Кодекс газотранспортной системы (с изменениями и дополнениями по состоянию на 24.09.2024 г.)

4. Эксплуатация газотранспортной системы осуществляет исключительно оператор газотранспортной системы.

5. Оператор газотранспортной системы предоставляет доступ к газотранспортной системе в рамках технической и свободной мощности газотранспортной системы.

6. В случае неожиданного роста потребления природного газа потребителями, возникновения перебоев в транспортировке природного газа, аварийной ситуации, угрожающей безопасности функционирования газотранспортной системы, оператор газотранспортной системы обязан принять меры, предусмотренные настоящим Кодексом, Национальным планом действий и правилами о безопасности поставок природного газа, утвержденными центральным органом исполнительной власти, который обеспечивает формирование и реализацию государственной политики в нефтегазовом комплексе (далее - Национальный план действий, правила о безопасности поставок природного газа).

7. Оператор газотранспортной системы осуществляет предоставление услуг транспортировки природного газа с момента получения природного газа в точке входа и до момента передачи природного газа в точке выхода.

8. Взаимодействие оператора газотранспортной системы с оператором другой газотранспортной системы регулируется соглашением о взаимодействии, которое заключается с учетом требований настоящего Кодекса.

9. Заказчик услуг транспортировки пользуется мощностью газотранспортной системы на принципах, определенных Законом Украины «О рынке природного газа», настоящим Кодексом, а также договором транспортировки природного газа.

10. Прямой потребитель обеспечивает:

доступ оператора газотранспортной системы к узлам учета газа, которые находятся в его собственности;

соблюдение ограничений потребления природного газа, которые заключаются в ограничении максимального количества потребления природного газа в час и в сутки по сообщениям оператора газотранспортной системы;

возможность круглосуточной связи оператора газотранспортной системы с прямым потребителем в случае возникновения внезапных событий, влияющих на выполнение транспортных услуг;

немедленное исполнение распоряжения диспетчерских служб оператора газотранспортной системы.

Прямой потребитель, который является владельцем коммерческого узла учета природного газа, обязан:

содержать объекты газовой инфраструктуры в надлежащем техническом состоянии;

выполнять периодические проверки и поверки узла учета в пункте получения природного или передачи природного газа в соответствии с положениями Кодекса и техническими нормами и стандартами;

информировать оператора газотранспортной системы о сроках выполняемых периодических проверок, поверок и предоставления его представителям доступа к коммерческого узла учета при осуществлении этих работ;

обеспечивать доступ представителей (а) оператора газотранспортной системы для проверки надлежащей работы коммерческого узла учета природного газа;

обеспечивать выполнение проверки надлежащей работы системы коммерческого узла учета природного газа по каждому запросу оператора газотранспортной системы, но не чаще одного раза в неделю

предоставлять представителям оператора газотранспортной системы возможность пломбирования коммерческого узла учета газа;

предоставлять оператору газотранспортной системы возможность дистанционного считывания данных измерения при функционировании системы телеметрии и устанавливать системы телеметрии;

предоставлять оператору газотранспортной системы возможность установки собственной системы телеметрии.

Прямой потребитель, который не является владельцем коммерческого узла учета природного газа, обязан содержать объекты газовой инфраструктуры в надлежащем техническом состоянии и имеет право:

быть информированным о сроках периодических проверок и поверок, выполняемых службами оператора газотранспортной системы, и может присутствовать при осуществлении этих работ;

опломбировать средства измерительной техники, вспомогательные устройства и элементы газопроводов в местах, где несанкционированное вмешательство может повлиять на результаты измерений объема газа;

осуществлять дистанционное считывание измерительных данных в случае функционирования системы телеметрии на газораспределительной станции;

устанавливать собственную систему телеметрии в порядке, определенном настоящим Кодексом, при отсутствии телеметрии и предоставлять оператору газотранспортной системы возможность получения данных.

