителей или корректоров объема газа, которые являются составными коммерческих узлов учета на ГРС (в пунктах приема-передачи газа в ГРМ).
До 02 числа календарного месяца (включительно), следующего за отчетным, ГДП и ПБМ (смежный Оператор ГРМ) предоставляет Оператору ГРМ в электронном и бумажном виде развернутый паспорт ФХП природного газа по всем согласованным с Оператором ГРМ точками отбора газа за отчетный месяц (месячный паспорт ФХП ), который должен быть согласован Оператором ГРМ.
5. Для обеспечения персонифицированной проверки численных значений ФХП природного газа, который передается от ГДП, ПБМ или смежного Оператора ГРМ, на территории каждой ГРС (в пунктах приема-передачи газа в ГРМ) должно быть оборудовано место контрольного отбора проб газа. ГРС (пункты приема-передачи газа в ГРМ), не оборудованных местами контрольного отбора проб газа, должны быть оборудованы ГДП и ПБМ (смежным Оператором ГРМ) в течение периода, определенного законодательством.
Между Оператором ГРМ и ГДП, ПБМ или смежным Оператором ГРМ должен быть согласован график периодической проверки численных значений ФХП природного газа в местах контрольного отбора газа на ГРС.
6. В случае возникновения спорных вопросов численных значений ФХП природного газа, который поступает в газораспределительной системы, в том числе определенных в ежесуточных оперативных данных ГДП, ПБМ или смежного Оператора ГРМ или паспорте ФХП природного газа по итогам месяца Оператор ГРМ имеет право инициировать их внеплановую проверку. Для этого Оператор ГРМ за три рабочих дня направляет ГДП, ПБМ или смежном Оператору ГРМ соответствующее письменное уведомление, в котором указывает место, где должен быть осуществлен контрольный отбор пробы газа, и при осуществлении этих мероприятий.
Отбор пробы газа в контрольном месте, оборудованном на ГРС, с дежурным персоналом может осуществляться уполномоченными представителями Оператора ГРМ без предварительного письменного уведомления ГДП, ПБМ, но в присутствии дежурного персонала ГРС, что удостоверяется их (его) личными подписями на акте отбора пробы газа.
Взятие контрольной пробы газа осуществляется согласно ДСТУ ISO 10715: 2009. Взятая проба должно храниться одной из сторон к решению спорного вопроса по существу.
Для проверки численных значений ФХП взятой пробы газа Оператор ГРМ имеет право привлекать как свои, так и независимые химлаборатории.
В случае несоответствия ФХП взятой контрольной пробы газа численным значением, определенным в ежесуточных оперативных данных ГДП, ПБМ или смежного Оператора ГРМ или паспорте ФХП природного газа по итогам месяца, ГДП, ПБМ или смежный Оператор ГРМ имеют право инициировать повторное взятие пробы и / или проведения анализа ФХП другой химлабораторией.
Если повторные испытания подтверждают несоответствие численных значений ФХП или ГДП, ПБМ или смежный Оператор ГРМ без повторных испытаний согласился с данными контрольной проверки качества газа, стороны осуществляют перерасчет объема газа, который поступил в ГРМ за период с даты последнего согласованного сторонами месячного паспорта ФХП природного газа, а Оператор ГРМ получает от ГДП, ПБМ или смежного Оператора ГРМ компенсацию, которая рассчитывается в соответствии с главой 3 настоящего раздела.
7. Одоризация природного газа, который подается в газораспределительной системы от ГДП или ПБМ, обеспечивается ими в соответствии с действующими нормативными документами, кроме случаев, когда по согласованию с Оператором ГРМ природный газ для технологических целей отдельных потребителей, подключенных к (через) ГРМ, должен поступать в ГРМ не одоризованным.
ГДП (ПБМ) отвечает за качество одоризации природного газа, который подается (передается) им в ГРМ.
Оператор ГРМ имеет право контролировать качество одоризации природного газа, который подается в ГРМ.
8. Все споры (разногласия), которые могут возникнуть при определении численных значений ФХП природного газа, который поступает в ГРМ, должны решаться путем переговоров.
В случае невозможности достижения согласия путем переговоров спорные вопросы передаются на рассмотрение в суд для разрешения спора в судебном порядке.
