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 Республики7 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 приМинистерстве промышленности, энергетики и топливных ресурсов КыргызскойРеспублики и Открытым акционерным обществом "Кыргызгаз".     2. УТВЕРЖДЕНЫ приказом Министерства промышленности,  энергетики  итопливных 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 междугазодобывающими, газотранспортными, газораспределительными организация-ми (далее по тексту - Поставщик) и потребителями газа (далее по  тексту- Потребитель).     1.2. Правила определяют требования к организации учета  количестваи расхода природного газа (далее по тексту - газа),  контроля его пара-метров, а также общие технические требования к коммерческим узлам учетагаза (далее по тексту - УУГ).     Требования Правил распространяются на Поставщика и Потребителя привзаимных расчетах за поставку, транспортировку и использование газа.     1.3. Правила действуют на территории Кыргызской Республики и  обя-зательны для исполнения индивидуальными предпринимателями,  физическимии юридическими лицами,  занятых:  коммерческим учетом природного  газа,проектированием газоиспользующих объектов,  выполнением монтажных,  ре-монтных,  наладочных работ и эксплуатацией УУГ,  а также для  бюджетныхпотребителей и населения при использовании газа.                       2. Определения и сокращения      В настоящих правилах применяются следующие термины с соответствую-щими определениями:     Авторизация -  делегирование уполномоченным органом по обеспечениюединства 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 наоснове 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 Потребителями имеющая на данные виды деятельности лицензию, выданную уполномоченнымгосударственным органом.     Газотранспортная организация  (Лицензиат) - специализированная ор-ганизация,  эксплуатирующая магистральные газопроводы и  сооружения  наних, и осуществляющая деятельность по транспортировке природного газа иимеющая на данный вид деятельности  лицензию,  выданную  уполномоченнымгосударственным 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,  использующихприродный 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 попризнаку собственности, аренды, которая оформляется актом разграничениязон 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 средстваизмерений.     Измерительный комплекс - средство измерений,  представляющее собойсовокупность измерительных трубопроводов,  по которым течет  измеряемаясреда,  сужающих устройств (СУ) и средств измерений (СИ) контролируемыхпараметров (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  ит.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 прибораучета 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,  прикоторой 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 элементтрубопровода,  изменяющий кинематическую структуру потока газа (задвиж-ка, кран, колено, диффузор и т.д.).     Номинальный расход - максимальная допустимая  постоянная  нагрузкасчетчика, при которой погрешность счетчика не выходит за пределы допус-тимых значений.     Относительная погрешность измерения - погрешность измерения, выра-женная отношением абсолютной погрешности  измерения  к  действительномуили измеряемому значению измеряемой величины.     Приведенная погрешность средства измерения - относительная погреш-ность,  выраженная отношением абсолютной погрешности средства измеренийк условно принятому значению величины,  постоянному во  всем  диапазонеизмерений 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 вкачестве 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 сцелью, подтверждения соответствия действительных значений метрологичес-ких характеристик средств измерений,  установленным обязательным требо-ваниям ДСМ.     Погрешность средства  измерения  - отклонение результата измеренияот 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 содержащаяместных сопротивлений (колен, вентилей, уступов и т.п.).     Преобразователь расхода газа (датчик расхода) - средство измерениярасхода газа, предназначенное для выработки сигнала по расходу и объемугаза 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  однуили 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,  определяющаяготовность коммерческого узла учета газа к эксплуатации,  завершающаясяподписанием 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 0,101325МПа,  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  визмерительном трубопроводе, со сквозным отверстием для создания перепа-да давления газа путем местного уменьшения площади сечения трубопровода(сужения потока).     Стандартная диафрагма - тип сужающего устройства,  выполненного  ввиде тонкого диска,  с круглым отверстием, имеющим со стороны входа по-тока газа острую прямоугольную кромку,  геометрические характеристики иусловия 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 наоснове ранее выполненных измерений или общих знаний об условиях измере-ний.     