II. Характеристика газотранспортной системы, определение точек входа и точек выхода

1. Характеристика газотранспортной системы

1. В состав газотранспортной системы в пределах балансовой принадлежности оператора газотранспортной системы входят:

газопроводы с отводами и лупингами от места добычи или подземного хранения газа (выход из установки подготовки газа на объектах газодобычи или газохранилище) до места его распределения со снижением давления до 1,2 МПа (выход из газораспределительной станции) с запорной арматурой, переходами через естественные и искусственные препятствия (автомобильные и железные дороги, каналы), узлами запуска и приема очистных средств, узлами сбора и хранения газового конденсата, средствами введения в газопровод метанола, емкостями для хранения и разгазирования конденсата, земляными амбры для аварийного слива конденсата;

компрессорные станции;

газораспределительные станции;

установки подготовки газа;

установки противокоррозионной защиты;

линии и сооружения систем технологической связи и телемеханики;

линия электропередачи и оборудования для электропитания электроустановок магистральных газопроводов, систем телемеханики и установок электрохимической защиты;

газо-измерительные станции (ГИС), газо-измерительные пункты и газо-измерительные блоки на линейной части магистрального газопровода;

между газопроводными пункты редуцирования газа;

противопожарные средства, противоэрозионные и защитные сооружения газопроводов;

здания и сооружения линейной части магистрального газопровода;

опознавательные и сигнальные знаки местонахождения газопроводов, предназначенных для обслуживания технологических объектов газотранспортной системы и находятся на балансе оператора газотранспортной системы;

другие объекты газотранспортной системы.

2. Определение точек входа и точек выхода, виртуальных точек газотранспортной системы

1. В газотранспортной системе выделяются такие точки входа:

1) точки входа с физическим расположением (далее - физические точки входа):

точки входа на межгосударственных соединениях;

точки входа от смежных газодобывающих предприятий (через сети которых может передаваться природный газ другого газодобывающего предприятия или группы газодобывающих предприятий);

точки входа с установок LNG;

точки входа из газохранилищ;

точки входа из газораспределительных систем;

2) виртуальные точки входа с неопределенным физическим расположением (далее - виртуальные точки входа):

точки входа с газораспределительных систем (место поступления газа от газодобывающего предприятия в точке его подключения к газораспределительной системы, по которой, в том числе, может передаваться газ другого газодобывающего предприятия или группы газодобывающих предприятий);

точки входа с газохранилища или группы газохранилищ;

точки входа с таможенного склада газохранилища или группы газохранилищ;

точки входа от смежных газодобывающих предприятий (через сети которых может передаваться природный газ другого газодобывающего предприятия или группы газодобывающих предприятий);

точки входа на межгосударственных соединениях.

2. В газотранспортной системе выделяются такие точки выхода:

1) точки выхода с физическим расположением (далее - физические точки выхода):

точки выхода на межгосударственных соединениях;

точки выхода в прямых потребителей;

точки выхода в газораспределительных систем;

точки выхода в газохранилища;

точка выхода к смежному газодобывающего предприятия;

2) виртуальные точки выхода с неопределенным физическим расположением (далее - виртуальные точки выхода):

точки выхода в газораспределительных систем;

точки выхода в газохранилища или группы газохранилищ;

точки выхода в таможенного склада газохранилища или группы газохранилищ;

точка выхода к смежному газодобывающего предприятия;

точки выхода на межгосударственных соединениях;

точка выхода для операций оператора газотранспортной системы, связанных с закупкой оператором газотранспортной системы природного газа для собственных нужд и производственно-технологических затрат.

3. В газотранспортной системе выделяют виртуальную торговую точку.

4. Для каждой газораспределительной зоны оператор газотранспортной системы создает одну виртуальную точку выхода к газораспределительной системы, охватывающей все точки выхода этой системы, расположенные на территории лицензированной деятельности оператора газораспределительной системы.

5. По каждому смежном газодобывающих предприятий оператор газотранспортной системы создает одну виртуальную точку входа от этого смежного газодобывающего предприятия, объединяющего все его физические точки входа в газотранспортную систему (даже если это единственная физическая точка входа).

В случае если к газораспределительной системы оператора газораспределительной системы подключен промышленный газопровод газодобывающего предприятия (предприятий), оператор газотранспортной системы создает одну виртуальную точку входа с газораспределительной системы (отдельно для каждой газораспределительной зоны), в которую объединяет все физические подключения газодобывающих предприятий, непосредственно подключенных к газораспределительной системы.

6. В целях обеспечения эффективного и максимального использования технической мощности газотранспортной системы, содействие трансграничной торговли природным газом оператор газотранспортной системы по согласованию с Регулятором вправе создать виртуальные точки входа / выхода на межгосударственном соединении, которые должны соответствовать следующим условиям:

1) общая мощность каждой виртуальной точки входа / выхода межгосударственного соединения равна или превышает сумму технических мощностей всех физических точек входа / выхода на межгосударственном соединении, которые она объединяет;

2) создание виртуальной точки входа / выхода на межгосударственном соединении не противоречит соглашениям с оператором газотранспортной системы соседней страны;

3) виртуальная точка на межгосударственном соединении может сочетать физические точки на межгосударственном соединении исключительно с одной соседней страной.

