Izlash

Kengaytirilgan qidiruv

 

 
 

 
 
 

Hujjat nomi

Положение о порядке установки приборов учета энергоресурсов в рамках внедрения автоматизированных систем контроля и учета энергоресурсов и технические требования к АСКУЭ и АСКУГ, приборам учета энергоресурсов, имеющих высокую степень за-щиты от внешнего воздействия и интегрируемых в единую систему контроля и уче-та, в том числе обеспечивающих возможность в дальнейшем одновременно обрабатывать данные приборов учета всех энергоресурсов

Hujjat turiQaror
Hujjatni qabul qiluvchi tashkilotO‘zbekiston Respublikasi Elektr energetikada nazorat bo`yicha Davlat inspeksiyasi
Hujjat muallifiO‘zbekiston Respublikasi Elektr energetikada nazorat bo`yicha Davlat inspeksiyasi
Muhokama boshlanishi (sana)24.08.2017 15:39
Muhokama yakunlanishi (sana)08.09.2017 23:59
Hujjat ko'rinishiNHH loyihasi
Hujjatning joriy holatiMuhokama yakunlangan
Обоснования необходимости принятия проектаВо исполнение распоряжений Президента Республики Узбекистан от 14 августа 2017 года № Р-5022 «О дополнительных мерах по дальнейшему внедрению автоматизированных систем контроля и учета электрической энергии и природного газа в Республике Узбекистан» и от 23 июня 2017 года № Р-4977 «О мерах по обеспечению эффективной деятельности Бюро принудительного исполнения при Генеральной прокуратуре Республики Узбекистан»
Kuchga kirgan rejalashtirilgan sana16.10.2017

Положение

о порядке установки приборов учета энергоресурсов в рамках внедрения автоматизированных систем контроля и учета энергоресурсов и технические требования к АСКУЭ и АСКУГ, приборам учета энергоресурсов, имеющих высокую степень защиты от внешнего воздействия и интегрируемых в единую систему контроля и учета, в том числе обеспечивающих возможность в дальнейшем одновременно обрабатывать данные приборов учета всех энергоресурсов

Настоящее Положение в соответствии с распоряжениями Президента Республики Узбекистан от 14 августа 2017 года № Р-5022 «О дополнительных мерах по дальнейшему внедрению автоматизированных систем контроля и учета электрической энергии и природного газа в Республике Узбекистан» и от 23 июня 2017 года № Р-4977 «О мерах по обеспечению эффективной деятельности Бюро принудительного исполнения при Генеральной прокуратуре Республики Узбекистан» определяет порядок установки электронных расчетных приборов учета электрической энергии и природного газа в рамках внедрения автоматизированных систем контроля и учета энергоресурсов и технические требования к АСКУЭ и АСКУГ, приборам учета энергоресурсов, имеющих высокую степень защиты от внешнего воздействия и интегрируемых в единую систему контроля и учета

§1. Общие положения

1. В настоящем Положении использованы следующие основные понятия:

поставщик – предприятия территориальных электрических сетей и газоснабжающие организации, обеспечивающие прием, распределение и поставку электрической энергии или природного газа (далее – энергоресурсы) и установку расчетных приборов учёта энергоресурсов на основании договора;

потребитель электрической энергии или природного газа (далее - потребитель) – юридические или физические лица, использующие электрическую энергию и (или) природный газ для производственных и (или) бытовых нужд;

расчетный прибор учета энергоресурсов - прибор учета, система учета, на основании показаний которого в точке учета определяется расход электрической энергии или природного газа, подлежащей оплате потребителем.

2. Для расчетов с предприятием территориальных электрических сетей и газоснабжающей организацией (далее - Поставщик) за электрическую энергию и природный газ соответственно потребители в обязательном порядке должны быть обеспечены электронными расчетными приборами учета энергоресурсов, совместимыми с Автоматизированной системой учета и контроля потребления электрической энергии, а также с Автоматизированной системой учета и контроля потребления природного газа (далее - автоматизированная система учета и контроля потребления энергоресурсов).

3. Расчетные приборы учета энергоресурсов, подлежащие к установке потребителям должны быть обеспечены комплексной защитой от искажения показаний и несанкционированного доступа к информации, предусматривающей минимизацию влияния человеческого фактора, а также должны пройти поверку в установленном порядке.

4. Автоматизированная система контроля и учета энергоресурсов, вводимая в эксплуатацию как предприятиями территориальных электрических сетей или газоснабжающей организацией, так и потребителями должна пройти метрологическую аттестацию в установленном порядке.

§2. Организация работ по установке приборов учета энергоресурсов у юридических лиц и индивидуальных предпринимателей

5. В технических условиях, выдаваемых предприятиями территориальных электрических сетей и газоснабжающими организациями потребителям, подключаемым к электрическим сетям и к газовым сетям соответственно, должны указываться условия организации расчетного учета энергоресурсов в рамках внедрения автоматизированных систем контроля и учета энергоресурсов, с конкретным указанием типов приборов учета энергоресурсов.

В технических условиях на подключение к трехфазным электрическим сетям должны также указываться требования по установке других элементов учета электрической энергии (аппаратных комплексов).

6. В проектах электроснабжения и газоснабжения потребителей должен предусматриваться отдельный раздел организации учета энергоресурсов в рамках внедрения автоматизированных систем контроля и учета энергоресурсов.

7. Расчетные приборы учета энергоресурсов, а также другие элементы учета электрической энергии и мощности, устанавливаемые в рамках внедрения автоматизированных систем контроля и учета энергоресурсов, приобретаются, проходят государственную поверку и монтируются за счет средств потребителей, и, в дальнейшем, подключаются, регистрируются и пломбируются Поставщиком в присутствии представителя Бюро принудительного исполнения при Генеральной прокуратуре Республики Узбекистан (далее - Бюро) без взимания оплаты.

§3. Организация работ по установке приборов

учета энергоресурсов бытовым потребителям

8. Работы по установке расчетных приборов учета энергоресурсов организуются Поставщиком, самостоятельно, в соответствии с утвержденным планом-графиком.

9. Поставщик не менее чем за 10 дней до начала работ по установке приборов учета энергоресурсов оповещает об этом потребителей через местные органы самоуправления.

10. Приобретение и установка расчетных приборов учета энергоресурсов совместимых с автоматизированной системой учета и контроля потребления энергоресурсов при замене существующих, в том числе индукционных расчетных приборов учета электрической энергии и приборов учета природного газа без коррекции по температуре и давлению газа, а также не имющих выхода к подключению автоматизированных систем контроля и учета газа, осуществляется за счет средств Поставщика.

11. При повреждении, срыве пломб и других нарушениях расчетного прибора учета энергоресурсов, находящегося на балансе Поставщика, повторная его замена и установка осуществляется Поставщиком с оплатой потребителем стоимости расчетного прибора учета энергоресурсов и услуги по его установке.

§4. Организация работ по установке расчетных

приборов учета энергоресурсов

12. Монтаж расчетных приборов учета энергоресурсов, в том числе элементов учета электрической энергии и мощности, устанавливаемых в рамках внедрения автоматизированных систем контроля и учета энергоресурсов юридическим лицам и индивидуальным предпринимателям осуществляется Поставщиком и (или) специализированной монтажной организацией на договорной основе.

При этом монтаж расчетных приборов учета энергоресурсов, в том числе элементов учета электрической энергии и мощности, осуществляется по проектам электроснабжения и (или) газоснабжения, согласованным в установленном порядке.

13. Снятие (демонтаж) существующих и установка новых расчетных приборов учета энергоресурсов совместимых с автоматизированной системой контроля и учета потребления энергоресурсов у потребителей осуществляются уполномоченным работником Поставщика в присутствии представителя Бюро и потребителя.

14. Уполномоченный работник Поставщика и представитель Бюро имеет право доступа к расчетным приборам учета энергоресурсов бытового потребителя для их снятия и установки с 8.00 до 20.00 часов. При этом уполномоченный работник Поставщика и представитель Бюро обязаны предъявить потребителю свои служебные удостоверения.

15. При снятии существующего расчетным прибора учета энергоресурсов у потребителя уполномоченный работник Поставщикав присутствии представителя Бюро и потребителя проверяет целостность прибора учета и сохранность пломб и составляет акт о его снятии в трех экземплярах. Один экземпляр акта вручается потребителю, второй и третий экземпляры остаются у Поставщика и Бюро.

Все экземпляры акта о снятии расчетного прибора учета энергоресурсов подписываются уполномоченным работником Поставщика, представителем Бюро и потребителем. В акте указывается тип прибора учета энергоресурсов, его заводской номер, товарный знак производителя, показания на момент снятия и другие необходимые сведения.

16.При выявлении на момент снятия расчетного прибора учета энергоресурсов у бытового потребителяфактов изменения схемы включения расчетного прибора учета энергоресурсов, его повреждений (по вине потребителя), подключений электрического и газового оборудования помимо расчетных приборов учета энергоресурсов, а также других нарушений с целью уменьшения показателей фактического потребления энергоресурсов уполномоченный работник Поставщика совместно с представителем Бюро в присутствии потребителя составляет акт нарушения установленного образца и производит перерасчет за использованные потребителем энергоресурсы согласно правилам пользования электрической энергией и природным газом. При этом замена и установка расчетного прибора учета энергоресурсов осуществляется поставщиком с оплатой потребителем стоимости прибора учета и услуги по его установке.

17. После установки и подключения поверенного расчетного прибора учета энергоресурсов уполномоченный работник Поставщика в присутствии представителя Бюро:

пломбирует клеммную крышку (схему), расчетного прибора учета электрической энергии, клеммники измерительных трансформаторов тока, блок памяти и кнопку (отсек) доступа к программированию расчетного прибора учета, переходные клеммники, привода разъединителей и автоматы защиты измерительных трансформаторов напряжения;

пломбирует прибор учета природного газа:

у бытовых потребителей - счетный механизм (электронные показания) и муфтовое соединения прибора учёта с газопроводом;

у юридических потребителей - вентильный блок датчика давления, вентиль для связи с атмосферой в закрытом положении, вентиль связи датчика давления с газом в открытом положении, счетный механизм, электронный корректор, датчик давления, датчик температуры, вход кабеля связи блока коррекции, сигнальные провода датчиков расхода, давления, температуры, фланцевые соединения прибор учета прямых участков, фильтр, краны задвижек входных/выходных, байпас, продувочные вентиля вход/выход для юридических потребителей;

прибор учёта газа с переменным перепадом давления - камера сужающего устройства (СУ), с проверенной диафрагмой, разъединительные краны плюсовой, минусовой импульсных линий, в открытом положении, изолирующие фитинги плюсовой, минусовой импульсных линий, электрически изолированным проводом, краны продувки плюсовой, минусовой импульсных линий (при наличии), в закрытом положении, уравнительны(е)й вентил(я)ь, при наличии вентильного блока манифольдов, в закрытом положении, болты крепления манифольда, плюсовой, минусовой вентиля, при наличии вентильного блока манифольдов, в открытом положении, продувочный вентиль, при наличии вентильного блока манифольдов, в закрытом положении, заглушки (калибровочные болты) на вентильном блоке манифольдов, в закрытом положении, продувочные ниппеля многопараметрических сенсоров, в закрытом положении, датчики температуры, крышку корпуса прибора, при корпусном исполнении прибора, в закрытом положении, крышку клемной коробки, вход для кабеля связи с компьютером;

вручает потребителю оригинал сертификата о проведении поверки прибора учета (для бытового потребителя);

составляет акт об установке прибора учета в трех экземплярах.