В настоящих правилах применяются следующие сокращения:     ВР - вычислитель расхода;     ГЭИ (Госэнергоинспекция) - Государственная инспекция по энергетикеи газу при Министерстве промышленности, энергетики и топливных ресурсовКыргызской 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 КыргызскойРеспублики (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 составузла 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 расходомгаза 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  точностиизмерений,  осуществляет проектная организация совместно с Потребителеми согласовывается с Поставщиком.     3.6. Учет  газа  должен  осуществляться по одному УУГ (на вводе доГРП, ШРУ).     В исключительных  случаях,  если  технологически не возможно вестиучет 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 принимаетсяНациональным органом по обеспечению единства измерения и удостоверяетсясертификатом об утверждении типа.     3.8. Допускается применение СИ,  производимых в Кыргызской Респуб-лике или приобретаемых по импорту в единичных экземплярах  или  мелкимипартиями  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  измеренияУУГ,  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,  проводитсяНациональным органом по обеспечению единства измерения.     3.11. Метрологические службы и лаборатории юридических  лиц  могутбыть  авторизованы  на  проведение  испытаний  с целью утверждения типаи/или поверки СИ в определенной области измерений. Проведение авториза-ции  осуществляется в порядке,  устанавливаемом Национальным органом пообеспечению единства измерения.     3.12. Диапазоны  измерений  применяемых  СИ должны соответствоватьдиапазонам изменений контролируемых параметров.  Максимальные  и  мини-мальные значения измеряемых параметров должны перекрываться диапазонамиСИ.     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 поусловиям расчета за использованный газ,  а также по соблюдению  режимовпоставки и использования газа определяются Договором, заключенным междуними, не противоречащим законодательству Кыргызской Республики.     4.2. Не  допускается  поставка газа Потребителю без приборов учетагаза.     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 газотранспортнойорганизации, 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 долженбыть автоматическим или полуавтоматическим.  В  исключительных  случаяхпри  техническом  обосновании невозможности применения данного процессаизмерения, 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  оговариваютсядвухсторонним соглашением, подписанным Поставщиком и Потребителем. Зна-чения давления и температуры газа принимаются по максимально возможномудавлению и минимально возможной температуре газа в УУГ.     4.7. На УУГ  с  раздельным  измерением  контролируемых  параметровдолжны 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, меньшихминимально-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  расходагаза  в  реальном масштабе времени применяют вычислительные устройства,которые принимают сигналы от измерительных преобразователей  параметровгаза, 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 СИузла учета газа и запорную арматуру в рабочем положении.     На УУГ  работающих  по методу переменного перепада давления,  блокпреобразователей давления и разности давления газа необходимо заключатьв металлический, закрывающийся шкаф с возможностью пломбирования двери.После установки кранов дифманометров в  рабочее  положение  и  проверкивсех 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 дваотключающих  устройства  и между ними сбросной трубопровод,  на которомпредусматриваются отключающее устройство и манометр перед ним.     4.15. Время  выхода из строя УУГ и нарушения пломб на оборудованиии СИ узла учета газа фиксируются Потребителем соответствующей записью вэксплуатационном журнале с немедленным уведомлением об этом Поставщика.Потребитель обязан сообщить Поставщику показания приборов УУГ на моментвыхода его из строя.     4.16. Расчет неучтенного газа при выходе из  строя  прибора  учетарасхода и параметров газа,  а также при хищении газа проводится по при-ложению Б.4 "Правил поставки и пользования природным газом в КыргызскойРеспублике".     4.17. Измерение расхода газа  ротационным  или  турбинным  газовымсчетчиком     4.17.1. Монтаж УУГ должен соответствовать требованиям  техническойдокументации на данный вид газового счетчика и правилам ПР50.2.019.     4.17.2. Измерение и расчет использованного количества газа на узлеучета газа (УУГ) с ротационным и/или турбинным газовым счетчиком должныпроизводиться 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  вэксплуатационном  журнале по показаниям измерительных приборов значениядавления, температуры и часового расхода газа.     4.17.4. Потребитель  обязан ежемесячно представлять Поставщику ко-личество потребленного газа и выписку из  эксплуатационного  журнала  осреднесуточной температуре и давлении газа, а также расчет поправочногокоэффициента, выполненный в соответствии с приложением В.     4.17.5. На  УУГ оформляется паспорт в соответствии с приложением Бнастоящих Правил.     4.17.6. Учет  использованного газа по другим видам газовых счетчи-ков осуществляется в соответствии с технической документацией на данныевиды 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, ГОСТ8.586.5.     