2. Параметры природного газа в точках его распределения с ГРМ (потребителям)
1. Физико-химические показатели природного газа распределяется Оператором ГРМ с газораспределительной системы потребителям, должны соответствовать параметрам и требованиям как для ФХП природного газа, который подается в ГРМ, которые определены в главе 1 настоящего раздела.
2. Оператор ГРМ на основании ежесуточных оперативных данных Оператора ГТС (ГДП, ПБМ) численных значения ФХП природного газа в точках его поступления в ГРМ доводит их до потребителей (кроме потребителей, коммерческий УУГ которых организован на базе бытового счетчика газа) для занесения их в базы данных или корректоров объема газа со следующей периодичностью:
ежедневно - для коммерческого УУГ на базе сужающего устройства;
один раз в 10 дней - для коммерческого УУГ на базе счетчика газа в комплекте с корректором или вычислителем объема газа.
Потребитель после получения численных значений ФХП природного газа от Оператора ГРМ обязан в оперативном порядке внести численные значения ФХП к базе данных вычислителей или корректоров объема газа.
В случае выявления Оператором ГРМ несоответствия численных значений ФХП в базе данных вычислителя или корректора объема газа, в том числе по результатам периодической или контрольной проверки качества газа Оператор ГРМ осуществляет перерасчет объемов (объемов) распределенного / потребленного природного газа потребителю в соответствии с требований настоящего Кодекса.
3. Потребитель вправе за свой счет установить собственный потоковый плотномерами и / или измеритель точки росы и иметь уполномоченное в соответствии с законодательством химлабораторию для определения численных значений ФХП природного газа, который ему распределяется Оператором ГРМ. При этом для применения численных значений ФХП, определенных установленным поточным плотномерами и / или измерителем точки росы, и / или химлабораторией в коммерческих расчетах распределенного (потребленного) объема газа, потребитель должен согласовать их установки (наличии) с Оператором ГРМ.
При определении ФХП газа химлабораторией потребителя, согласованной с оператором ГРМ, потребитель до пятого числа каждого месяца предоставляет информацию Оператору ГРМ обо всех результатах измерений этих показателей, полученных в течение расчетного периода.
4. Величина давления газа на границе балансовой принадлежности потребителя должна соответствовать значениям, определенным в нормативных документах.
5. По письменному запросу потребителя о предоставлении подтверждающих документов по ФХП природного газа, который распределяется потребителю Оператор ГРМ течение пяти рабочих дней со дня поступления такого запроса предоставляет потребителю копии паспорта ФХП природного газа, согласованного между Оператором ГРМ и Оператором ГТС (ГДП, ПБМ), за последний календарный месяц.
Проверка величины давления и / или качественных показателей газа осуществляется Оператором ГРМ на основании письменного заявления потребителя. В случае поступления такого заявления Оператор ГРМ обязуется направить своего представителя по месту вызова в течение двух рабочих дней в городах и пяти календарных дней в сельской местности в согласованный с потребителем время.
Взятие контрольной пробы газа по заявлению потребителя осуществляется согласно ДСТУ ISO 10715: 2009. Взятая проба должно храниться одной из сторон к решению спорного вопроса по существу.
Для проверки численных значений ФХП взятой пробы газа Оператор ГРМ имеет право привлекать как свои, так и независимые, уполномоченные в соответствии с законодательством химлаборатории.
Потребитель имеет право на деньги инициировать проведение анализа ФХП природного газа собственной (другой) химлабораторией.
Стороны договора могут осуществлять контроль и присутствовать при взятии контрольной пробы природного газа и / или выполнения работ по определению его ФХП.
6. Если по результатам проверки величины давления и / или качественных показателей газа Оператором ГРМ будет подтвержден факт несоответствия давления и / или качественных показателей газа Оператор ГРМ осуществляет перерасчет объемов (объемов) распределенного / потребленного природного газа по объекту потребителя в соответствии с требованиями закона, а потребитель получает от Оператора ГРМ компенсацию, которая рассчитывается в соответствии с главой 3 настоящего раздела. В противном случае потребитель должен компенсировать Оператору ГРМ расходы, понесенные им на проверку качества и давления газа.
7. Все споры (разногласия), которые могут возникнуть между Оператором ГРМ и потребителем при определении численных значений ФХП, должны решаться путем переговоров.