При снятии и установке прибора учета энергоресурсов все установленные и снятые пломбы фиксируются в акте установленной формы.

В акте указывается тип, заводской номер,товарный знак производителя, показания на момент установки и другие необходимые сведения.

Акт подписывается уполномоченным работником Поставщика и представителем Бюро в присутствии потребителя. Один экземпляр акта вручается потребителю, а второй и третий экземпляры акта остаются у Поставщика и Бюро.

18. Расчетные приборы учета энергересурсов устанавливаются:

для взаиморасчетов с юридическими лицами и индивидуальными предпринимателями по возможности на границе раздела сетей по балансовой принадлежности;

в многоквартирных жилых домах и отдельностоящих домах, построенных по типовым проектам в специально отведенных проектом местах;

в индивидуальных жилых домах в доступных для обслуживания сухих помещениях (местах) при входе в домостроение, где обеспечиваются требования Правил устройства электроустановок и заводов-изготовителей приборов учета энергоресурсов, а также Правил пользования природным газом.

19. В электропроводке к расчетным приборам учета электрической энергии наличие паек и соединений не допускается.

20. Сечение проводов кабелей, присоединяемых к приборам учета электрической энергии должны соответствовать требованиям Правил устройства электроустановок.

Berilgan takliflar

Hech nima topilmadi

Izohlar va ularga berilgan javoblar

2017-08-25 19:33:08

Стимбан Герман Владимирович

§5. Порядок монтажа приборов учета энергоресурсов

21. Монтаж и установку прибора учёта газа производится в соответствии с паспортными данными и ГОСТ-8.586, 1-5.

22.Технические нормы на установку и выбора приборов учета природного газа определяются в соответствии ШНК 2.04.08-13 «Газоснабжение. Нормы проектирования».

23. При необходимости раздельного учета прибора учета природного газа в многосемейных домах разрешается в пределах одного двора предусматривать установку прибора учета для каждой семьи по согласованию с домовладельцами, но при этом отдельный ввод газопровода отдельно.

24. В помещениях, где устанавливается прибор учета природного газа, должна быть естественная приточно-вытяжная вентиляция.

25. Приборы учета природного газа устанавливается на высоте не менее 1,5 м от пола до низа прибора учета. При установке прибора учкта природного газа на кухне, расстояние по горизонтали от его края до центра ближайшей горелки плиты должна быть не менее 1 м.

26. Перед современными электронными приборами учета природного газа в газопровод установить фильтр.

27. При установке прибора учета природного газа по наружной стене необходимо предусматреть шкаф (металлический или пластмассовый) от несанкционированного вмешательства в прибор учёта и для защиты от атмосферных осадков, а так же от попадания прямых солнечных лучей. При установке должно быть обеспечен свободный доступ для снятия показаний индикаторного табло.

28. Монтаж газопроводов и соединений должно соответствовать требованиям Правил технической эксплуатации газового хозяйства и безопасности при эксплуатации газового хозяйства.

Изменения в исполнительно-техническую документацию при установке прибора учета природного газа на объект газификации производятся в установленном порядке.

29. Во избежание повреждений прибора учета природного газа следует соблюдать следующие условия:

запрещается распологать прибор учета природного газа вблизи нагревательных приборов, которые могут вызвать нагревание свыше +50оС;

запрещается установливать прибор учета природного газа до окончания сварочных работ в газопроводе;

не производить испытание системы газоснабжения на прочность при установленном приборе учета природного газа;

перед установкой прибора учета природного газа следует произвести очистку газопровода от загрязнения и окалины после сварки;

направление стрелки на корпусе прибора учета природного газа должно соответствовать напралению движения газа в газопроводе;

прибор учета природного газа не должен испытавать механические нарузки от трубопровода (изгиб, сжатие, растяжение и т.д.);

перед пуском прибора учета природного газа следует убедиться, что избыточное давление газа на входе не превышает максимальное допустимое давление прибора учета;

при пуске прибора учета природного газа следует обеспечить медленное заполнение системы газом используя кран, установленный непосредственно перед прирбором учета;

при газификации жилых домов индивидуального сектора допускается исключить установку крана перед прибором учета природного газа, если для отключения прибора учета возможно использовать отключающее устройства на вводе;

крепление прибора учета природного газа к стене производить по месту с учетом конструктивных особенностей прибора учета.

Berilgan takliflar

Hech nima topilmadi

Izohlar va ularga berilgan javoblar

2017-08-25 19:36:16

Стимбан Герман Владимирович

§6. Технические требования к АСКУЭ и

приборам учета электрической энергии

30. К техническим требованиям к АСКУЭ относятся:

возможность дистанционного отключения/подключения;

защита от проникновения и сигнал тревоги;

обеспечение по конструктивности исключения возможности несанкционированного воздействия на результаты измерений;

наличие высокой надежности и стабильности метрологических характеристик;

функция сохранения в энергонезависимой, некорректируемой памяти информации о всех случаях доступа к режиму параметрирования и нештатных ситуаций;

многотарифность,

возможность дистанционного перепрограммирования;

возможность измерения активной, реактивной энергии и усредненной мощности в соответствии с установленными пользователем периодами интеграции;

порт связи AMI (PLC или Zig Bee модем);

местный оптический порт, многофункциональный порт расширения;

мониторинг качества электрической энергии, качество напряжения;

профиль нагрузки;

хранение данных от получаса до 30 дней;

срок службы не менее 15-25 лет;

класс точности: 0,2, 0,5, 1,0;

обеспечение сохранности информации при потере питания не менее 30 суток;

соответствие международным стандартам IEC62052-11, IEC 62053-21,
IEC62053-23.

31. Трехфазные приборы учета электрической энергии прямого включения применяются в составе АСКУЭ для учета потребляемой энергии в трехфазных сетях переменного тока 0,4 kV с частотой 50 Hz, а также для организации автоматизированного учёта потребляемой (отдаваемой) электрической энергии.

32. Технические характеристики трехфазных приборов учета должны соответствовать требованиям ГОСТ 31818.11, ГОСТ 31819.21, ГОСТ 31819.23, ГОСТ 12.2.091, ГОСТ IEC 62053-31, а по электромагнитной совместимости должны соответствовать требованиям ГОСТ 31818.11, ГОСТ 31819.21, ГОСТ 31819.23.

33. Конструктивное исполнение трехфазных приборов учета должно быть предусмотрено для монтажа в шкаф (щит), монтажа на панели.

34. Трехфазные приборы учета электрической энергии должны иметь:

проводной интерфейс для двустороннего защищенного обмена данными с концентратором или УСПД,

цифровой беспроводной интерфейс (оптопорт) для параметрирования, замены версий программного обеспечения и считывания данных на месте установки прибора учета.

35. Для унификации оборудования в рамках каждого ТП 10(6)/0,4 kV должны использоваться приборы учета и концентраторы одного производителя, имеющие одинаковые интерфейсы и протоколы обмена данными по этим интерфейсам.

36. Трехфазные приборы учета электрической энергии прямого включения должны иметь функциональные возможности, позволяющие:

накапливать данные о потреблении (отдаче) электрической энергии,

контролировать мощность потребления электрической энергии;

сообщать сведения об аварийном состоянии прибора учета и его измерительных цепей,

содержать в своем составе устройства, реализующие функции управления потреблением, исходя из соблюдения условий договора на поставку электрической энергии.

37. Прибор учета должен иметь возможность опломбирования, исключающей доступа к внутренним частям и клеммам устройства без нарушения пломбы. Как минимум должна быть предусмотрена установка двух типов пломб:

пломба органа метрологической поверки,

пломба электроснаюжающего предприятия.

38. Замена батареи, снятие аппаратной блокировки записи, замена съемного модуля связи должны быть возможными без нарушения пломбы органа метрологической поверки.

39.Однофазные приборы учета, предназначенные для учета потребляемой активной энергии в однофазных сетях переменного тока с напряжением 230 V, частотой 50 Hz, в составе АСКУЭ используются для работы с конечными потребителями, производящими индивидуальные расчеты с электроснабжающим предприятием.

40. Технические характеристики однофазных приборов учета электрической энергии должны соответствовать требованиям ГОСТ 31818.11, ГОСТ 31819.21, ГОСТ 12.2.091, ГОСТ IEC 62053-31 с обязательным выполнением требований по электромагнитной совместимости при приеме (передаче) сигналов по PL-магистрали.

41. Конструктивное исполнение однофазных приборов учета электрической энергии должно обеспечивать как монтаж в шкафу (щите), так и подвесной монтаж, осуществляемый непосредственно на проводах электросети вблизи опоры воздушной линии электропередач.

42. Однофазный прибор учета электрической энергии конструктивно должен иметь:

цифровой проводной интерфейс для двустороннего защищенного обмена данными с концентратором;

цифровой беспроводной интерфейс для параметрирования, замены версий программного обеспечения и считывания данных на месте установки;

отключающее реле, работающее в режимах управления:

a) определенном оператором автоматизированной системы и

б) автономно с заданными в программу прибора параметрами.

43. Прибор учета должен иметь возможность опломбирования, исключающей доступа к внутренним частям и клеммам устройства без нарушения пломбы. Как минимум должна быть предусмотрена установка двух типов пломб:

пломба органа метрологической поверки,

пломба электроснабжающего предприятия.

44. Замена батареи, снятие аппаратной блокировки записи, замена съемного модуля связи и доступ к клеммам устройства должен быть возможен без нарушения пломбы органа метрологической поверки.

45. Для унификации оборудования в пределах каждого ТП 10/6/0,4 kV должны использоваться однофазные приборы учета электрической энергии и концентраторы одного производителя, имеющие одинаковые цифровые интерфейсы и протоколы обмена данными по этим интерфейсам.

46. Однофазные приборы учета электрической энергии должны иметь функциональные возможности, позволяющие:

осуществлять отсчет показаний на месте установки или (и) иметь автономные устройства (выносной дисплей, терминал или т.п.);

накапливать данные о потребленной электрической энергии;

контролировать потребление электрической энергии;

извещать об аварийном состоянии прибора учета и измерительной части сети;

содержать в своем составе устройства, реализующие функции управления потреблением, исходя из соблюдения условий договора на поставку электрической энергии.

47. Однофазные приборы учета электрической энергии при работе в сети автоматизированного учета и контроля потребления электрической энергии должны позволять реализовывать следующие функции:

накопление и хранение данных в энергонезависимой памяти;

двусторонний обмен данными с концентратором;

контроль несанкционированного доступа к устройствам учета и передачи данных.

48. Однофазные приборы учета электрической энергии должны обладать следующими функциональными характеристиками:

измерять активную мощность и регистрировать энергию;

выводить на устройства отображения потребительскую и служебную информацию;

вести отсчет времени и календарной даты, а также синхронизировать эти показатели с центром обработки данных;

осуществлять отключение потребителя от сети при определенных условиях и подключение к сети после устранения причин отключения;

обладать коммуникационным интерфейсом;

допускать возможность настройки своих функций (параметрирование) непосредственно на месте установки.