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 вовремени, а также планиметры или другие устройства для считывания графи-ческой  информации.  Расчет суточного расхода газа должен производитьсяпо лицензионной компьютерной программе.     4.18.3. На  ИК  должен храниться комплект технической документациина УУГ,  сформированный и оформленный владельцем ИК,  в соответствии  сприложением 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 учетомобеспечения 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 ротационныхи 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 соответствующиеслужбы Потребителя.     Поставщик может осуществлять технический надзор за монтажом УУГ наосновании договора заключенного с  Потребителем,  с  учетом  примененияпрейскуранта 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  требованиямиприложения 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 вопытную 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  опытнуюэксплуатацию указывается срок окончательной приемки УУГ.     УУГ принимается после окончания срока его опытной эксплуатации приее  положительных результатах и устранении всех замечаний,  указанных вакте.     В комиссию по приемке УУГ входят представители:     - монтажной организации;     - Поставщика;     - Потребителя;     - Госэнергоинспекции.     6.4. Вызов представителей комиссии для приемки в эксплуатацию  УУГосуществляет подрядчик,  а при его отсутствии - владелец,  не менее чемза 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 требованиямдействующей нормативной документации, УУГ к эксплуатации не допускаетсяи 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 ведениякоммерческого 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.мобязан  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  отПотребителя по форме журнала приложение Г.     При вводе в эксплуатацию нового УУГ в эксплуатационном журнале от-мечается  время начала записей показаний,  установленного прибора учетагаза.     Снятие показаний прибора учета газа с месячным расходом газа менее10 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 егопоследней 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 иметьоттиски поверительного клейма или записи в паспорте,  или свидетельствао поверке.     7.7. Профилактические работы,  обеспечивающие условия, необходимыедля  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 работоспособностиУУГ Потребителя, ввод его в эксплуатацию осуществляется представителямиПотребителя и Поставщика.           8. Организация учета газа и приемка в эксплуатацию                       бытовых газовых счетчиков      8.1. Взаимные обязательства между Поставщиком  и  Потребителем  порасчетам за использованный газ,  а также по соблюдению режимов поставкии использования газа определяются Договором, заключенным между ними.     8.2. Учет количества газа, продаваемого населению, производится попоказаниям бытовых газовых счетчиков,  при отсутствии газового счетчикау  Потребителя - расчет за использованный газ производится на основаниинорм потребления природного газа населением на отопление, пищеприготов-ление и горячее водоснабжение.     Нормы потребления газа населением на одного человека и единицу  (1кв.м) отапливаемой площади,  а также нормы потребления газа на содержа-ние скота в личном подсобном хозяйстве,  разрабатываются газоснабжающейорганизацией 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 подписываетсякомиссией 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 расходгаза.     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,  тостоимость ремонта и поверки оплачивает Потребитель.     В спорных  ситуациях  газовый  счетчик направляется на техническуюэкспертизу 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  учетагаза, устанавливается перемычка на газопроводе и оплата за использован-ный газ ведется в соответствии с приложением  Б.4  "Правил  поставки  ипользования 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 бытовогогазового счетчика, установленного населению, несет Поставщик.     9.2. Инженерно-технические  работники и специалисты,  занимающиесяучетом газа,  проектированием,  монтажом и эксплуатацией УУГ,  а  такжепреподаватели 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   работниковпроводится 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 газарассматриваются Госэнергоинспекцией,  судебными органами в соответствиис 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-ГОСТ8.586.5.      А.2. Основные требования      А.2.1. При  приемке  в  эксплуатацию  ИК  с СУ его владелец долженпредъявить комиссии за пять дней до приемки следующее документы:     а) рабочий  проект  на  ИК,  согласованный с Госэнергоинспекцией иглавным 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 результатовизмерений;     - технические описания и/или инструкции по эксплуатации СИ, входя-щих в состав ИК;     - акт  приемки  законченных строительством газопроводов и газовогооборудования 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 вычислителейрасхода 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 диапазоныих 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,  междупервым  (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 идавления 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 размерыИТ, 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 зафиксированырезультаты  измерений  и  регламентируемые  дополнительные  погрешности(например:  от несоблюдения норм на длины прямых участков,  от смещенияосей отверстий СУ и трубопровода, от наличия уступов и т.