7. Оператор газотранспортной системы размещает на своем сайте перечень всех точек входа и выхода газотранспортной системы.

III. Нормы качества, физико-химические показатели и другие характеристики природного газа, правила учета и документальное оформление приема-передачи природного газа

1. Нормы качества, физико-химические показатели и другие характеристики природного газа, допускается к транспортировке в газотранспортной системе

1. Ответственным за качество газа являются:

1) в точках входа (кроме точек входа на межгосударственном соединении) - операторы смежных систем, смежные газодобывающие предприятия, подают природный газ в газотранспортную систему в точке входа. В точках входа на межгосударственном соединении ответственным является заказчик услуг транспортировки;

2) в точках выхода - оператор газотранспортной системы.

2. Определение физико-химических показателей и других характеристик (далее - ФХП) природного газа проводится в точках входа и точках выхода.

3. Определение ФХП природного газа в точках выхода газотранспортной системы проводится оператором газотранспортной системы на условиях, определенных этим Кодексом и согласованных с операторами смежных систем или прямыми потребителями, с использованием автоматических поточных приборов (автоматических хроматографов и влагомеров) и / или измерительных химико-аналитических лабораторий.

4. Точки определения ФХП природного газа могут находиться как на коммерческих узлах учета газа (ВОГ) и пунктах измерения расхода газа (ПИРГ), так и на других точках магистральных газопроводов, от которых подается газ через вышеупомянутые коммерческие ВОГ и ПИРГ. Оператор газотранспортной системы должен определять точки определения ФХП (места отбора проб) таким образом, чтобы гарантировать, что значение теплоты сгорания отобранной пробы не отличалось более чем на +/- 5% в ту же сутки от теплоты сгорания природного газа по любому физическому выхода коммерческого учета газа, на который эти значения ФХП распространяются.

В случае если к точке входа / выхода в / из газотранспортной системы природный газ поступает одновременно от разных источников, определение ФХП природного газа, транспортируемого к точке входа / выхода ГТС, проводится после точки смешивания.

5. Определение ФХП природного газа в точках входа газотранспортной системы проводится на коммерческих ВОГ (ПИРГ) операторов смежных систем (в том числе смежных газодобывающих предприятий) или других субъектов, непосредственно подключенных к газотранспортной системе с использованием автоматических поточных приборов (автоматических хроматографов и влагомеров ) и / или измерительных химико-аналитических лабораторий.

6. Точки определения ФХП (места отбора проб) природного газа и периодичность проведения измерений при использовании для определения ФХП измерительных химико-аналитических лабораторий согласуются оператором газотранспортной системы с операторами смежных систем, смежными газодобывающими предприятиями или другими субъектами, непосредственно подключенными к газотранспортной системе, отдельным протоколом.

Оператор ГТС должен разработать, утвердить и разместить на официальном сайте соответствующие маршруты определения физико-химических показателей газа, в которых описано и схематично изображено маршрут перемещения газа от точки / точек определения ФХП газа в точек входа или точек выхода в / из газотранспортной системы с отображением мест отбора проб ФХП природного газа и / или установка автоматических поточных приборов определения ФХП газа.

Маршрут может быть разработан как для одной точки выхода ГТС, так и для группы точек выхода ГТС с одинаковыми ФХП газа.

В случае транспортировки газа до точки выхода разными маршрутами составляются и утверждаются все возможные маршруты.

7. Точки входа и точки выхода в / из газотранспортной системы, через которые передается природный газ с максимальным расходом при стандартных условиях, что превышает 30000 м - 3/ ч, должны быть оборудованы приборами, которые на непрерывной основе обеспечивают контроль компонентного состава, теплоты сгорания и температуры точки росы по влажной природного газа (в том числе автоматическими хроматографами и влагомерами), с возможностью дистанционного их контроля и передачи данных подразделениям оператора газотранспортной системы. Для новых точек входа / выхода в / из газотранспортной системы, через которые подается природный газ, норма по оборудованию приборами, на непрерывной основе обеспечивают контроль ФХП природного газа, является обязательным независимо от величины объема передачи природного газа.