49. Однофазные приборы учета электрической энергии должны накапливать, хранить и передавать в центр обработки данных посредством связи с концентратором следующие данные:

о собственном состоянии и состоянии измерительных цепей;

о действиях потребителя, приводящих к нарушению схем учета электрической энергии, а также сохранять, отображать и передавать в АСКУЭ месячные биллинговые данные по коммерческому учету электроэнергии, хранящиеся в соответствующих регистрах учета за период не менее 3 последних биллинговых периодов (показания учета на время завершения биллингового периода). Допускается хранить биллинговую информацию в виде расходов за каждые последние 3 календарных месяца. По умолчанию биллинговый период должен соответствовать одному календарному месяцу.


§7. Технические требования к АСКУГ и

приборам учета природного газа

50. Счетчики газа предназначенные для измерений в рабочих условиях объема природного газа по ГОСТ 5542, с функцией дистанционного управления.

51. Счетчики должны обеспечивать коммерческий учет природного газа и приведения их к стандартным условиям по значениям температуры (t = 20 °С) согласно ГОСТ 2939.

52. Под счетчиком понимается комплекс, предназначенный для измерения объема природного газа за определённый период времени.

53. Класс точности не более 1,5.

54. Пределы допускаемой относительной погрешности счетчиков при нормальной температуре измеряемого газа (20±5) °С в диапазонах расхода при выпуске из производства и после ремонта не должны превышать:

±3% - в диапазоне расходов Qmin ≤ Q <Qt;

±1,5% - в диапазоне расходов Qt ≤ Q ≤ Qmax.

55. Счетчики должны состоять из первичного преобразователя расхода и электронного блока, объединенных в одном корпусе.

56. Счетчики должны имеет функцию дистанционного отключения потребителя газа за неуплату и передавать данные открытым протоколом по беспроводным технологиям (передача данных посредством радиоканала или радиосети дальнего радиуса действия типа LPWAN) и/или по каналам связи счетчика.

для бытового потребителя

57. Счетчики должны поддерживать следующие функции:

проведение самодиагностики;

определение утечек при открытии запорного клапана;

защита от обратного хода потока;

закрытие отсечного клапана при окончании оплаченного объема газа;

закрытие отсечного клапана при несанкционированном доступе (открытие электронного блока, отсека батареи или самого прибора учета газа);

оповещение потребителя об окончании оплаченного объема газа;

оповещение потребителя о разряде батареи ;

закрытие отсечного клапана при минимальном заряде батареи;

закрытие отсечного клапана при коротком замыкании цепей интерфейса;

показывать индикатор заряда батареи;

закрытие отсечного клапана при превышении максимальной пропускной способности;

ведение архива данных;

передача архивных данных, баланса абонента и уровня заряда батареи через систему сбора, обработки и передачи данных (концентратор) с заданным периодом или по запросу системы;

синхронизация времени.

Архив данных должен содержать:

аварийные сигналы (короткое замыкание, забивание клапана, обратный ход потока, вид несанкционированного доступа, общее количество и время отключений);

параметров состояния счетчика (до 90 записей о произведенных операциях, программировании изменении настроечных параметров, появлении нештатных ситуаций):

данные почасовому расходу газа глубиной не менее 90 суток;

данные по суточному расходу газа глубиной на менее 180 дней;

данные по месячному расходу газа глубиной на менее 1 года.

Счетчики должны обеспечивать передачу данных по регламентированному опросу (автоматический режим) и по запросу системы (автоматизированный режим) с указанием конкретного вида данных.

При несанкционированном доступе или ошибках в счетчике инициация передачи данных происходит от счетчика.

58. Детали корпуса счетчика, соприкасающиеся с рабочей средой, должны быть из антикоррозионного материала, либо иметь специальное антикоррозионное покрытие.

59. На корпусе счетчика должен быть нанесен указатель направления потока газа.

60. Конструкция счетчиков должна обеспечивать возможность их пломбирования, исключающего доступ к измерительному электронному и отсчетному устройству без повреждения пломб.

61. Присоединительные патрубки счетчиков к трубопроводу должны быть муфтовыми или флянцевыми.

62. Счетчик должен быть оснащен встроенным термокорректором и датчиком давления для приведения рабочего объема газа к стандартным условиям по температуре в соответствии с ГОСТ 2939-63.

63. Все счетчики должны соответствовать нормативно-правовым документам действующий в Республики Узбекистан и международным стандартам.

64. Измеряемая среда природных и других неагрессивных, сухих и чистых газов. Параметры измеряемой среды:

температура от минус 40 °С до плюс 55 °С;

относительной влажности от 30 % до 80 %;

допускается кратковременная эксплуатация счетчиков при температуре измеряемой среды от минус 30 °С до плюс 65 °С;

температуре окружающего воздуха от минус 40оС до плюс 75оС;

относительной влажности от 30 % до 80 %;

атмосферном давлении от 84 kPa до 106,7 kPa.

Допускается кратковременная эксплуатация счетчиков при температуре окружающего воздуха от минус 40 °С до плюс 80°С и относительной влажности до 95%.

65. Степень защиты счетчика от внешних воздействий должно быть
не менее IP53 по ГОСТ 14254.

66. Счетчики, относящиеся к взрывозащищенному оборудованию должны иметь уровень и вид взрывозащитные 2ExdIIТ3 в соответствии с ГОСТ 30852.0.

67. Счетчики должны сохранять работоспособность при воздействии на их корпус электростатических разрядов со степенью жесткости не более
1 группы по ГОСТ 30804.4.2.

68. Счетчики должны сохранять работоспособность при воздействии на них электромагнитного поля со степенью жесткости не более 1 группы по O΄z DSt 2821.

69. Требования к надежности:

гарантия на счетчик сроком не менее 5 лет;

срок эксплуатации счетчика не менее 25 лет;

бесперебойное питание, рассчитанное на срок не менее 5 лет;

средняя наработка на отказ должна быть не менее 75000 h.

70. Транспортирование счетчиков в транспортной упаковке изготовителя может быть произведено всеми видами наземного и воздушного транспорта в закрытых транспортных средствах. Значения климатических и механических воздействий при транспортировании должны соответствовать ГОСТ 12997.

71. Хранение счетчиков в упаковке должно осуществляется в закрытых помещениях, обеспечивающих защиту от влияния влаги, солнечной радиации, вредных испарений и плесени. Температурный режим хранения должен соответствовать условиям хранения 2 по ГОСТ 15150.

72. В комплект поставки должно входить:

счетчик газа, оснащенный с блоком передачи данных;

паспорт;

руководство по эксплуатации;

комплект запасных частей для монтажа (штуцера, резиновые прокладки);

коробка упаковочная.

73. Гарантийный срок эксплуатации счетчиков должен быть не менее 5 лет с момента ввода в эксплуатацию.

74. Счетчики должны быть безопасными в эксплуатации, а также при монтаже, ремонте и регламентных работах в соответствии с требованиями ГОСТ 12.2.003, ГОСТ 12.2.007.0.

75. Счетчики должны быть стойкими к воздействию избыточного давления не менее 1,5 максимального избыточного рабочего давления.

76. Счетчики газа должны быть внесены в государственный реестр средств измерений, согласно статьи 16 Закона Республики Узбекистан
«О метрологии».

для юридических лиц:

77. Приборы должны обеспечивать измерения объема газа в рабочих условиях, основываясь на методах прямых или косвенных измерений:

переменного перепада давления;

объемного расхода (объема).

78. Измеренный прибором объем (расход) газа в рабочих условиях должен приводиться (корректироваться) к стандартным условиям в автоматическим режиме. Для приведения объема газа к стандартным условиям прибор должен иметь в своем составе вычислительное устройство и средства измерений температуры и давления газа.

79. Выбор метода измерений и соответственно тип прибора и преобразователь расхода осуществляет Потребитель по согласованию с Поставщиком, в зависимости от технологического процесса использования газа, допустимых погрешностей (неопределенностей) измерений, технических и эксплуатационных характеристик приборов.

80. Приборы должны быть работоспособны при условиях:

рабочее давление измеряемой среды: от 0,005 до 1,600 MPa;

температура измеряемой среды: от минус 15 °С до плюс 45 °С.

температура окружающей среды: от минус 30 °С до плюс 50 °С.

относительная влажность окружающей среды: от 0 % до 98 %;

поток измеряемой среды является однофазным;

поток измеряемой среды является турбулентным (для приборов, основанных на измерениях методом переменного перепада давления);

измеряемый газ должен быть сухим.

81. Приборы должны иметь сертификаты утверждения типа или признания утвержденного типа прибора учета и входящих в состав средств измерений, выданных в установленном порядке.

82. Метрологические характеристики

83. Пределы допускаемой относительной погрешности или расширенной относительной неопределенности измерений объемного расхода и объема газа, приведенного к стандартным условиям, при уровне доверия 95 % не должны превышать значений, указанных в 5.4 O’z DSt 8.031.

84. Формулы для расчета погрешности или неопределенности результатов измерений объемного расхода и объема газа, приведенного к стандартным условиям, должны быть указаны в эксплуатационной документации к конкретным типам прибора.

85. Конструктивные требования

86. В состав приборов, в зависимости от применяемого метода измерений, должны входить в общем случае:

а) при измерении методом переменного перепада давления (ГОСТ 8.586.1):

вычислительное устройство (контроллер расхода) с показывающим устройством (дисплеем);

средство измерения перепада давления;

средство измерения давления;

средство измерения температуры;

коммуникационное устройство;

дополнительные устройства;

б) при измерении объемного расхода (объема) газа:

преобразователь расхода;

механическое отсчетное устройство;

вычислительное устройство с показывающим устройством (дисплеем);

средство измерения давления;

средство измерения температуры;

коммуникационное устройство;

дополнительные устройства.

Примечание - При значении давления в трубопроводе не более 0,005 MPa и наибольшем расходе газа в рабочих условиях в пределах 1,5 – 16,0 m3/h, допускается использование прибора с коррекцией объема газа только по температуре. При этом необходимо применять условно-постоянные значения давления газа.

87. Вычислительное устройство (ВУ):

а) должно иметь:

электронное показывающее устройство (дисплей) для отображения минимального набора информации:

давления газа;

температуры газа;

перепада давления (при использовании метода переменного перепада давления);

расхода газа, при рабочих условиях и (или) приведенного к стандартным условиям, в m3/h;

объема газа, приведенного к стандартным условиям, накопленного нарастающим итогом, в m3;

резервное электропитание, обеспечивающее при нарушении основного электропитания непрерывную работу в течение не менее трех суток.