В случае невозможности достижения согласия путем переговоров спорные вопросы передаются на рассмотрение органу, уполномоченному определять споры в части качества газа, или в суд для разрешения спора в судебном порядке.
3. Определение дополнительной компенсации за несоблюдение параметров качества природного газа
1. В случае подачи в точках поступления в ГРМ или на границе балансовой принадлежности объекта потребителя природного газа с параметром качества теплоты сгорания ниже значений, определенных главами 1 и 2 настоящего раздела, передающая сторона газ, обязана уплатить стороне, которая принимает газ, дополнительную компенсацию, которая рассчитывается по формуле
BGCV = Q и × 2 × БЦГ × (1-GCV / GCV min),
| где | ВGCV | - | компенсация за несоблюдение теплоты сгорания, гривен; |
|
| Q и | - | объем природного газа из соблюдены значением теплоты сгорания, тысяч м3 |
|
| БЦГ | - | базовая цена природного газа, определенная в соответствии с Кодексом ГТС, гривен за одну тысячу м3 |
|
| GCV | - | значение высшей теплоты сгорания природного газа, поданного в точке поступления в ГРМ или на границе балансовой принадлежности объекта потребителя, кВт · ч / м3 |
|
| GCV min | - | минимальное значение высшей теплоты сгорания, определенное Кодексом газораспределительных систем, кВт · ч / м3 |
2. Значение теплоты сгорания для расчетных целей (GCV) определяется в соответствии с главами 1 и 2 настоящего раздела.
3. В случае подачи в точках поступления в ГРМ или на границе балансовой принадлежности объекта потребителя природного газа, который не соответствует параметрам качества по содержанию механических примесей, определенных главами 1 и 2 настоящего раздела, передающая сторона газ, обязана уплатить принимающей стороне газ, дополнительную компенсацию, которая рассчитывается по формуле
В м.д. = Q и × 0,1 × БЦГ × (1-1 / Х),
| где | В м.д. | - | компенсация за несоблюдение параметра качества, гривен. Если содержание примесей составляет до 2 мг м - 3 (Х <2 мг / м - 3 ), тогда В м.д. равна 0; |
| Q и | - | объем природного газа из соблюдены значением этого параметра качества, тысяч м - 3; | |
| БЦГ | - | базовая цена природного газа, определенная в соответствии с Кодексом ГТС, гривен за одну тысячу м - 3; | |
| X | - | действительное значение параметра качества природного газа, поданного в точке поступления в ГРМ или на границе балансовой принадлежности объекта потребителя, мг / м - 3. |
4. В случае подачи в точках поступления в ГРМ или на границе балансовой принадлежности объекта потребителя природного газа, который не соответствует параметрам температуры точки росы по влажной, определенным главами 1 и 2 настоящего раздела, передающая сторона газ, обязана уплатить принимающей стороне газ, дополнительную компенсацию, которая рассчитывается по формуле
ВТ роси.в = Q и × К × БЦГ × (T роси.в - Т роси.в.max) / (Т роси.в.max),
| где | Bт роси.в | - | компенсация за несоблюдение параметра температуры точки росы по влажной, гривен; |
| Q и | - | объем природного газа из соблюдены значением параметра температуры точки росы по влажной, тысяч м - 3; | |
| К | = | 0,01 - до 31 декабря 2016 года; | |
| К | = | 0,03 - с 1 января 2017 до 31 декабря 2017; | |
| К | = | 0,05 - с 1 января 2018 до 31 декабря 2018; | |
| К | = | 0,1 - с 1 января 2019; | |
| БЦГ | - | базовая цена природного газа, определенная в соответствии с Кодексом ГТС, гривен за одну тысячу м - 3; | |
| Т роси.в | - | действительное значение температуры точки росы по влажной природного газа, поданного в точке поступления в ГРМ или на границе балансовой принадлежности объекта потребителя, К; | |
| Т роси.в.max | - | максимально допустимое значение параметра температуры точки росы по влажной, К. |
5. В случае подачи в точках поступления в ГРМ или на границе балансовой принадлежности объекта потребителя природного газа, который не соответствует параметрам температуры точки росы по углеводородами, определенным главами 1 и 2 настоящего раздела, передающая сторона газ, обязана уплатить принимающей стороне газ, дополнительную компенсацию, которая рассчитывается по формуле
В Троси.вв = Q и × К × БЦГ × (T роси.вв - Т роси.вв.max ) / (Т роси.вв.max ),