8. В случае выхода из строя автоматических поточных приборов по согласованию с оператором газотранспортной системы допускается на период устранения неисправности использования для определения теплоты сгорания, компонентного состава газа и температуры точки росы по влажной химико-аналитических лабораторий.

9. Периодичность определения компонентного состава, теплоты сгорания и температуры точки росы по влажной при использовании измерительных химико-аналитических лабораторий должна быть не реже, чем один раз в неделю.

10. К определению ФХП допускаются измерительные химико-аналитические лаборатории, в установленном законодательством порядке получили право на выполнение таких работ.

11. Для точек входа и точек выхода определяются следующие значения ФХП:

компонентный состав;

ниже и выше теплота сгорания;

плотность газа;

содержание сероводорода и меркаптановой серы;

содержание механических примесей;

число Воббе;

температура точки росы по влажной;

температура точки росы по углеводородами.

12. Определение ФХП природного газа и отбор проб газа проводится согласно требованиям действующих нормативно-технических документов. При этом уполномоченные представители оператора смежных систем имеют право присутствовать при отборе проб газа и / или при проведении его анализа по определению ФХП.

13. Природный газ, подаваемый в газотранспортную систему, должен отвечать следующим требованиям:

Определенные в настоящем пункте требования к природному газу применяются в части, не противоречащей требованиям, определенным в техническом регламенте природного газа.

14. ФХП в пограничных точках входа и выхода должны соответствовать требованиям внешнеэкономических договоров, соглашениям о взаимодействии и требованиям пункта 13 настоящей главы.

15. Оператор газотранспортной системы имеет право не принимать в точках входа в газотранспортную систему природный газ в случаях несоответствия ФХП газа параметрам, за несоблюдение которых типовым договором транспортировки природного газа, утвержденного Регулятором, предусмотрена уплата дополнительных плат.

16. Если природный газ, не соответствует требованиям пункта 13 настоящей главы, был загружен в газотранспортную систему по причинам, независящим от оператора газотранспортной системы, оператор газотранспортной системы получает от субъекта, который подал в газотранспортную систему некачественный газ, дополнительную оплату, определенную в договоре транспортировки.

17. ФХП транспортируемого природного газа в точках выхода должны соответствовать требованиям пункта 13 настоящей главы, за исключением требований по содержанию меркаптановой серы.

18. Если природный газ, который был передан в физических точках выхода из газотранспортной системы, не соответствует требованиям, установленным пунктом 17 настоящей главы, оператор газотранспортной системы платит оператору газораспределительной системы, оператору газохранилищ, смежным газодобывающим предприятиям, прямому потребителю дополнительную оплату, определенную в договоре транспортировки.

19. Значение ФХП природного газа, транспортируемого определяется:

для точек, в которых были установлены поточные средства измерений, для каждого часа;

для точек, не были оборудованы средствами измерения состава природного газа (не установлены хроматографы, влажности), на основании последнего измерения, проведенного измерительной химико-аналитической лабораторией.

20. Месячные паспорта-сертификаты ФХП газа подлежат обнародованию на сайте оператора газотранспортной системы.

21. Оператор газотранспортной системы предоставляет операторам смежных систем или иным, непосредственно подключенным к газотранспортной системе, оперативные данные ФХП природного газа по всем согласованным точками его определения, который должен содержать следующие численные значения:

плотность газа;

содержание азота

содержание углекислого газа;

температура точки росы по влажной;

температура точки росы по углеводородами;

число Воббе;

средневзвешенная выше теплота сгорания за прошедшие сутки.

22. Газ, подаваемый потребителям, должен быть одоризованный соответствии с требованиями действующих нормативно-технических документов. В отдельных случаях, определяемых соглашениями с операторами смежных систем или другими субъектами, непосредственно подключены к газотранспортной системе, допускается подача не одоризованного природного газа.

23. Оператор газотранспортной системы является ответственным за обеспечение оптимального режима одоризации газа.

2. Порядок учета природного газа

1. Прием-передача природного газа в физических точках входа и точках выхода осуществляется при наличии коммерческого ВОГ (ПИРГ).

2. Коммерческий учет природного газа проводится на коммерческом ВОГ (ПИРГ) передающей стороны природный газ. Если в стороны, передает газ, отсутствует коммерческий ВОГ (ПИРГ), коммерческий учет природного газа проводится на коммерческом ВОГ (ПИРГ) принимающей стороны газ.