б) должно обеспечивать:

автоматическое определение, в соответствии с действующими нормативными документами, объемного расхода и (или) объема газа, приведенных к стандартным условиям; формирование и сохранение архивов за установленные отчётные периоды измерений:

минутный - ежеминутные записи (рекомендуемый);

часовой - почасовые записи;

суточный - ежесуточные записи;

возможность периодического введения и регистрации условно-постоянных величин (плотности газа при стандартных условиях, компонентного состава газа;

атмосферного давления, договорных значений контролируемых параметров на случай отказа средства измерений и пр.);

формирование и архивацию в энергонезависимой памяти следующих параметров:

вмешательств с фиксацией времени и даты;

нештатных ситуаций с фиксацией времени и даты;

защиту от несанкционированного вмешательства, которое может повлиять на результаты измерений расхода и количества газа и от вмешательства в процесс формирования и сохранения архивов;

возможность распечатки архивной и итоговой информации на принтере непосредственно или через прием/передачи информации (переносное устройство сбора информации, компьютер и т.п.);

регистрацию аварий и событий и их хранение в соответствующих архивах;

хранение не менее чем за 31 суток следующих данных:

среднечасовые значения температуры, давления газа и перепада давления (при использовании метода переменного перепада давления);

среднечасовые объемы газа при рабочих условиях;

среднечасовые объемы газа, приведенные к стандартным условиям;

среднесуточные значения температуры, давления газа и перепада давления (при использовании метода переменного перепада давления);

среднесуточные объемы газа при рабочих условиях;

среднесуточные объемы газа, приведенные к стандартным условиям.

88. Средства измерения давления и температуры должны быть во взрывозащищённом исполнении с уровнем взрывозащиты по ГОСТ IEC 60079-1, вид взрывозащиты - взрывонепроницаемая оболочка - "d". Степень защиты, обеспечиваемая оболочкой должна быть не ниже IP 54 – по ГОСТ 14254. Степень взрывозащищённости - не хуже 1 Ex dib [ia GA] IIC T4 Gb.

89. Показывающее устройство:

должно обеспечивать индикацию текущего и потребленного объема газа в m3; показания должны быть четкими и недвусмысленными;

значение на индикаторе дисплея должно быть не сбрасываемым и нестираемым (должно отображать последнее сохраненное показание после восстановления по причине сбоя электропитания);

число разрядов отсчетного устройства при индикации объема должно быть не менее 8; цена наименьшего разряда отсчетного устройства должна быть:

в эксплуатационном режиме, m3 - 0,001;

при поверке, m3 - 0,0001.

должно записывать и отображать идентифицированное количество газа, соответствующее не менее 1000 часам работы прибора при наибольшем расходе газа без возврата к исходному показанию.

производить отсчет количества газа отсчетным устройством только при наличии потока газа в направлении, соответствующему указателю направления потока газа. При изменении потока газа в обратную сторону, против указателя направления потока газа, должен выдаваться сигнал.

90. Коммуникационное устройство (КУ):

должно обеспечивать удаленный доступ к архивам и конфигурации (настройкам) прибора, а также дополнительным устройствам, входящим в состав прибора;

должно иметь следующий минимальный набор интерфейсов передачи данных:

порт последовательного интерфейса передачи данных RS-485 (RS-232) для связи с АСКУГ;

порт последовательного интерфейса передачи данных RS-485 (RS-232) для связи с переносным устройством сбора информации, компьютера и т.п.;

должно обеспечивать передачу данных в автоматизированную систему учета и контроля потребления газа по стандартному протоколу Modbus RTU.

91. Дополнительные устройства

92. Прибор, в зависимости от типа и метода измерения и технологического режима использования газа, должен иметь дополнительные устройства, включающие в себя соединительные линии, фильтры, источники электропитания и т.д.

93. Состав дополнительных устройств определяется требованиями к технологическому процессу использования газа, а также нормативными документами на конкретный тип прибора.

94. Электропитание приборов должно осуществляться:

от основной электросети;

от незаменяемых батарей;

от заменяемых батарей.

Все три типа источников питания могут работать вместе или по отдельности.

При использовании электросети должно быть наличие аккумуляторных батарей и (или) источников бесперебойного питания.

Незаменяемая батарея должна обеспечивать работоспособность прибора в течение всего срока его эксплуатации.

Заменяемая батарея должна обеспечивать работоспособность прибора в течение не менее одного межповерочного интервала. Замена батареи не должна приводить к изменению метрологических характеристик прибора.

95. Приборы учёта могут быть выполнены в виде цельного корпуса с ответными фланцами по ГОСТ 12821 или присоединительной резьбой по ГОСТ 6357 в зависимости от условного диаметра газопровода.

96. Корпус прибора учёта и его детали, соприкасающиеся с рабочей средой, должны быть изготовлены из антикоррозионного материала (нержавеющая сталь, алюминий), либо иметь специальное антикоррозионное покрытие по ГОСТ 9.301, ГОСТ 9.402. Детали редуктора (передаточного механизма) должны быть изготовлены из коррозионностойкой стали.

97. Все элементы прибора и его средств измерений должны быть выполнены из материала, способного выдержать физическое, химическое и тепловое воздействие условий окружающей среды в месте их эксплуатации.

98. Корпуса прибора и его средств измерений должны выдерживать максимальное допускаемое давление газа в подводящем трубопроводе.

99. Корпуса прибора и средств измерений должны иметь защиту от внешних воздействий, способных повлиять на его точность измерений.

100. На корпусе прибора и (или) средствах измерений должен быть указатель направления потока газа (например, стрелка или заглавные буквы, или знаки «+», «-», обозначающие вверх или низ по потоку газа).

101. Все места сочленения на приборе должны иметь соответствующие устройства для пломбировки и иметь установленные заводом-изготовителем пломбы.

102. Габаритные и присоединительные размеры, массу устанавливают в стандартах на приборы конкретного типа.

103. Требования к электромагнитной совместимости

104. Приборы должны быть устойчивыми к магнитному полю промышленной чистоты по ГОСТ IEC 61000-4-8.

105. Воздействие электромагнитной помехи на приборы или преобразователи расхода должно быть таким, что:

106. изменение результата измерения не должно превышать критического значения изменения, указанного в пункте 99;

результат измерения не может рассматриваться как достоверный, например, в случае очень быстрого изменения (моргания) показаний, при котором результат измерений невозможно интерпретировать, запомнить или передавать.

107. После воздействия электромагнитной помехи приборы должны:

восстанавливать свою работу с погрешностью, не превышающей максимально допускаемую погрешность;

сохранять все измерительные функции;

обеспечивать восстановление (сохранение) всей измерительной информации, имевшейся непосредственно перед воздействием помехи.

108. Наибольшее допускаемое изменение результата измерений равно наименьшему из двух следующих значений:

величине, соответствующей половине максимально допускаемой погрешности в верхнем участке измеренного объема;

величине, соответствующей максимально допускаемой погрешности, относящейся к величине объема за одну минуту при максимальном расходе.

109. Влияние помех от режимов втекания – вытекания потока

В условиях установки, определенных изготовителем в стандарте на приборы конкретного типа, влияние от помех потока не должно превышать одной трети максимально допускаемой погрешности.

110. Требования к надежности

111. Требования к надежности устанавливаются в стандарте организации на приборы конкретного типа. Показатели надежности – по ГОСТ 27883.

112. Межповерочный интервал приборов устанавливается в соответствии с законодательством и нормативно-правовыми документами Республики Узбекистан.

113. По устойчивости к воздействию температуры и влажности окружающего воздуха, в том числе при транспортировке и хранении, приборы должны соответствовать группе исполнения С4 по ГОСТ 12997 с расширенным температурным диапазоном от минус 30 °С до 50 °С.

114. Cтойкость приборов к воздействию климатических факторов устанавливается по ГОСТ 15150.

115. Степень защиты от внешних твердых предметов, в том числе пыли – по ГОСТ 14254.

116. Индикатор дисплея должен быть защищен экраном, способным выдерживать единичные удары, вызванные неосторожным обращением с прибором.

117. Требования к приборам в транспортной таре, с указанием конкретных механических нагрузок устанавливается по ГОСТ 12997.

118. Маркировка приборов – по ГОСТ 26828 и должна содержать:

наименование предприятия-изготовителя, его товарный знак (при наличии), адрес и телефон;

знак об утверждении типа;

обозначение типа;

серийный номер прибора и год изготовления;

класс точности;

максимальный расход;

минимальный расход;

номинальный расход;

переходный расход;

диапазон температуры и диапазон давления газа, при которых погрешности прибора должны быть в пределах максимально допускаемой погрешности, выраженной как:

tmin - tmax = (… - …) °С; pmin - pmax=(… - …) MPa;

диапазон плотности, в пределах которого погрешности прибора должны быть в пределах максимально допускаемой погрешности, которая может быть указана и выражена как:

ρ = (… - …) kg/m3;

значения импульсов высокочастотных (HF) и низкочастотных (LF) выходов;

букву V или H, если прибор работает только в вертикальном или горизонтальном положении;

указатель направления потока газа;

температуру окружающей среды, если она отличается от температуры газа;

идентификацию встроенного программного обеспечения.

119. Маркировка транспортной тары должна соответствовать ГОСТ 14192 и иметь основные, дополнительные и информационные надписи об упакованном приборе, а также манипуляционные знаки: «Беречь от влаги», «Хрупкое-Осторожно», «Верх».

120. Упаковка - по ГОСТ 12997 и ГОСТ 23170.

121. Условия транспортирования приборов должны соответствовать требованиям ГОСТ 12997, ГОСТ 15150 и правилам и нормам, действующим на каждом виде транспорта, и должны быть установлены в стандартах на конкретные типы приборов.

122. Хранение приборов – по ГОСТ 12997, консервация – по ГОСТ 9.014.

123. Пригодность к эксплуатации

124. Приборы должны быть работоспособными при установке в любом положении, указанном изготовителем в эксплуатационных документах.

125. Приборы должны удовлетворять требованиям в отношении максимально допускаемой погрешности для любого направления потока или только для одного четко указанного.

126. Прибор должен обнаруживать состояние, когда он работает вне рабочих диапазонов, установленных изготовителем для параметров, относящихся к точности измерения. В этом случае прибор должен останавливать интегрирование преобразованной величины и суммировать отдельно преобразованную величину для периода времени, когда он работал вне пределов рабочих диапазонов.

127. Прибор должен иметь возможность отображать все требуемые данные измерений без дополнительного оборудования.

128. Приборы должны сопровождаться технической документацией:

техническое описание, включая технические и метрологические характеристики прибора и входящих в состав средств измерений;

эксплуатационная документация на прибор и входящие в состав средства измерений;

руководство пользователя конфигурационного программного обеспечения;

методика поверки прибора учета и входящих в состав средств измерений, а также (при необходимости) программного обеспечения;

действительными сертификатами поверки (документами их заменяющими).

129. Комплектность, правила приемки и методы контроля

Комплектность, правила приемки и методы контроля (испытаний) должны устанавливаться в стандарте на конкретный тип прибора.

130. Приборы должны соответствовать общим требованиям безопасности при монтаже, эксплуатации и ремонте по ГОСТ 12.2.003, а также дополнительным требованиям, установленным в стандарте на конкретный тип прибора.

131. Приборы должны быть прочными и герметичными при наибольшем избыточном рабочем давлении.

132. Требования к охране окружающей среды – по ГОСТ 17.2.3.02.

133.Изготовитель должен гарантировать соответствие приборов требованиям настоящего стандарта и стандартов на приборы конкретных типов при соблюдении условий эксплуатации, хранения и транспортирования.

134. Изготовитель прибора должен гарантировать срок безотказной эксплуатации прибора учета при непрерывном режиме работы 24 часа в сутки на протяжении не менее двух лет со дня ввода в эксплуатацию.

135. Гарантийный срок хранения - 6 месяцев с момента изготовления прибора.