| где | Bт роси.вв | - | компенсация за несоблюдение параметра температуры точки росы по углеводородами, гривен; |
| Q и | - | объем природного газа из соблюдены значением параметра температуры точки росы по углеводородами, тысяч м - 3; | |
| К | = | 0,01 - до 31 декабря 2016 года; | |
| К | = | 0,03 - с 1 января 2017 до 31 декабря 2017; | |
| К | = | 0,05 - с 1 января 2018 до 31 декабря 2018; | |
| К | = | 0,1 - с 1 января 2019; | |
| БЦГ | - | базовая цена природного газа, определенная в соответствии с Кодексом ГТС, гривен за одну тысячу м - 3; | |
| Т роси.вв | - | действительное значение температуры точки росы по углеводородами природного газа, поданного в точке поступления в ГРМ или на границе балансовой принадлежности объекта потребителя, К; | |
| Т роси.вв.max | - | максимально допустимое значение параметра температуры точки росы по углеводородами, К. |
6. Оплата дополнительной компенсации производится ежемесячно, в срок до пятнадцатого числа месяца, следующего за расчетным месяцем, отдельно по каждому параметру качества по природному газу. Объем природного газа из соблюдены значением параметра качества Qi определяется:
по ГДП, ПБМ (смежного Оператора ГРМ) - начиная с даты последнего согласованного с Оператором ГРМ месячного паспорта ФХП до момента устранения несоответствия параметрам качества природного газа;
по потребителя - с момента зарегистрированной Оператором ГРМ заявления потребителя о несоответствии ФХП газа параметрам, определенным настоящим Кодексом, до момента устранения несоответствия параметрам качества природного газа.
IX. Правила коммерческого учета природного газа в газораспределительной системе
1. Основные принципы коммерческого учета природного газа в ГРМ
1. Коммерческий учет природного газа в газораспределительной системе организуется и осуществляется с целью определения полной и достоверной информации об объемах (объемы) природного газа, которые поступили в ГРМ от смежных субъектов рынка природного газа (ГДП, ПБМ, Оператора ГТС), и объемы (объемы) природного газа, которые распределены (переданы) с ГРМ подключенным к ней потребителям и смежным Операторам ГРМ, и дальнейшего использования информации во взаимоотношениях между субъектами рынка природного газа, в том числе для взаиморасчетов между ними.
2. Порядок коммерческого учета природного газа (определение его объемов и объемов) по объектам потребителей, в том числе бытовых потребителей, осуществляется согласно договору распределения природного газа, заключенным между потребителем и оператором ГРМ, и с учетом требований настоящего Кодекса. Порядок заключения договора распределения природного газа определен разделом V и настоящего Кодекса.
Порядок коммерческого учета природного газа (определение его объемов и объемов) в точках поступления природного газа в ГРМ от газодобывающих предприятий и производителей биометана или других видов газа из альтернативных источников и на границе балансовой принадлежности между смежными газораспределительными системами осуществляется согласно техническим соглашением об условиях приема-передачи газа ГРМ, заключенным между Оператором ГРМ и ГДП (ПБМ) и соответственно между смежными Операторами ГРМ, и с учетом требований настоящего Кодекса. Порядок заключения технического соглашения об условиях приема-передачи газа ГРМ определенный разделом V и настоящего Кодекса.
Порядок коммерческого учета природного газа (определение его объемов и объемов) в точках поступления природного газа в ГРМ с газотранспортной системы осуществляется согласно договору транспортировки природного газа, заключенным между Оператором ГТС и Оператором ГРМ, и с учетом требований Кодекса ГТС и настоящего Кодекса, нормы которого не противоречат Кодексу ГТС. Порядок заключения договора транспортировки природного газа определен Кодексом ГТС.
3. Фактический объем поступления природного газа в / из ГРМ (в том числе по объектам потребителей) за определенный период определяется в точках коммерческого учета (на границе балансовой принадлежности) на основании данных коммерческих узлов учета, установленных в точках измерения, и других регламентированных процедур в предусмотренных настоящим Кодексом случаях.