3. Коммерческий ВОГ (ПИРГ) в точке входа в газотранспортную систему должен быть расположен в точке присоединения, которая должна совпадать с границей балансовой принадлежности между операторами смежных систем или другими субъектами, непосредственно подключенными к газотранспортной системе. В случае, если коммерческий ВОГ (ПИРГ) в точке входа в газотранспортную систему не расположен в точке присоединения, которая должна совпадать с границей балансовой принадлежности между операторами смежных систем или другими субъектами, непосредственно подключенными к газотранспортной системе, владелец коммерческого ВОГ (ПИРГ) передает оператору газотранспортной системы на обслуживание на основании договора соответствующую инфраструктуру от коммерческого ВОГ (ПИРГ) до границы балансовой принадлежности, предусматривающий покрытие соответствующих расходов оператора газотранспортной системы.

4. На газораспределительной станции коммерческие ВОГ (ПИРГ) могут быть установлены на газопроводе высокого давления к узла редуцирования, а на газопроводе низкого давления после узла редуцирования.

5. Если коммерческие ВОГ (ПИРГ), в том числе пограничные ГИС (ПИРГ) как в точке входа, так и точке выхода расположены в (после) границы балансовой принадлежности, объем переданного газа уменьшается (увеличивается) на расчетную величину производственно-технологических затрат на участке между этим коммерческим ВОГ (ПИРГ) и границей балансовой принадлежности смежных субъектов хозяйствования.

6. Если после коммерческого ВОГ (ПИРГ) на газораспределительной станции осуществляется отбор газа на газо-потребляющее оборудование оператора газотранспортной системы (котлы отопления или подогреватели газа), это оборудование должно быть обеспечено отдельным узлом учета газа в соответствии с требованиями действующего законодательства.

7. Объемы других производственно-технологических затрат природного газа после коммерческого узла учета газа на газораспределительных станциях, в том числе на газо-регулирующие оборудовании, меры устройствах, сбросных клапанах, продувочных свечах и т.д., определяются по результатам инструментального определения объемов производственно-технологических затрат, осуществляется по графику или расчетом согласованными сторонами, в порядке, определенном в Технической соглашении.

8. Требования к составным частям узла учета природного газа, правил эксплуатации приборов учета, порядка измерения его объемов и определения качества определяются техническими регламентами и нормами, правилами и стандартами, которые устанавливаются и утверждаются центральным органом исполнительной власти, который обеспечивает формирование и реализацию государственной политики в нефтегазовом комплексе.

9. Особенности учета природного газа в точках входа и точках выхода между оператором газотранспортной системы и операторами смежных систем или другими субъектами, непосредственно подключенными к газотранспортной системе, регулируются Кодексом и техническим соглашением, заключаемым между указанными субъектами (далее - техническое соглашение), которая не может противоречить требованиям Кодекса.

10. Для точек входа и точек выхода определяются значения объема газа в единицах объема (г. - 3) и энергетических единицах (МВт · ч):

объем природного газа в час;

объем природного газа в сутки;

объем природного газа за месяц;

ФХП газа;

давление газа.

11. Объем энергии природного газа рассчитывается путем умножения измеренного объема газа, приведенного к стандартным условиям, на значение средневзвешенной высшей теплоты сгорания газа за этот период:

При использовании потокового хроматографа выше теплота сгорания в час является средним арифметическим от проведенных измерений в час.

Измерения теплоты сгорания производится в соответствии с требованиями главы 1 раздела III.

Объем энергии природного газа, проходящего через коммерческий ВОГ, который расположен на маршруте, который оборудован потоковыми ЗСТ определения ФХП газа, может определяться:

в автоматическом режиме с использованием корректоров или вычислителей объема газа с функцией расчета энергии природного газа, которые получают данные непосредственно с потоковых ЗСТ определения ФХП газа;

в полуавтоматическом режиме с использованием специализированных программ на основе средних значений теплоты сгорания за час с потоковых ЗСТ определения ФХП газа и объема газа в час с корректоров / вычислителей объема газа.