Menga yoqdi Menga yoqmadi
Yoqdi: 0
Yoqmadi: 0

Umumiy izohlar va ularga berilgan javoblar

2017-08-25 19:38:31

Стимбан Герман Владимирович
Menga yoqdi Menga yoqmadi
Yoqdi: 0
Yoqmadi: 0
Loyiha So`nggi tahrir

Положение

о порядке установки приборов учета энергоресурсов в рамках внедрения автоматизированных систем контроля и учета энергоресурсов и технические требования к АСКУЭ и АСКУГ, приборам учета энергоресурсов, имеющих высокую степень защиты от внешнего воздействия и интегрируемых в единую систему контроля и учета, в том числе обеспечивающих возможность в дальнейшем одновременно обрабатывать данные приборов учета всех энергоресурсов

Настоящее Положение в соответствии с распоряжениями Президента Республики Узбекистан от 14 августа 2017 года № Р-5022 «О дополнительных мерах по дальнейшему внедрению автоматизированных систем контроля и учета электрической энергии и природного газа в Республике Узбекистан» и от 23 июня 2017 года № Р-4977 «О мерах по обеспечению эффективной деятельности Бюро принудительного исполнения при Генеральной прокуратуре Республики Узбекистан» определяет порядок установки электронных расчетных приборов учета электрической энергии и природного газа в рамках внедрения автоматизированных систем контроля и учета энергоресурсов и технические требования к АСКУЭ и АСКУГ, приборам учета энергоресурсов, имеющих высокую степень защиты от внешнего воздействия и интегрируемых в единую систему контроля и учета

§1. Общие положения

1. В настоящем Положении использованы следующие основные понятия:

поставщик – предприятия территориальных электрических сетей и газоснабжающие организации, обеспечивающие прием, распределение и поставку электрической энергии или природного газа (далее – энергоресурсы) и установку расчетных приборов учёта энергоресурсов на основании договора;

потребитель электрической энергии или природного газа (далее - потребитель) – юридические или физические лица, использующие электрическую энергию и (или) природный газ для производственных и (или) бытовых нужд;

расчетный прибор учета энергоресурсов - прибор учета, система учета, на основании показаний которого в точке учета определяется расход электрической энергии или природного газа, подлежащей оплате потребителем.

2. Для расчетов с предприятием территориальных электрических сетей и газоснабжающей организацией (далее - Поставщик) за электрическую энергию и природный газ соответственно потребители в обязательном порядке должны быть обеспечены электронными расчетными приборами учета энергоресурсов, совместимыми с Автоматизированной системой учета и контроля потребления электрической энергии, а также с Автоматизированной системой учета и контроля потребления природного газа (далее - автоматизированная система учета и контроля потребления энергоресурсов).

3. Расчетные приборы учета энергоресурсов, подлежащие к установке потребителям должны быть обеспечены комплексной защитой от искажения показаний и несанкционированного доступа к информации, предусматривающей минимизацию влияния человеческого фактора, а также должны пройти поверку в установленном порядке.

4. Автоматизированная система контроля и учета энергоресурсов, вводимая в эксплуатацию как предприятиями территориальных электрических сетей или газоснабжающей организацией, так и потребителями должна пройти метрологическую аттестацию в установленном порядке.

§2. Организация работ по установке приборов учета энергоресурсов у юридических лиц и индивидуальных предпринимателей

5. В технических условиях, выдаваемых предприятиями территориальных электрических сетей и газоснабжающими организациями потребителям, подключаемым к электрическим сетям и к газовым сетям соответственно, должны указываться условия организации расчетного учета энергоресурсов в рамках внедрения автоматизированных систем контроля и учета энергоресурсов, с конкретным указанием типов приборов учета энергоресурсов.

В технических условиях на подключение к трехфазным электрическим сетям должны также указываться требования по установке других элементов учета электрической энергии (аппаратных комплексов).

6. В проектах электроснабжения и газоснабжения потребителей должен предусматриваться отдельный раздел организации учета энергоресурсов в рамках внедрения автоматизированных систем контроля и учета энергоресурсов.

7. Расчетные приборы учета энергоресурсов, а также другие элементы учета электрической энергии и мощности, устанавливаемые в рамках внедрения автоматизированных систем контроля и учета энергоресурсов, приобретаются, проходят государственную поверку и монтируются за счет средств потребителей, и, в дальнейшем, подключаются, регистрируются и пломбируются Поставщиком в присутствии представителя Бюро принудительного исполнения при Генеральной прокуратуре Республики Узбекистан (далее - Бюро) без взимания оплаты.

§3. Организация работ по установке приборов

учета энергоресурсов бытовым потребителям

8. Работы по установке расчетных приборов учета энергоресурсов организуются Поставщиком, самостоятельно, в соответствии с утвержденным планом-графиком.

9. Поставщик не менее чем за 10 дней до начала работ по установке приборов учета энергоресурсов оповещает об этом потребителей через местные органы самоуправления.

10. Приобретение и установка расчетных приборов учета энергоресурсов совместимых с автоматизированной системой учета и контроля потребления энергоресурсов при замене существующих, в том числе индукционных расчетных приборов учета электрической энергии и приборов учета природного газа без коррекции по температуре и давлению газа, а также не имющих выхода к подключению автоматизированных систем контроля и учета газа, осуществляется за счет средств Поставщика.

11. При повреждении, срыве пломб и других нарушениях расчетного прибора учета энергоресурсов, находящегося на балансе Поставщика, повторная его замена и установка осуществляется Поставщиком с оплатой потребителем стоимости расчетного прибора учета энергоресурсов и услуги по его установке.

§4. Организация работ по установке расчетных

приборов учета энергоресурсов

12. Монтаж расчетных приборов учета энергоресурсов, в том числе элементов учета электрической энергии и мощности, устанавливаемых в рамках внедрения автоматизированных систем контроля и учета энергоресурсов юридическим лицам и индивидуальным предпринимателям осуществляется Поставщиком и (или) специализированной монтажной организацией на договорной основе.

При этом монтаж расчетных приборов учета энергоресурсов, в том числе элементов учета электрической энергии и мощности, осуществляется по проектам электроснабжения и (или) газоснабжения, согласованным в установленном порядке.

13. Снятие (демонтаж) существующих и установка новых расчетных приборов учета энергоресурсов совместимых с автоматизированной системой контроля и учета потребления энергоресурсов у потребителей осуществляются уполномоченным работником Поставщика в присутствии представителя Бюро и потребителя.

14. Уполномоченный работник Поставщика и представитель Бюро имеет право доступа к расчетным приборам учета энергоресурсов бытового потребителя для их снятия и установки с 8.00 до 20.00 часов. При этом уполномоченный работник Поставщика и представитель Бюро обязаны предъявить потребителю свои служебные удостоверения.

15. При снятии существующего расчетным прибора учета энергоресурсов у потребителя уполномоченный работник Поставщикав присутствии представителя Бюро и потребителя проверяет целостность прибора учета и сохранность пломб и составляет акт о его снятии в трех экземплярах. Один экземпляр акта вручается потребителю, второй и третий экземпляры остаются у Поставщика и Бюро.

Все экземпляры акта о снятии расчетного прибора учета энергоресурсов подписываются уполномоченным работником Поставщика, представителем Бюро и потребителем. В акте указывается тип прибора учета энергоресурсов, его заводской номер, товарный знак производителя, показания на момент снятия и другие необходимые сведения.

16.При выявлении на момент снятия расчетного прибора учета энергоресурсов у бытового потребителяфактов изменения схемы включения расчетного прибора учета энергоресурсов, его повреждений (по вине потребителя), подключений электрического и газового оборудования помимо расчетных приборов учета энергоресурсов, а также других нарушений с целью уменьшения показателей фактического потребления энергоресурсов уполномоченный работник Поставщика совместно с представителем Бюро в присутствии потребителя составляет акт нарушения установленного образца и производит перерасчет за использованные потребителем энергоресурсы согласно правилам пользования электрической энергией и природным газом. При этом замена и установка расчетного прибора учета энергоресурсов осуществляется поставщиком с оплатой потребителем стоимости прибора учета и услуги по его установке.

17. После установки и подключения поверенного расчетного прибора учета энергоресурсов уполномоченный работник Поставщика в присутствии представителя Бюро:

пломбирует клеммную крышку (схему), расчетного прибора учета электрической энергии, клеммники измерительных трансформаторов тока, блок памяти и кнопку (отсек) доступа к программированию расчетного прибора учета, переходные клеммники, привода разъединителей и автоматы защиты измерительных трансформаторов напряжения;

пломбирует прибор учета природного газа:

у бытовых потребителей - счетный механизм (электронные показания) и муфтовое соединения прибора учёта с газопроводом;

у юридических потребителей - вентильный блок датчика давления, вентиль для связи с атмосферой в закрытом положении, вентиль связи датчика давления с газом в открытом положении, счетный механизм, электронный корректор, датчик давления, датчик температуры, вход кабеля связи блока коррекции, сигнальные провода датчиков расхода, давления, температуры, фланцевые соединения прибор учета прямых участков, фильтр, краны задвижек входных/выходных, байпас, продувочные вентиля вход/выход для юридических потребителей;

прибор учёта газа с переменным перепадом давления - камера сужающего устройства (СУ), с проверенной диафрагмой, разъединительные краны плюсовой, минусовой импульсных линий, в открытом положении, изолирующие фитинги плюсовой, минусовой импульсных линий, электрически изолированным проводом, краны продувки плюсовой, минусовой импульсных линий (при наличии), в закрытом положении, уравнительны(е)й вентил(я)ь, при наличии вентильного блока манифольдов, в закрытом положении, болты крепления манифольда, плюсовой, минусовой вентиля, при наличии вентильного блока манифольдов, в открытом положении, продувочный вентиль, при наличии вентильного блока манифольдов, в закрытом положении, заглушки (калибровочные болты) на вентильном блоке манифольдов, в закрытом положении, продувочные ниппеля многопараметрических сенсоров, в закрытом положении, датчики температуры, крышку корпуса прибора, при корпусном исполнении прибора, в закрытом положении, крышку клемной коробки, вход для кабеля связи с компьютером;

вручает потребителю оригинал сертификата о проведении поверки прибора учета (для бытового потребителя);

составляет акт об установке прибора учета в трех экземплярах.

При снятии и установке прибора учета энергоресурсов все установленные и снятые пломбы фиксируются в акте установленной формы.

В акте указывается тип, заводской номер,товарный знак производителя, показания на момент установки и другие необходимые сведения.

Акт подписывается уполномоченным работником Поставщика и представителем Бюро в присутствии потребителя. Один экземпляр акта вручается потребителю, а второй и третий экземпляры акта остаются у Поставщика и Бюро.

18. Расчетные приборы учета энергересурсов устанавливаются:

для взаиморасчетов с юридическими лицами и индивидуальными предпринимателями по возможности на границе раздела сетей по балансовой принадлежности;

в многоквартирных жилых домах и отдельностоящих домах, построенных по типовым проектам в специально отведенных проектом местах;

в индивидуальных жилых домах в доступных для обслуживания сухих помещениях (местах) при входе в домостроение, где обеспечиваются требования Правил устройства электроустановок и заводов-изготовителей приборов учета энергоресурсов, а также Правил пользования природным газом.

19. В электропроводке к расчетным приборам учета электрической энергии наличие паек и соединений не допускается.