Объем природного газа в точках коммерческого учета должен быть приведен к стандартным условиям (исключительно в случае учета природного газа, использованного потребителем, который не является бытовым) и переведен в единицы энергии (объем) согласно разделу XV настоящего Кодекса.
Оператор ГРМ отвечает за перевод объема природного газа в объем переданной (потребленной) энергии.
Объем переданной (потребленной) энергии определяется Оператором ГРМ по трем единицами измерения в кВт · ч / Гкал / МДж.
Объем переданной (потребленной) энергии по трем единицами измерения (кВт · ч, Гкал, МДж) и величина объема природного газа (м куб.) За соответствующий период должны быть указаны Оператором ГРМ в счетах Оператора ГРМ об оплате услуг по договору распределения природного газа и актах приема-передачи природного газа по объектам потребителей, не являющихся бытовыми.
Оператор ГРМ обязан по итогам месяца, но не позднее 8-го числа, следующего за расчетным месяцем, опубликовать на своем сайте фактические данные о размере средневзвешенной высшей теплоты сгорания природного газа по каждому маршруту; предусмотреть в платежных документах потребителей за услуги по распределению природного газа, а также в личном кабинете потребителя, информацию о величине коэффициента приведения к стандартным условиям (если узел учета газа потребителя не приводит в автоматическом режиме объем природного газа к стандартным условиям), размер средневзвешенной высшей теплоты сгорания за расчетный период, а также размер потребленного объема энергии природного газа (по трем единицами измерения: кВт · ч, Гкал, МДж).
4. Коммерческий узел учета устанавливается (организуется) в точке измерения, должно совпадать с границей балансовой принадлежности (точкой коммерческого учета) между смежными субъектами рынка природного газа.
При установлении коммерческого узла учета не на границе балансовой принадлежности (техническая невозможность, экономическая нецелесообразность) фактический объем природного газа приводится к границе балансовой принадлежности с учетом нормативных и производственно-технологических потерь/расходов природного газа в элементах газовой сети между точкой измерения и границей балансовой принадлежности (точкой коммерческого учета ) путем их добавления / вычитания к / от объема природного газа, определенного коммерческим узлом учета в точке измерения (норма не распространяется на бытовых потребителей).
Расчеты нормативных и производственно-технологических потерь / расходов природного газа осуществляются в соответствии с Методикой определения размеров нормативных и производственно-технологических нормативных и производственно-технологических потерь / расходов природного газа при осуществлении распределения природного газа, утвержденной постановлением НКРЭКУ от 06.11.2020 № 2033.
Порядок расчета потерь и расхода природного газа оформляется отдельным приложением к договору распределения природного газа (технического соглашения об условиях приема-передачи газа ГРМ или договора транспортировки природного газа).
5. Запрещается осуществлять прием-передачу природного газа в / из ГРМ без организации в точке измерения коммерческого узла учета, кроме случаев, предусмотренных настоящим Кодексом.
2. Порядок коммерческого учета газа в точках его поступления в ГРМ и между смежными Операторами ГРМ
1. Величина объема (объема) приемки-передачи природного газа на границе балансовой принадлежности между газотранспортной системой и газораспределительной системой (в точках выхода из газотранспортной системы) определяется в соответствии с требованиями Кодекса ГТС и на основании договора транспортировки природного газа, который заключается между Оператором ГТС и Оператором ГРМ по форме Типового договора транспортировки природного газа и в порядке, определенном Кодексом ГТС.
2. Величина объема (объема) передачи природного газа на границе балансовой принадлежности между Оператором ГРМ и ГДП, ПБМ или смежным Оператором ГРМ определяется на основании данных коммерческих узлов учета, определенных в техническом соглашении об условиях приема-передачи природного газа ГРМ между Оператором ГРМ и ГДП, ПБМ или смежным Оператором ГРМ, и с учетом требований настоящего Кодекса и технического соглашения об условиях приема-передачи природного газа ГРМ.
Если коммерческий узел учета установлен не на границе балансовой принадлежности (точка измерения не совпадает с точкой коммерческого учета), объем нормативных и производственно-технологических потерь / расходов природного газа, которые возникают от места установки коммерческого узла учета до границы балансовой принадлежности, добавляются / вычитаются к / от о объема, определенного коммерческим узлом учета.