Объем энергии природного газа, проходящего через коммерческий ВОГ, который расположен на маршруте, где определение ФХП газа проводится с использованием измерительных химико-аналитических лабораторий, может определяться:

в полуавтоматическом режиме с использованием корректоров или вычислителей объема газа с функцией расчета энергии природного газа на основе значения высшей теплоты сгорания, вводится в вычислителя / корректора с использованием специализированных программ как условно-постоянный параметр, и объема газа за период расчета;

в полуавтоматическом режиме с использованием специализированных программ на основе значения высшей теплоты сгорания, равной последнем определенном значению высшей теплоты сгорания и объема газа в час с корректоров / вычислителей объема газа (при этом, вышеупомянутое значение высшей теплоты сгорания используется для расчета, начиная с часа, следующего за часом, во время которой к вычислителя / корректора с использованием специализированных программ внесены, как условно-постоянные, параметры значение плотности газа, содержания азота и диоксида углерода).

12. Объем природного газа в сутки, как в единицах объема, так и единицах энергии, определяется как сумма почасовых объемов природного газа.

13. Объем природного газа за месяц, как в единицах объема, так и единицах энергии, определяется как сумма суточных объемов природного газа.

14. Высшая теплота сгорания в сутки является средневзвешенным значением высшей теплоты сгорания за каждый час суток рассчитывается по формуле:

Высшая теплота сгорания за месяц является средневзвешенным значением высшей теплоты сгорания за каждые сутки и рассчитывается по формуле:

15. Требования к техническим решениям, которые применяются при строительстве, реконструкции или капитальном ремонте коммерческих ВОГ (ПИРГ), определяются:

для коммерческих ВОГ (ПИРГ), находящихся в собственности оператора газотранспортной системы - оператором газотранспортной системы;

для коммерческих ВОГ (ПИРГ), находящихся не в собственности оператора газотранспортной системы - техническими условиями, которые выдаются оператором газотранспортной системы.

16. Ввод в эксплуатацию собственником нового или реконструированного коммерческого ВОГ (ПИРГ) проводится не ранее чем через 10 рабочих дней с даты представителей оператора смежных систем или других субъектов, непосредственно подключенных к газотранспортной системе о проведении проверки готовности ввода коммерческого ВОГ (ПИРГ) в эксплуатации с оформлением двустороннего акта. Сообщение должно содержать дату, время и место проведения проверки готовности ввода коммерческого ВОГ (ПИРГ). Ввод в эксплуатацию коммерческого ВОГ (ПИРГ) проводится в присутствии инженерно-технического персонала владельца коммерческого ВОГ (ПИРГ) в дату, указанную в сообщении.

17. Если на дату, указанную в письменном сообщении, представитель оператора смежных систем или других субъектов, непосредственно подключенных к газотранспортной системе, не явился для ввода коммерческого ВОГ (ПИРГ) в эксплуатацию, то владелец коммерческого ВОГ (ПИРГ) имеет право составить акт ввода в эксплуатацию коммерческого ВОГ (ПИРГ) в одностороннем порядке с отметкой в акте, представитель оператора смежных систем или других субъектов, непосредственно подключенных к газотранспортной системе, для участия в введении коммерческого ВОГ (ПИРГ) эксплуатацию не появился. Копию одностороннего акта оператор газотранспортной системы направляет регулятор.

18. В случае соответствия коммерческого ВОГ (ПИРГ) требованиям технических регламентов и норм, правил и стандартов, что подтверждается уполномоченными на это организациями, оператор смежной системы или других субъектов, непосредственно подключенных к газотранспортной системе, не может отказать владельцу коммерческого ВОГ (ПИРГ ) в подписании акта ввода ВОГ (ПИРГ) в коммерческую эксплуатацию.

19. Владелец коммерческого ВОГ (ПИРГ) обеспечивает его бесперебойное и надежное функционирование и осуществляет неотложные меры по восстановлению работоспособности ВОГ (ПИРГ) с последующим информированием оператора смежной системы каналами диспетчерской связи. Капитальный, текущий ремонт, техническое обслуживание ВОГ (ПИРГ), что требует вмешательства в работу измерительных систем, осуществляется его владельцем за письменным уведомлением оператора смежной системы без предварительного согласования с ним технических решений путем составления двустороннего протокола (акта) о проведении таких работ.

20. Субъект рынка природного газа, на балансе которого находятся коммерческие или дублирующие ВОГ (ПИРГ), обеспечивает их надлежащее техническое состояние, своевременное внесение информации о ФХП природного газа в вычислители / корректоре.

21. На коммерческом ВОГ (ПИРГ) измерения объема газа проводятся с использованием электронных вычислителей / корректоров объема газа. Программное обеспечение вычислителей / корректоров и результаты измерения объема газа должны быть защищены от несанкционированного вмешательства.