20. Сечение проводов кабелей, присоединяемых к приборам учета электрической энергии должны соответствовать требованиям Правил устройства электроустановок.

§5. Порядок монтажа приборов учета энергоресурсов

21. Монтаж и установку прибора учёта газа производится в соответствии с паспортными данными и ГОСТ-8.586, 1-5.

22.Технические нормы на установку и выбора приборов учета природного газа определяются в соответствии ШНК 2.04.08-13 «Газоснабжение. Нормы проектирования».

23. При необходимости раздельного учета прибора учета природного газа в многосемейных домах разрешается в пределах одного двора предусматривать установку прибора учета для каждой семьи по согласованию с домовладельцами, но при этом отдельный ввод газопровода отдельно.

24. В помещениях, где устанавливается прибор учета природного газа, должна быть естественная приточно-вытяжная вентиляция.

25. Приборы учета природного газа устанавливается на высоте не менее 1,5 м от пола до низа прибора учета. При установке прибора учкта природного газа на кухне, расстояние по горизонтали от его края до центра ближайшей горелки плиты должна быть не менее 1 м.

26. Перед современными электронными приборами учета природного газа в газопровод установить фильтр.

27. При установке прибора учета природного газа по наружной стене необходимо предусматреть шкаф (металлический или пластмассовый) от несанкционированного вмешательства в прибор учёта и для защиты от атмосферных осадков, а так же от попадания прямых солнечных лучей. При установке должно быть обеспечен свободный доступ для снятия показаний индикаторного табло.

28. Монтаж газопроводов и соединений должно соответствовать требованиям Правил технической эксплуатации газового хозяйства и безопасности при эксплуатации газового хозяйства.

Изменения в исполнительно-техническую документацию при установке прибора учета природного газа на объект газификации производятся в установленном порядке.

29. Во избежание повреждений прибора учета природного газа следует соблюдать следующие условия:

запрещается распологать прибор учета природного газа вблизи нагревательных приборов, которые могут вызвать нагревание свыше +50оС;

запрещается установливать прибор учета природного газа до окончания сварочных работ в газопроводе;

не производить испытание системы газоснабжения на прочность при установленном приборе учета природного газа;

перед установкой прибора учета природного газа следует произвести очистку газопровода от загрязнения и окалины после сварки;

направление стрелки на корпусе прибора учета природного газа должно соответствовать напралению движения газа в газопроводе;

прибор учета природного газа не должен испытавать механические нарузки от трубопровода (изгиб, сжатие, растяжение и т.д.);

перед пуском прибора учета природного газа следует убедиться, что избыточное давление газа на входе не превышает максимальное допустимое давление прибора учета;

при пуске прибора учета природного газа следует обеспечить медленное заполнение системы газом используя кран, установленный непосредственно перед прирбором учета;

при газификации жилых домов индивидуального сектора допускается исключить установку крана перед прибором учета природного газа, если для отключения прибора учета возможно использовать отключающее устройства на вводе;

крепление прибора учета природного газа к стене производить по месту с учетом конструктивных особенностей прибора учета.

§6. Технические требования к АСКУЭ и

приборам учета электрической энергии

30. К техническим требованиям к АСКУЭ относятся:

возможность дистанционного отключения/подключения;

защита от проникновения и сигнал тревоги;

обеспечение по конструктивности исключения возможности несанкционированного воздействия на результаты измерений;

наличие высокой надежности и стабильности метрологических характеристик;

функция сохранения в энергонезависимой, некорректируемой памяти информации о всех случаях доступа к режиму параметрирования и нештатных ситуаций;

многотарифность,

возможность дистанционного перепрограммирования;

возможность измерения активной, реактивной энергии и усредненной мощности в соответствии с установленными пользователем периодами интеграции;

порт связи AMI (PLC или Zig Bee модем);

местный оптический порт, многофункциональный порт расширения;

мониторинг качества электрической энергии, качество напряжения;

профиль нагрузки;

хранение данных от получаса до 30 дней;

срок службы не менее 15-25 лет;

класс точности: 0,2, 0,5, 1,0;

обеспечение сохранности информации при потере питания не менее 30 суток;

соответствие международным стандартам IEC62052-11, IEC 62053-21,
IEC62053-23.

31. Трехфазные приборы учета электрической энергии прямого включения применяются в составе АСКУЭ для учета потребляемой энергии в трехфазных сетях переменного тока 0,4 kV с частотой 50 Hz, а также для организации автоматизированного учёта потребляемой (отдаваемой) электрической энергии.

32. Технические характеристики трехфазных приборов учета должны соответствовать требованиям ГОСТ 31818.11, ГОСТ 31819.21, ГОСТ 31819.23, ГОСТ 12.2.091, ГОСТ IEC 62053-31, а по электромагнитной совместимости должны соответствовать требованиям ГОСТ 31818.11, ГОСТ 31819.21, ГОСТ 31819.23.

33. Конструктивное исполнение трехфазных приборов учета должно быть предусмотрено для монтажа в шкаф (щит), монтажа на панели.

34. Трехфазные приборы учета электрической энергии должны иметь:

проводной интерфейс для двустороннего защищенного обмена данными с концентратором или УСПД,

цифровой беспроводной интерфейс (оптопорт) для параметрирования, замены версий программного обеспечения и считывания данных на месте установки прибора учета.

35. Для унификации оборудования в рамках каждого ТП 10(6)/0,4 kV должны использоваться приборы учета и концентраторы одного производителя, имеющие одинаковые интерфейсы и протоколы обмена данными по этим интерфейсам.

36. Трехфазные приборы учета электрической энергии прямого включения должны иметь функциональные возможности, позволяющие:

накапливать данные о потреблении (отдаче) электрической энергии,

контролировать мощность потребления электрической энергии;

сообщать сведения об аварийном состоянии прибора учета и его измерительных цепей,

содержать в своем составе устройства, реализующие функции управления потреблением, исходя из соблюдения условий договора на поставку электрической энергии.

37. Прибор учета должен иметь возможность опломбирования, исключающей доступа к внутренним частям и клеммам устройства без нарушения пломбы. Как минимум должна быть предусмотрена установка двух типов пломб:

пломба органа метрологической поверки,

пломба электроснаюжающего предприятия.

38. Замена батареи, снятие аппаратной блокировки записи, замена съемного модуля связи должны быть возможными без нарушения пломбы органа метрологической поверки.

39.Однофазные приборы учета, предназначенные для учета потребляемой активной энергии в однофазных сетях переменного тока с напряжением 230 V, частотой 50 Hz, в составе АСКУЭ используются для работы с конечными потребителями, производящими индивидуальные расчеты с электроснабжающим предприятием.

40. Технические характеристики однофазных приборов учета электрической энергии должны соответствовать требованиям ГОСТ 31818.11, ГОСТ 31819.21, ГОСТ 12.2.091, ГОСТ IEC 62053-31 с обязательным выполнением требований по электромагнитной совместимости при приеме (передаче) сигналов по PL-магистрали.

41. Конструктивное исполнение однофазных приборов учета электрической энергии должно обеспечивать как монтаж в шкафу (щите), так и подвесной монтаж, осуществляемый непосредственно на проводах электросети вблизи опоры воздушной линии электропередач.

42. Однофазный прибор учета электрической энергии конструктивно должен иметь:

цифровой проводной интерфейс для двустороннего защищенного обмена данными с концентратором;

цифровой беспроводной интерфейс для параметрирования, замены версий программного обеспечения и считывания данных на месте установки;

отключающее реле, работающее в режимах управления:

a) определенном оператором автоматизированной системы и

б) автономно с заданными в программу прибора параметрами.

43. Прибор учета должен иметь возможность опломбирования, исключающей доступа к внутренним частям и клеммам устройства без нарушения пломбы. Как минимум должна быть предусмотрена установка двух типов пломб:

пломба органа метрологической поверки,

пломба электроснабжающего предприятия.

44. Замена батареи, снятие аппаратной блокировки записи, замена съемного модуля связи и доступ к клеммам устройства должен быть возможен без нарушения пломбы органа метрологической поверки.

45. Для унификации оборудования в пределах каждого ТП 10/6/0,4 kV должны использоваться однофазные приборы учета электрической энергии и концентраторы одного производителя, имеющие одинаковые цифровые интерфейсы и протоколы обмена данными по этим интерфейсам.

46. Однофазные приборы учета электрической энергии должны иметь функциональные возможности, позволяющие:

осуществлять отсчет показаний на месте установки или (и) иметь автономные устройства (выносной дисплей, терминал или т.п.);

накапливать данные о потребленной электрической энергии;

контролировать потребление электрической энергии;

извещать об аварийном состоянии прибора учета и измерительной части сети;

содержать в своем составе устройства, реализующие функции управления потреблением, исходя из соблюдения условий договора на поставку электрической энергии.

47. Однофазные приборы учета электрической энергии при работе в сети автоматизированного учета и контроля потребления электрической энергии должны позволять реализовывать следующие функции:

накопление и хранение данных в энергонезависимой памяти;

двусторонний обмен данными с концентратором;

контроль несанкционированного доступа к устройствам учета и передачи данных.

48. Однофазные приборы учета электрической энергии должны обладать следующими функциональными характеристиками:

измерять активную мощность и регистрировать энергию;

выводить на устройства отображения потребительскую и служебную информацию;

вести отсчет времени и календарной даты, а также синхронизировать эти показатели с центром обработки данных;

осуществлять отключение потребителя от сети при определенных условиях и подключение к сети после устранения причин отключения;

обладать коммуникационным интерфейсом;

допускать возможность настройки своих функций (параметрирование) непосредственно на месте установки.

49. Однофазные приборы учета электрической энергии должны накапливать, хранить и передавать в центр обработки данных посредством связи с концентратором следующие данные:

о собственном состоянии и состоянии измерительных цепей;

о действиях потребителя, приводящих к нарушению схем учета электрической энергии, а также сохранять, отображать и передавать в АСКУЭ месячные биллинговые данные по коммерческому учету электроэнергии, хранящиеся в соответствующих регистрах учета за период не менее 3 последних биллинговых периодов (показания учета на время завершения биллингового периода). Допускается хранить биллинговую информацию в виде расходов за каждые последние 3 календарных месяца. По умолчанию биллинговый период должен соответствовать одному календарному месяцу.


§7. Технические требования к АСКУГ и

приборам учета природного газа

50. Счетчики газа предназначенные для измерений в рабочих условиях объема природного газа по ГОСТ 5542, с функцией дистанционного управления.

51. Счетчики должны обеспечивать коммерческий учет природного газа и приведения их к стандартным условиям по значениям температуры (t = 20 °С) согласно ГОСТ 2939.

52. Под счетчиком понимается комплекс, предназначенный для измерения объема природного газа за определённый период времени.

53. Класс точности не более 1,5.

54. Пределы допускаемой относительной погрешности счетчиков при нормальной температуре измеряемого газа (20±5) °С в диапазонах расхода при выпуске из производства и после ремонта не должны превышать:

±3% - в диапазоне расходов Qmin ≤ Q <Qt;

±1,5% - в диапазоне расходов Qt ≤ Q ≤ Qmax.

55. Счетчики должны состоять из первичного преобразователя расхода и электронного блока, объединенных в одном корпусе.