3. Для определения объема (объема) поступления природного газа в ГРМ от ГДП (ПБМ) принимаются данные коммерческого узла учета Оператора ГРМ. В случае отсутствия коммерческого узла учета в Оператора ГРМ принимаются данные коммерческого узла учета ГДП (ПБМ).
Для определения объема (объема) приемки-передачи природного газа между смежными газораспределительными системами принимаются данные коммерческого узла учета Оператора ГРМ, который передает газ в соседнюю ГРМ. В случае отсутствия коммерческого узла учета в Оператора ГРМ, который передает газ, принимаются данные коммерческого узла учета Оператора ГРМ, который принимает газ.
4. Если коммерческий узел учета установлен на трубопроводе высокого давления, количество переданного газа уменьшается на расчетную величину технологических затрат на оборудование, которое смонтировано на участке между этим узлом учета и границей балансовой раздела смежных субъектов хозяйствования.
Если после коммерческого узла учета на ГРС (ПИРГ) установлено газопотребляющее или газорегулирующее оборудования ГДП, ПБМ (сбросные клапаны, устройства редуцирования, одоризации), это оборудование должно быть обеспечено отдельным коммерческим узлом учета, в противном случае (по договоренности с оператором ГРМ) о ' объем потребления газа указанным оборудованием определяется расчетным путем, который определяется в техническом соглашении.
5. Субъект рынка природного газа, на балансе которого находятся коммерческие и дублирующие узлы учета, обеспечивает их надлежащее техническое состояние и своевременное внесение в вычислители / корректоры объема газа ФХП природного газа.
6. Измерение объема природного газа должны проводиться только с использованием электронных вычислителей / корректоров газа. Программное обеспечение вычислителя / корректора газа и накопленные в его памяти результаты измерения объема газа должны быть защищены от несанкционированного вмешательства.
Владелец коммерческого УУГ на ГРС (ПИРГ) ежесуточно предоставляет другой стороне информацию о почасовой количество газа, переданную через ГРС (ПИРГ) за предыдущие сутки. В случае необходимости один раз в месяц владелец коммерческого УУГ предоставляет смежном субъекту рынка газа в электронном виде информацию, которая содержится в почасовых распечатках, в полном объеме (в частности объем, ФХП газа, характер и продолжительность аварийных ситуаций и вмешательств).
Субъект рынка природного газа, который не является владельцем коммерческого узла учета, имеет право на непрерывное получение информации в электронном виде в соответствии с разработанным проектом системы передачи данных (оборудование, линии связи), согласованного с владельцем коммерческого УУГ. На основании согласованного проекта субъект рынка природного газа, который принимает газ, за собственные средства обеспечивает приобретение, установку и настройку системы передачи данных.
Информация должна предоставляться с ПЭВМ, с которой осуществляется непосредственный опрос вычислителей / корректоров объема газа. Между субъектами может быть заключено соглашение по защите информации.
7. Для повышения надежности и достоверности измерений объема природного газа на ГРС (ПИРГ) смежные субъекты рынка природного газа имеют право устанавливать на ГРС (ПИРГ) дублирующие СИТ (в частности дублирующий вычислитель / корректор объема газа) и / или построить дублирующий УУГ.
Разработка рабочего проекта на дублирующий СИТ (вычислитель / корректор объема газа) или дублирующий УУГ осуществляется в соответствии с согласованным владельцем коммерческого УУГ технического задания, а его монтаж в соответствии с согласованным владельцем коммерческого УУГ рабочего проекта. В проекте об организации дублирующего УУГ должны быть отражены потоки газа, границы балансовой принадлежности, расположение СИТ, газопотребляющего или газорегулирующего оборудования, их последовательность, коммутационные соединения. Место установки дублирующего УУГ может определяться как на территории владельца коммерческого УУГ, так и на территории смежного субъекта рынка природного газа.
Введение дублирующего СИТ (вычислителя / корректора объема газа) или дублирующего УУГ в эксплуатацию оформляется соответствующим актом, который подписывается обеими смежными субъектами рынка природного газа. После введения в эксплуатацию дублирующего вычислителя / корректора объема газа и / или дублирующего УУГ смежные субъекты рынка природного газа имеют равные права доступа к этим средствам и на получение с них исходной информации.