22. Порядок проведения совместных проверок коммерческих ВОГ (ПИРГ), порядок взаимодействия сторон при возникновении внештатных ситуаций, порядок разрешения споров по вопросам определения количества транспортируемого природного газа и его ФХП определяются согласно требованиям этого раздела и правил о безопасности поставок природного газа.

23. Для повышения надежности измерений объема природного газа через коммерческие ВОГ (ПИРГ) оператор смежных систем или другие субъекты, непосредственно подключены к газотранспортной системе, имеют право устанавливать на коммерческом ВОГ (ПИРГ) дублирующие автоматические вычислители / корректоры и / или построить дублирующий ВОГ (ПИРГ) за пределами балансовой принадлежности владельца коммерческого ВОГ (ПИРГ).

24. Установление дублирующих вычислителей / корректоров или узлов учета газа осуществляется в соответствии с согласованными владельцем коммерческого ВОГ (ПИРГ) технического задания и рабочего проекта. В проекте дублирующего ВОГ (ПИРГ) отражаются потоки газа, границы балансовой принадлежности, расположение средств измерительной техники, газо-потребляющего или газо-регулирующего оборудования, их последовательность, коммутационные соединения и тому подобное. Установления дублирующих вычислителей / корректоров или узлов учета газа не должно влиять на работу коммерческого ВОГ.

25. Введение дублирующих вычислителей / корректоров или дублирующих ВОГ (ПИРГ) в эксплуатацию оформляется двусторонним актом. В случае установления дублирующих вычислителей / корректоров или ВОГ (ПИРГ) стороны имеют равные права на получение исходной информации и доступ к дублирующих измерительных комплексов.

3. Порядок проверок, поверок, экспертиз узлов учета газа

1. Субъект, который принимает природный газ в точке выхода или входа, имеет право контролировать правильность эксплуатации коммерческого ВОГ (ПИРГ), осуществлять его контрольный осмотр и / или техническую проверку (калибровки) согласно годовым графикам, согласованным субъектом, передает природный газ.

2. В случае необходимости внеочередного контрольного осмотра и / или технической проверки, поверки (калибровки) коммерческого ВОГ (ПИРГ) субъект, принимающий / передает природный газ, письменно доводит это до сведения владельца коммерческого ВОГ (ПИРГ). Проверка проводится в присутствии инженерно-технического персонала владельца ВОГ (ПИРГ) не позднее чем в 5-дневный срок со дня поступления письменного уведомления.

3. Оператор газотранспортной системы и субъект, принимающий / передает природный газ, имеют право осуществлять периодические и внеочередные проверки коммерческого ВОГ (ПИРГ) в присутствии инженерно-технического персонала владельца коммерческого ВОГ (ПИРГ) в рабочее время.

4. В случае выявления недостатков, влияющих на правильность определения количества и качества газа, оператор газотранспортной системы / субъект, принимающий / передает природный газ, делают записи в журнале и совместно с владельцем коммерческого ВОГ (ПИРГ) составляют двусторонний акт.

5. Если в согласованные сроки, определенные годовым графикам контрольных осмотров и / или технических проверок, поверок (калибровки), представитель (и) оператора смежной системы или других субъектов, непосредственно подключенных к газотранспортной системе, не явился (лись) на коммерческий ВОГ (ПИРГ) для участия в проведении проверки коммерческого узла учета газа или поверки (калибровки) средств измерительной техники (далее - СИТ), то владелец коммерческого ВОГ (ПИРГ) может самостоятельно распломбировать систему учета, обеспечить проведение проверки, поверки (калибровки) и составить протокол проверки, поверки (калибровки), в котором указать, что представитель оператора смежной системы для проведения проверки, поверки (калибровки) не явился.

6. В случае нештатной ситуации (выход из строя измерительного преобразователя, вычислителя, системы питания и искрозащиты) владелец коммерческого ВОГ (ПИРГ) должен немедленно принять меры по обеспечению нормальной работы коммерческого ВОГ (ПИРГ), о чем сообщает оператора смежной системы или других субъектов» объектов, непосредственно подключенных к газотранспортной системе диспетчерскими каналам связи, и может в одностороннем порядке проводить восстановительные работы (калибровка, настройка, обслуживание ЗСТ и приборов) с предыдущие распломбированием системы учета.