д.).     А.2.3. Акт измерений внутреннего диаметра ИТ,  содержит сведения оматериале ИТ, температуру при которой проводилось измерение, результатыизмерений 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 АПР50.2.022.     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,  прямолинейныхучастков ИТ,  соединительных линий требованиям проектной документации иГОСТ 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 ихпаспортах или свидетельствах о поверке,  наличие пломб и свидетельств оповерке.     А.3.5. Соответствие условий проведения измерений,  паспортным дан-ным СИ.     А.3.6. Соответствие диапазонов измерений применяемых СИ диапазонамизменения контролируемых параметров газа. Диапазоны возможных измененийконтролируемых 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  приложенияА.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 -----------------------------------------------------------------------|  |Измеряемые параметры газа|  Един.  |  Условные |   Измерительные  ||  |                         |измерения|обозначения|   трубопроводы   ||  |                         |         |           |------------------||  |                         |         |           | 1 | 2 | ... |  N ||--|-------------------------|---------|-----------|---|---|-----|----||1 |Диапазон изменения       |куб.м/ч  |Q          |   |   |     |    ||  |расхода газа, приведенный|         |           |   |   |     |    ||  |к стандартным условиям   |         |           |   |   |     |    ||--|-------------------------|---------|-----------|---|---|-----|----||2 |Диапазон изменения       |кгс/кв.м |‑P         |   |   |     |    ||  |перепада давления        |         |           |   |   |     |    ||--|-------------------------|---------|-----------|---|---|-----|----||3 |Диапазон изменения       |кгс/кв.см|Ри         |   |   |     |    ||  |избыточного давления     |         |           |   |   |     |    ||--|-------------------------|---------|-----------|---|---|-----|----||4 |Диапазон изменения       |кгс/кв.см|Рб         |   |   |     |    ||  |барометрического давления|         |           |   |   |     |    ||--|-------------------------|---------|-----------|---|---|-----|----||5 |Диапазон изменения       |град.    |t          |   |   |     |    ||  |температуры газа         |Цельсия  |           |   |   |     |    ||--|-------------------------|---------|-----------|---|---|-----|----||6 |Диапазон изменения       |кгс/куб.м|p          |   |   |     |    ||  |плотности газа при       |         |           |   |   |     |    ||  |стандартных условиях     |         |           |   |   |     |    ||--|-------------------------|---------|-----------|---|---|-----|----||7 |Диапазон изменения       |%        |N2         |   |   |     |    ||  |содержания               |         |           |   |   |     |    ||--|-------------------------|---------|-----------|---|---|-----|----||8 |Диапазон изменения       |%        |CO2        |   |   |     |    ||  |содержания               |         |           |   |   |     |    ||--|-------------------------|---------|-----------|---|---|-----|----||9 |Диаметр отверстия СУ     |мм       |d          |   |   |     |    ||--|-------------------------|---------|-----------|---|---|-----|----||13|Внутренний диаметр       |мм       |D          |   |   |     |    ||  |трубопровода             |         |           |   |   |     |    ||--|-------------------------|---------|-----------|---|---|-----|----||14|Относительный диаметр    |         |B          |   |   |     |    ||  |отверстия диафрагмы      |         |           |   |   |     |    ||--|-------------------------|---------|-----------|---|---|-----|----||15|Тип местного             |м        |R1         |   |   |     |    ||  |сопротивления            |         |           |   |   |     |    ||  |Длина прямого участка    |         |I1         |   |   |     |    ||--|-------------------------|---------|-----------|---|---|-----|----||16|Тип местного             |м        |R2         |   |   |     |    ||  |сопротивления            |         |           |   |   |     |    ||  |Длина прямого участка    |         |I2         |   |   |     |    ||--|-------------------------|---------|-----------|---|---|-----|----||17|Тип местного             |м        |R3         |   |   |     |    ||  |сопротивления            |         |           |   |   |     |    ||  |Длина прямого участка    |         |I3         |   |   |     |    ||--|-------------------------|---------|-----------|---|---|-----|----||18|Тип местного             |м        |R4         |   |   |     |    ||  |сопротивления            |         |           |   |   |     |    ||  |Длина прямого участка    |         |I4         |   |   |     |    |-----------------------------------------------------------------------      А.5. Перечень СИ измерительного комплекса -----------------------------------------------------------------------| N |Наименование СИ|Тип| Зав.