56. Счетчики должны имеет функцию дистанционного отключения потребителя газа за неуплату и передавать данные открытым протоколом по беспроводным технологиям (передача данных посредством радиоканала или радиосети дальнего радиуса действия типа LPWAN) и/или по каналам связи счетчика.

для бытового потребителя

57. Счетчики должны поддерживать следующие функции:

проведение самодиагностики;

определение утечек при открытии запорного клапана;

защита от обратного хода потока;

закрытие отсечного клапана при окончании оплаченного объема газа;

закрытие отсечного клапана при несанкционированном доступе (открытие электронного блока, отсека батареи или самого прибора учета газа);

оповещение потребителя об окончании оплаченного объема газа;

оповещение потребителя о разряде батареи ;

закрытие отсечного клапана при минимальном заряде батареи;

закрытие отсечного клапана при коротком замыкании цепей интерфейса;

показывать индикатор заряда батареи;

закрытие отсечного клапана при превышении максимальной пропускной способности;

ведение архива данных;

передача архивных данных, баланса абонента и уровня заряда батареи через систему сбора, обработки и передачи данных (концентратор) с заданным периодом или по запросу системы;

синхронизация времени.

Архив данных должен содержать:

аварийные сигналы (короткое замыкание, забивание клапана, обратный ход потока, вид несанкционированного доступа, общее количество и время отключений);

параметров состояния счетчика (до 90 записей о произведенных операциях, программировании изменении настроечных параметров, появлении нештатных ситуаций):

данные почасовому расходу газа глубиной не менее 90 суток;

данные по суточному расходу газа глубиной на менее 180 дней;

данные по месячному расходу газа глубиной на менее 1 года.

Счетчики должны обеспечивать передачу данных по регламентированному опросу (автоматический режим) и по запросу системы (автоматизированный режим) с указанием конкретного вида данных.

При несанкционированном доступе или ошибках в счетчике инициация передачи данных происходит от счетчика.

58. Детали корпуса счетчика, соприкасающиеся с рабочей средой, должны быть из антикоррозионного материала, либо иметь специальное антикоррозионное покрытие.

59. На корпусе счетчика должен быть нанесен указатель направления потока газа.

60. Конструкция счетчиков должна обеспечивать возможность их пломбирования, исключающего доступ к измерительному электронному и отсчетному устройству без повреждения пломб.

61. Присоединительные патрубки счетчиков к трубопроводу должны быть муфтовыми или флянцевыми.

62. Счетчик должен быть оснащен встроенным термокорректором и датчиком давления для приведения рабочего объема газа к стандартным условиям по температуре в соответствии с ГОСТ 2939-63.

63. Все счетчики должны соответствовать нормативно-правовым документам действующий в Республики Узбекистан и международным стандартам.

64. Измеряемая среда природных и других неагрессивных, сухих и чистых газов. Параметры измеряемой среды:

температура от минус 40 °С до плюс 55 °С;

относительной влажности от 30 % до 80 %;

допускается кратковременная эксплуатация счетчиков при температуре измеряемой среды от минус 30 °С до плюс 65 °С;

температуре окружающего воздуха от минус 40оС до плюс 75оС;

относительной влажности от 30 % до 80 %;

атмосферном давлении от 84 kPa до 106,7 kPa.

Допускается кратковременная эксплуатация счетчиков при температуре окружающего воздуха от минус 40 °С до плюс 80°С и относительной влажности до 95%.

65. Степень защиты счетчика от внешних воздействий должно быть
не менее IP53 по ГОСТ 14254.

66. Счетчики, относящиеся к взрывозащищенному оборудованию должны иметь уровень и вид взрывозащитные 2ExdIIТ3 в соответствии с ГОСТ 30852.0.

67. Счетчики должны сохранять работоспособность при воздействии на их корпус электростатических разрядов со степенью жесткости не более
1 группы по ГОСТ 30804.4.2.

68. Счетчики должны сохранять работоспособность при воздействии на них электромагнитного поля со степенью жесткости не более 1 группы по O΄z DSt 2821.

69. Требования к надежности:

гарантия на счетчик сроком не менее 5 лет;

срок эксплуатации счетчика не менее 25 лет;

бесперебойное питание, рассчитанное на срок не менее 5 лет;

средняя наработка на отказ должна быть не менее 75000 h.

70. Транспортирование счетчиков в транспортной упаковке изготовителя может быть произведено всеми видами наземного и воздушного транспорта в закрытых транспортных средствах. Значения климатических и механических воздействий при транспортировании должны соответствовать ГОСТ 12997.

71. Хранение счетчиков в упаковке должно осуществляется в закрытых помещениях, обеспечивающих защиту от влияния влаги, солнечной радиации, вредных испарений и плесени. Температурный режим хранения должен соответствовать условиям хранения 2 по ГОСТ 15150.

72. В комплект поставки должно входить:

счетчик газа, оснащенный с блоком передачи данных;

паспорт;

руководство по эксплуатации;

комплект запасных частей для монтажа (штуцера, резиновые прокладки);

коробка упаковочная.

73. Гарантийный срок эксплуатации счетчиков должен быть не менее 5 лет с момента ввода в эксплуатацию.

74. Счетчики должны быть безопасными в эксплуатации, а также при монтаже, ремонте и регламентных работах в соответствии с требованиями ГОСТ 12.2.003, ГОСТ 12.2.007.0.

75. Счетчики должны быть стойкими к воздействию избыточного давления не менее 1,5 максимального избыточного рабочего давления.

76. Счетчики газа должны быть внесены в государственный реестр средств измерений, согласно статьи 16 Закона Республики Узбекистан
«О метрологии».

для юридических лиц:

77. Приборы должны обеспечивать измерения объема газа в рабочих условиях, основываясь на методах прямых или косвенных измерений:

переменного перепада давления;

объемного расхода (объема).

78. Измеренный прибором объем (расход) газа в рабочих условиях должен приводиться (корректироваться) к стандартным условиям в автоматическим режиме. Для приведения объема газа к стандартным условиям прибор должен иметь в своем составе вычислительное устройство и средства измерений температуры и давления газа.

79. Выбор метода измерений и соответственно тип прибора и преобразователь расхода осуществляет Потребитель по согласованию с Поставщиком, в зависимости от технологического процесса использования газа, допустимых погрешностей (неопределенностей) измерений, технических и эксплуатационных характеристик приборов.

80. Приборы должны быть работоспособны при условиях:

рабочее давление измеряемой среды: от 0,005 до 1,600 MPa;

температура измеряемой среды: от минус 15 °С до плюс 45 °С.

температура окружающей среды: от минус 30 °С до плюс 50 °С.

относительная влажность окружающей среды: от 0 % до 98 %;

поток измеряемой среды является однофазным;

поток измеряемой среды является турбулентным (для приборов, основанных на измерениях методом переменного перепада давления);

измеряемый газ должен быть сухим.

81. Приборы должны иметь сертификаты утверждения типа или признания утвержденного типа прибора учета и входящих в состав средств измерений, выданных в установленном порядке.

82. Метрологические характеристики

83. Пределы допускаемой относительной погрешности или расширенной относительной неопределенности измерений объемного расхода и объема газа, приведенного к стандартным условиям, при уровне доверия 95 % не должны превышать значений, указанных в 5.4 O’z DSt 8.031.

84. Формулы для расчета погрешности или неопределенности результатов измерений объемного расхода и объема газа, приведенного к стандартным условиям, должны быть указаны в эксплуатационной документации к конкретным типам прибора.

85. Конструктивные требования

86. В состав приборов, в зависимости от применяемого метода измерений, должны входить в общем случае:

а) при измерении методом переменного перепада давления (ГОСТ 8.586.1):

вычислительное устройство (контроллер расхода) с показывающим устройством (дисплеем);

средство измерения перепада давления;

средство измерения давления;

средство измерения температуры;

коммуникационное устройство;

дополнительные устройства;

б) при измерении объемного расхода (объема) газа:

преобразователь расхода;

механическое отсчетное устройство;

вычислительное устройство с показывающим устройством (дисплеем);

средство измерения давления;

средство измерения температуры;

коммуникационное устройство;

дополнительные устройства.

Примечание - При значении давления в трубопроводе не более 0,005 MPa и наибольшем расходе газа в рабочих условиях в пределах 1,5 – 16,0 m3/h, допускается использование прибора с коррекцией объема газа только по температуре. При этом необходимо применять условно-постоянные значения давления газа.

87. Вычислительное устройство (ВУ):

а) должно иметь:

электронное показывающее устройство (дисплей) для отображения минимального набора информации:

давления газа;

температуры газа;

перепада давления (при использовании метода переменного перепада давления);

расхода газа, при рабочих условиях и (или) приведенного к стандартным условиям, в m3/h;

объема газа, приведенного к стандартным условиям, накопленного нарастающим итогом, в m3;

резервное электропитание, обеспечивающее при нарушении основного электропитания непрерывную работу в течение не менее трех суток.

б) должно обеспечивать:

автоматическое определение, в соответствии с действующими нормативными документами, объемного расхода и (или) объема газа, приведенных к стандартным условиям; формирование и сохранение архивов за установленные отчётные периоды измерений:

минутный - ежеминутные записи (рекомендуемый);

часовой - почасовые записи;

суточный - ежесуточные записи;

возможность периодического введения и регистрации условно-постоянных величин (плотности газа при стандартных условиях, компонентного состава газа;

атмосферного давления, договорных значений контролируемых параметров на случай отказа средства измерений и пр.);

формирование и архивацию в энергонезависимой памяти следующих параметров:

вмешательств с фиксацией времени и даты;

нештатных ситуаций с фиксацией времени и даты;

защиту от несанкционированного вмешательства, которое может повлиять на результаты измерений расхода и количества газа и от вмешательства в процесс формирования и сохранения архивов;

возможность распечатки архивной и итоговой информации на принтере непосредственно или через прием/передачи информации (переносное устройство сбора информации, компьютер и т.п.);

регистрацию аварий и событий и их хранение в соответствующих архивах;

хранение не менее чем за 31 суток следующих данных:

среднечасовые значения температуры, давления газа и перепада давления (при использовании метода переменного перепада давления);

среднечасовые объемы газа при рабочих условиях;

среднечасовые объемы газа, приведенные к стандартным условиям;

среднесуточные значения температуры, давления газа и перепада давления (при использовании метода переменного перепада давления);

среднесуточные объемы газа при рабочих условиях;

среднесуточные объемы газа, приведенные к стандартным условиям.

88. Средства измерения давления и температуры должны быть во взрывозащищённом исполнении с уровнем взрывозащиты по ГОСТ IEC 60079-1, вид взрывозащиты - взрывонепроницаемая оболочка - "d". Степень защиты, обеспечиваемая оболочкой должна быть не ниже IP 54 – по ГОСТ 14254. Степень взрывозащищённости - не хуже 1 Ex dib [ia GA] IIC T4 Gb.

89. Показывающее устройство:

должно обеспечивать индикацию текущего и потребленного объема газа в m3; показания должны быть четкими и недвусмысленными;

значение на индикаторе дисплея должно быть не сбрасываемым и нестираемым (должно отображать последнее сохраненное показание после восстановления по причине сбоя электропитания);

число разрядов отсчетного устройства при индикации объема должно быть не менее 8; цена наименьшего разряда отсчетного устройства должна быть:

в эксплуатационном режиме, m3 - 0,001;

при поверке, m3 - 0,0001.