Если дублирующий УУГ / СИТ применяется (будет применен) сторонами как коммерческий, в таком случае на дублирующий УУГ / СИТ распространяются требования, предусмотренные настоящим Кодексом в отношении коммерческого УУГ / СИТ.
8. При выходе из строя коммерческого узла учета на ГРС (ПИРГ) количество поданного газа за отчетный период определяется по данным дублирующего УУГ (СИТ), а при его (их) отсутствия соответствии с требованиями настоящего Кодекса.
9. Субъект рынка природного газа, который не является владельцем коммерческого УУГ, имеет право контролировать правильность эксплуатации коммерческого УУГ, осуществлять его плановый или внеплановый контрольный осмотр и / или техническую проверку. В случае необходимости внепланового контрольного осмотра и / или технической проверки коммерческого УУГ владелец коммерческого УУГ должен быть письменно уведомлен об осуществлении таких мероприятий. Проверка (обзор) проводится в присутствии инженерно-технического персонала владельца узла учета не позднее чем в пятидневный срок со дня поступления письменного уведомления.
В случае возникновения между смежными субъектами рынка газа (кроме потребителей) спорных вопросов по результатам измерений объема газа или технических и метрологических характеристик СИТ стороны (или одна из сторон) имеют право требовать проведения экспертизы СИТ и / или пломб, проверки метрологических характеристик СИТ (экспертной или внеочередной поверки) в порядке, определенном этим Кодексом.
Представитель стороны, не является владельцем коммерческого УУГ, после окончания контрольного осмотра и / или технической проверки узла учета вправе установить собственные пломбы на узле учета или его отдельных составляющих. После пломбирования составляется соответствующий акт с указанием мест пломбирования и характерных признаков пломб. Сохранение целостности пломб обеспечивает владелец, на территории которого установлен ПИРГ.
10. Объемы (м куб.) И объемы (кВт · ч, Гкал, МДж) приемки-передачи природного газа в точках его поступления в / из ГРМ должны быть документально подтверждены не позднее пятого числа месяца, следующего за отчетным, путем составления актов приема-передачи природного газа подписываются между смежными субъектами рынка природного газа.
При наличии разногласий по определенным объемов (объемов) природного газа они подлежат урегулированию в соответствии с условиями технического соглашения, а в случае недостижения согласия - в судебном порядке.
До принятия решения судом объем (объем) поступления природного газа от ГДП (ПБМ) устанавливается в соответствии с данными Оператора ГРМ, а на границе балансовой принадлежности между смежными Операторами - устанавливается в соответствии с данными Оператора ГРМ, который передает природный газ.
11. Взаимоотношения с Оператором ГТС относительно сроков и объемов передачи данных по смежным субъектов рынка природного газа определяются в соответствии с требованиями Кодекса ГТС и с учетом раздела XIV настоящего Кодекса.
3. Порядок коммерческого учета газа по объектам потребителей, не являющихся бытовыми
1. Определение объема потребления (распределения) природного газа по объекту потребителя, не является бытовым, осуществляется на границе балансовой принадлежности между Оператором ГРМ и потребителем на основании данных коммерческих УУГ, определенных договором распределения природного газа между Оператором ГРМ и потребителем, и с учетом требований настоящего Кодекса и договора.
Если коммерческий узел учета установлен не на границе балансовой принадлежности (точка измерения не совпадает с точкой коммерческого учета), расчет объема нормативных и производственно-технологических потерь / расходов природного газа, которые возникают от места установки коммерческого узла учета до границы балансовой принадлежности, добавляются / вычитаются к / от объема, определенного коммерческим узлом учета.
2. Для определения объема потребления (распределения) природного газа принимаются данные коммерческого узла учета Оператора ГРМ. В случае отсутствия коммерческого узла учета в Оператора ГРМ принимаются данные коммерческого узла учета потребителя.
3. Периодом, за который по объекту потребителя определяется общий фактический объем (объем) потребления (распределения) природного газа, является календарный месяц. При этом в соответствии с требованиями Кодекса ГТС Оператор ГРМ на ежедневной основе обеспечивает передачу Оператору ГТС через его информационную платформу информации о прогнозе отборов / потребления природного газа по потребителю на каждую следующую газовую сутки в течение газовой суток (обновленные прогнозы), а также предоставляет данные о фактическом ( предварительный) объем природного газа, потребленный за каждую предыдущую газовую сутки.