|  Предел |  Класс |  Место  |   Дата   ||п/п|               |   |номер|измерения|точности|установки| установки||---|---------------|---|-----|---------|--------|---------|----------|| 1 |       2       | 3 |  4  |    5    |    6   |    7    |     8    ||---|---------------|---|-----|---------|--------|---------|----------|-----------------------------------------------------------------------                                                           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,  ГОСТ8.586.2, ГОСТ 8.586.5-----------------------------------------------------------------------| |  Наименование операции проверки |Нормативный документ|Соответствие|| |                                 |                    |------------|| |                                 |                    |  да  | нет ||-|---------------------------------|--------------------|------|-----|| |1. Правильность монтажа ИК, СИ   |                    |      |     ||-|---------------------------------|--------------------|------|-----|| |- прямые участки ИТ              |                    |      |     ||-|---------------------------------|--------------------|------|-----|| |- расстояние между СУ и          |                    |      |     || |термометром                      |                    |      |     ||-|---------------------------------|--------------------|------|-----|| |- установка преобразователей     |                    |      |     || |давления и перепада давления     |                    |      |     ||-|---------------------------------|--------------------|------|-----|| |- соединительные линии           |                    |      |     |-----------------------------------------------------------------------     3. Перечень СИ, результат пломбирования узлов-----------------------------------------------------------------------| |Наименование|  Тип  |Заводской N|  Дата |Номер установленной пломбы|| |            |прибора|           |поверки|                          ||-|------------|-------|-----------|-------|--------------------------||1|            |       |           |       |                          ||-|------------|-------|-----------|-------|--------------------------||-|------------|-------|-----------|-------|--------------------------||-|------------|-------|-----------|-------|--------------------------|-----------------------------------------------------------------------     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  ПравилПР50.2.022 ____________________________________________________________     9. Выводы:     На основании  изложенного,  комиссия  допускает  (не  допускает) вопытную 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 счетчикомопределяет 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 узлаучета газа с ротационным и/или турбинным газовым счетчиком разработан всоответствии с Правилами по метрологии ПР50.2.019.      Б.2. Основные требования      При приемке  в  эксплуатацию  узла  учета газа (УУГ) с ротационными/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 вычислителейрасхода 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  диапазоныих 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  послетурбинного газового счетчика с указанием их длин.     На схеме УУГ должны быть показаны места установки СИ температуры идавления 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. Размерыв 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 зафиксированырезультаты  измерений  и  регламентируемые  дополнительные  погрешности(например:  от  несоблюдения норм на длины прямых участков,  от наличияуступов и т.д.).     Б.2.3. Акт измерений внутреннего диаметра ИТ,  содержит сведения оматериале ИТ, температуру при которой проводилось измерение, результатыизмерений 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  АПР50.2.019.     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 ихпаспортах или свидетельствах о поверке,  наличие пломб и свидетельств оповерке.     Б.3.3. Правильность выбора условно-постоянных параметров.     Б.3.4. Соответствие условий проведения измерений паспортным даннымна СИ.     Б.3.5. Соответствие диапазонов измерений применяемых СИ диапазонамизменений 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 реконструируемыхУУГ, оформляется соответствующим актом приложения Б.6.      Б.4. Характеристика узла учета газа -----------------------------------------------------------------------|  | Измеряемые параметры газа |  Един.  | Условн.|Измерит. трубопров.||  |                           | измерен.|обознач.|-------------------||  |                           |         |        |  1  | 2 | ... | N ||--|---------------------------|---------|--------|-----|---|-----|---||1 |Диапазон изменения расхода |куб.