должно записывать и отображать идентифицированное количество газа, соответствующее не менее 1000 часам работы прибора при наибольшем расходе газа без возврата к исходному показанию.

производить отсчет количества газа отсчетным устройством только при наличии потока газа в направлении, соответствующему указателю направления потока газа. При изменении потока газа в обратную сторону, против указателя направления потока газа, должен выдаваться сигнал.

90. Коммуникационное устройство (КУ):

должно обеспечивать удаленный доступ к архивам и конфигурации (настройкам) прибора, а также дополнительным устройствам, входящим в состав прибора;

должно иметь следующий минимальный набор интерфейсов передачи данных:

порт последовательного интерфейса передачи данных RS-485 (RS-232) для связи с АСКУГ;

порт последовательного интерфейса передачи данных RS-485 (RS-232) для связи с переносным устройством сбора информации, компьютера и т.п.;

должно обеспечивать передачу данных в автоматизированную систему учета и контроля потребления газа по стандартному протоколу Modbus RTU.

91. Дополнительные устройства

92. Прибор, в зависимости от типа и метода измерения и технологического режима использования газа, должен иметь дополнительные устройства, включающие в себя соединительные линии, фильтры, источники электропитания и т.д.

93. Состав дополнительных устройств определяется требованиями к технологическому процессу использования газа, а также нормативными документами на конкретный тип прибора.

94. Электропитание приборов должно осуществляться:

от основной электросети;

от незаменяемых батарей;

от заменяемых батарей.

Все три типа источников питания могут работать вместе или по отдельности.

При использовании электросети должно быть наличие аккумуляторных батарей и (или) источников бесперебойного питания.

Незаменяемая батарея должна обеспечивать работоспособность прибора в течение всего срока его эксплуатации.

Заменяемая батарея должна обеспечивать работоспособность прибора в течение не менее одного межповерочного интервала. Замена батареи не должна приводить к изменению метрологических характеристик прибора.

95. Приборы учёта могут быть выполнены в виде цельного корпуса с ответными фланцами по ГОСТ 12821 или присоединительной резьбой по ГОСТ 6357 в зависимости от условного диаметра газопровода.

96. Корпус прибора учёта и его детали, соприкасающиеся с рабочей средой, должны быть изготовлены из антикоррозионного материала (нержавеющая сталь, алюминий), либо иметь специальное антикоррозионное покрытие по ГОСТ 9.301, ГОСТ 9.402. Детали редуктора (передаточного механизма) должны быть изготовлены из коррозионностойкой стали.

97. Все элементы прибора и его средств измерений должны быть выполнены из материала, способного выдержать физическое, химическое и тепловое воздействие условий окружающей среды в месте их эксплуатации.

98. Корпуса прибора и его средств измерений должны выдерживать максимальное допускаемое давление газа в подводящем трубопроводе.

99. Корпуса прибора и средств измерений должны иметь защиту от внешних воздействий, способных повлиять на его точность измерений.

100. На корпусе прибора и (или) средствах измерений должен быть указатель направления потока газа (например, стрелка или заглавные буквы, или знаки «+», «-», обозначающие вверх или низ по потоку газа).

101. Все места сочленения на приборе должны иметь соответствующие устройства для пломбировки и иметь установленные заводом-изготовителем пломбы.

102. Габаритные и присоединительные размеры, массу устанавливают в стандартах на приборы конкретного типа.

103. Требования к электромагнитной совместимости

104. Приборы должны быть устойчивыми к магнитному полю промышленной чистоты по ГОСТ IEC 61000-4-8.

105. Воздействие электромагнитной помехи на приборы или преобразователи расхода должно быть таким, что:

106. изменение результата измерения не должно превышать критического значения изменения, указанного в пункте 99;

результат измерения не может рассматриваться как достоверный, например, в случае очень быстрого изменения (моргания) показаний, при котором результат измерений невозможно интерпретировать, запомнить или передавать.

107. После воздействия электромагнитной помехи приборы должны:

восстанавливать свою работу с погрешностью, не превышающей максимально допускаемую погрешность;

сохранять все измерительные функции;

обеспечивать восстановление (сохранение) всей измерительной информации, имевшейся непосредственно перед воздействием помехи.

108. Наибольшее допускаемое изменение результата измерений равно наименьшему из двух следующих значений:

величине, соответствующей половине максимально допускаемой погрешности в верхнем участке измеренного объема;

величине, соответствующей максимально допускаемой погрешности, относящейся к величине объема за одну минуту при максимальном расходе.

109. Влияние помех от режимов втекания – вытекания потока

В условиях установки, определенных изготовителем в стандарте на приборы конкретного типа, влияние от помех потока не должно превышать одной трети максимально допускаемой погрешности.

110. Требования к надежности

111. Требования к надежности устанавливаются в стандарте организации на приборы конкретного типа. Показатели надежности – по ГОСТ 27883.

112. Межповерочный интервал приборов устанавливается в соответствии с законодательством и нормативно-правовыми документами Республики Узбекистан.

113. По устойчивости к воздействию температуры и влажности окружающего воздуха, в том числе при транспортировке и хранении, приборы должны соответствовать группе исполнения С4 по ГОСТ 12997 с расширенным температурным диапазоном от минус 30 °С до 50 °С.

114. Cтойкость приборов к воздействию климатических факторов устанавливается по ГОСТ 15150.

115. Степень защиты от внешних твердых предметов, в том числе пыли – по ГОСТ 14254.

116. Индикатор дисплея должен быть защищен экраном, способным выдерживать единичные удары, вызванные неосторожным обращением с прибором.

117. Требования к приборам в транспортной таре, с указанием конкретных механических нагрузок устанавливается по ГОСТ 12997.

118. Маркировка приборов – по ГОСТ 26828 и должна содержать:

наименование предприятия-изготовителя, его товарный знак (при наличии), адрес и телефон;

знак об утверждении типа;

обозначение типа;

серийный номер прибора и год изготовления;

класс точности;

максимальный расход;

минимальный расход;

номинальный расход;

переходный расход;

диапазон температуры и диапазон давления газа, при которых погрешности прибора должны быть в пределах максимально допускаемой погрешности, выраженной как:

tmin - tmax = (… - …) °С; pmin - pmax=(… - …) MPa;

диапазон плотности, в пределах которого погрешности прибора должны быть в пределах максимально допускаемой погрешности, которая может быть указана и выражена как:

ρ = (… - …) kg/m3;

значения импульсов высокочастотных (HF) и низкочастотных (LF) выходов;

букву V или H, если прибор работает только в вертикальном или горизонтальном положении;

указатель направления потока газа;

температуру окружающей среды, если она отличается от температуры газа;

идентификацию встроенного программного обеспечения.

119. Маркировка транспортной тары должна соответствовать ГОСТ 14192 и иметь основные, дополнительные и информационные надписи об упакованном приборе, а также манипуляционные знаки: «Беречь от влаги», «Хрупкое-Осторожно», «Верх».

120. Упаковка - по ГОСТ 12997 и ГОСТ 23170.

121. Условия транспортирования приборов должны соответствовать требованиям ГОСТ 12997, ГОСТ 15150 и правилам и нормам, действующим на каждом виде транспорта, и должны быть установлены в стандартах на конкретные типы приборов.

122. Хранение приборов – по ГОСТ 12997, консервация – по ГОСТ 9.014.

123. Пригодность к эксплуатации

124. Приборы должны быть работоспособными при установке в любом положении, указанном изготовителем в эксплуатационных документах.

125. Приборы должны удовлетворять требованиям в отношении максимально допускаемой погрешности для любого направления потока или только для одного четко указанного.

126. Прибор должен обнаруживать состояние, когда он работает вне рабочих диапазонов, установленных изготовителем для параметров, относящихся к точности измерения. В этом случае прибор должен останавливать интегрирование преобразованной величины и суммировать отдельно преобразованную величину для периода времени, когда он работал вне пределов рабочих диапазонов.

127. Прибор должен иметь возможность отображать все требуемые данные измерений без дополнительного оборудования.

128. Приборы должны сопровождаться технической документацией:

техническое описание, включая технические и метрологические характеристики прибора и входящих в состав средств измерений;

эксплуатационная документация на прибор и входящие в состав средства измерений;

руководство пользователя конфигурационного программного обеспечения;

методика поверки прибора учета и входящих в состав средств измерений, а также (при необходимости) программного обеспечения;

действительными сертификатами поверки (документами их заменяющими).

129. Комплектность, правила приемки и методы контроля

Комплектность, правила приемки и методы контроля (испытаний) должны устанавливаться в стандарте на конкретный тип прибора.

130. Приборы должны соответствовать общим требованиям безопасности при монтаже, эксплуатации и ремонте по ГОСТ 12.2.003, а также дополнительным требованиям, установленным в стандарте на конкретный тип прибора.

131. Приборы должны быть прочными и герметичными при наибольшем избыточном рабочем давлении.

132. Требования к охране окружающей среды – по ГОСТ 17.2.3.02.

133.Изготовитель должен гарантировать соответствие приборов требованиям настоящего стандарта и стандартов на приборы конкретных типов при соблюдении условий эксплуатации, хранения и транспортирования.

134. Изготовитель прибора должен гарантировать срок безотказной эксплуатации прибора учета при непрерывном режиме работы 24 часа в сутки на протяжении не менее двух лет со дня ввода в эксплуатацию.

135. Гарантийный срок хранения - 6 месяцев с момента изготовления прибора.




Tadbir nomiAmalga oshirish mexanizmiAmalga oshirish muddatiIjrochilar
Внесение проекта нормативно-правового акта на правовую экспертизуВнесение проекта нормативно-правового акта в Министерство юстиции16 сентября 2017 годаИнспекция "Узгосэнергонадзор" и Узгоснефтегазинспекция
Согласование проекта нормативно-правового акта с заинтересованными министерствами и ведомствамиНаправление проекта НПА на согласование заинтересованным министерствам и ведомствам11 сентября 2017 годаИнспекция "Узгосэнергонадзор" и Узгоснефтегазинспекция
Доработка проекта нормативно-правового акта с учетом предложений пользователей ЕПИГУОбобщение результатов обсуждения и доработка проекта НПА с учетом предложений пользователей ЕПИГУ10 сентября 2017 годаИнспекция "Узгосэнергонадзор" и Узгоснефтегазинспекция
Проведение обсуждения проекта нормативно-правового акта на Едином портале интерактивных Государственных услугОбсуждение проекта НПА на ЕПИГУ8 сентября 2017 годаИнспекция "Узгосэнергонадзор" и Узгоснефтегазинспекция
Размещение проекта нормативно-правового акта на Едином портале интерактивных Государственных услугРазмещение проекта НПА на ЕПИГУ24 августа 2017 годаИнспекция "Узгосэнергонадзор" и Узгоснефтегазинспекция
Разработка проекта нормативно-правового актаПостановление Государственной инспекции по надзору в электроэнергетике и Узбекской государственной инспекции по контролю за использованием нефтепродуктов и газа при Кабинете Министров Республики Узбекистан23 августа 2017 годаИнспекция "Узгосэнергонадзор" и Узгоснефтегазинспекция