м/ч  |Q       |     |   |     |   ||  |газа, приведенный к        |         |        |     |   |     |   ||  |стандартным условиям       |         |        |     |   |     |   ||--|---------------------------|---------|--------|-----|---|-----|---||2 |Диапазон изменения         |кгс/кв.см|Ри      |     |   |     |   ||  |избыточного давления       |         |        |     |   |     |   ||--|---------------------------|---------|--------|-----|---|-----|---||3 |Диапазон изменения         |кгс/кв.см|Рб      |     |   |     |   ||  |барометрического давления  |         |        |     |   |     |   ||--|---------------------------|---------|--------|-----|---|-----|---||4 |Диапазон изменения         |град.    |t       |     |   |     |   ||  |температуры газа           |Цельсия  |        |     |   |     |   ||--|---------------------------|---------|--------|-----|---|-----|---||5 |Диапазон изменения         |кгс/куб.м|p       |     |   |     |   ||  |плотности газа при         |         |        |     |   |     |   ||  |стандартных условиях       |         |        |     |   |     |   ||--|---------------------------|---------|--------|-----|---|-----|---||6 |Диапазон изменения         |%        |N2      |     |   |     |   ||  |содержания                 |         |        |     |   |     |   ||--|---------------------------|---------|--------|-----|---|-----|---||7 |Диапазон изменения         |%        |CO2     |     |   |     |   ||  |содержания                 |         |        |     |   |     |   ||--|---------------------------|---------|--------|-----|---|-----|---||8 |Внутренний диаметр         |мм       |D       |     |   |     |   ||  |трубопровода               |         |        |     |   |     |   ||--|---------------------------|---------|--------|-----|---|-----|---||9 |Длина прямого участка (для |м        |R1      |     |   |     |   ||  |турбинного или вихревого   |         |I1      |     |   |     |   ||  |г/счетчика)                |         |        |     |   |     |   ||--|---------------------------|---------|--------|-----|---|-----|---||10|Длина прямого участка (для |м        |R2      |     |   |     |   ||  |турбинного или вихревого   |         |I2      |     |   |     |   ||  |г/счетчика)                |         |        |     |   |     |   |-----------------------------------------------------------------------      Б.5. Перечень СИ измерительного комплекса -----------------------------------------------------------------------| N |Наименование СИ|Тип|Зав. номер|  Предел |  Класс |Место установки||п/п|               |   |          |измерения|точности|               ||---|---------------|---|----------|---------|--------|---------------||1  |               |   |          |         |        |               |-----------------------------------------------------------------------                                                           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-----------------------------------------------------------------------| |  Наименование операции проверки |Нормативный документ|Соответствие|| |                                 |                    |------------|| |                                 |                    |  да  | нет ||-|---------------------------------|--------------------|------|-----|| |1. Правильность монтажа, СИ      |                    |      |     ||-|---------------------------------|--------------------|------|-----|| |- прямые участки ИТ              |                    |      |     ||-|---------------------------------|--------------------|------|-----|| |- расстояния между г/сч и        |                    |      |     || |термометром                      |                    |      |     ||-|---------------------------------|--------------------|------|-----|| |- расстояния между г/сч и        |                    |      |     || |манометром                       |                    |      |     |-----------------------------------------------------------------------     4. Перечень СИ, результат пломбирования узлов-----------------------------------------------------------------------| |   Наименование,  |Заводской N|Дата поверки|Показание|    Номер    || |    тип прибора   |           |            | прибора |установленной|| |                  |           |            |на момент|    пломбы   || |                  |           |            | допуска |             ||-|------------------|-----------|------------|---------|-------------||1|                  |           |            |         |             ||-|------------------|-----------|------------|---------|-------------||2|                  |           |            |         |             ||-|------------------|-----------|------------|---------|-------------||3|                  |           |            |         |             ||-|------------------|-----------|------------|---------|-------------||-|------------------|-----------|------------|---------|-------------||-|------------------|-----------|------------|---------|-------------|-----------------------------------------------------------------------     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.-----------------------------------------------------------------------|  Дни |Среднесуточное|Атмосферное|  Средне-  |Коэффициент|Поправочный||месяца|  избыточное  |  давление |  суточная |сжимаемости|коэффициент||      | давление газа|           |температура|           |           ||      | (По установ- |           | газа град.|           |           ||      |    ленному   |           |  Цельсия  |           |           ||      |   манометру  |           |           |           |           ||      |    в УУГ)    |           |           |           |           ||      |       Р      |   Ратм.   |     t     |    Ксж.   |     К     ||      |              |           |           |           |           ||------|--------------|-----------|-----------|-----------|-----------||1     |              |           |           |           |           ||------|--------------|-----------|-----------|-----------|-----------||2     |              |           |           |           |           ||------|--------------|-----------|-----------|-----------|-----------||т.д.  |              |           |           |           |           |-----------------------------------------------------------------------     Подпись      Примечание:     1. Данное приложение применяется для Потребителя.     2. Поправочные коэффициенты должны  определяться  с  точностью  до0,01.     3. При расчете поправочного коэффициента величины избыточного, ат-мосферного  давления  и давления при стандартных условиях должны быть водних 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 попоказаниям 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 ГОСТ30019.2.  При избыточном давлении газа перед газовым счетчиком меньше 1кгс/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. -----------------------------------------------------------------------|                      Наименование предприятия                       ||---------------------------------------------------------------------||Дни месяца|Показание прибора учета| Расход газа|Нарастание|Примечание||          |                       |  за сутки  | с начала |          ||          |                       |  с учетом  |  месяца  |          ||          |                       |поправочного|          |          ||          |                       |коэффициента|          |          ||          |                       |------------|----------|          ||          |                       | тыс. куб.м |тыс. куб.м|          ||----------|-----------------------|------------|----------|----------||1         |                       |            |          |          ||----------|-----------------------|------------|----------|----------||и т.д.    |                       |            |          |          |-----------------------------------------------------------------------     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 стороныи абонент, _________________________ в дальнейшем именуемый ПОТРЕБИТЕЛЬпроживающий ___________________________________________________________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 учетагаза в случае выхода его из строя.     1.2. ПОТРЕБИТЕЛЬ обязуется:     - обеспечить  сохранность прибора учета газа и необходимые условиядля правильной его эксплуатации;     - во  всех  случаях  неисправности прибора учета газа известить обэтом Поставщика в течение суток;     - обеспечить доступ к прибору учета газа представителей Поставщикав любое время.     2. Прочие условия:     2.1. Все взаимоотношения между Поставщиком и Потребителем  основы-ваются  на Правилах поставки и пользования природным газом в КыргызскойРеспублике и Договоре на поставку природного газа бытовому потребителю.     2.2. При  выходе  из  строя прибора учета газа не по вине бытовогопотребителя 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 сохраненияколичества газоиспользующего оборудования). Расчетный период по средне-суточному потреблению газа не должен превышать одного месяца, в течениекоторого 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 вп.2.4,  объем использованного газа определяется по  проектной  мощностигазоиспользующего  оборудования при его круглосуточной работе за периодпрошедший от последней проверки Поставщиком до дня обнаружения,  но  неболее 30 дней.     2.4. В случае обнаружения хищения газа,  которое визуально  невоз-можно  было обнаружить при периодических проверках (скрыто проложенногогазопровода в стенах,  перекрытиях,  перегородках,  подземная прокладкагазопровода, 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 егокруглосуточной 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  поутвержденному тарифу как для коммерческого Потребителя за период,  про-шедший от последней проверки персоналом Поставщика до дня регистрации уПоставщика в качестве коммерческого потребителя плюс 10% от начисленно-го объема газа по показаниям прибора учета газа.     Срок регистрации  в  качестве  коммерческого потребителя не долженпревышать 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 приего круглосуточной работе за период,  прошедший от  последней  проверкиперсоналом  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  несетПотребитель.         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.