DECIZIE Nr.
1304 din 30 noiembrie 2006
privind aprobarea
Regulamentului de masurare a cantitatilor de gaze naturale tranzactionate pe
piata angro
ACT EMIS DE:
AUTORITATEA NATIONALA DE REGLEMENTARE IN DOMENIUL GAZELOR
ACT PUBLICAT IN:
MONITORUL OFICIAL NR. 1014 din 20 decembrie 2006
Având în vedere dispoziţiile art. 8 lit. n) din Legea
gazelor nr. 351/2004, cu modificările şi completările ulterioare, în temeiul
prevederilor art. 10 alin. (4) şi (5) din Legea nr. 351/2004, cu modificările
şi completările ulterioare,
preşedintele Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Gazelor Naturale emite
prezenta decizie.
Art. 1. - Se aprobă Regulamentul de măsurare a
cantităţilor de gaze naturale tranzacţionate pe piaţa angro, prevăzut în anexa
care face parte integrantă din prezenta decizie.
Art. 2. - Compartimentele de
resort din cadrul Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Gazelor
Naturale, producătorii de gaze naturale, operatorul de transport, operatorii
conductelor de alimentare din amonte şi operatorii licenţiaţi pentru
distribuţia şi furnizarea gazelor naturale vor duce la
îndeplinire prevederile prezentei decizii.
Art. 3. - Prezenta decizie se publică în Monitorul
Oficial al României, Partea I.
Art. 4. - La data intrării în vigoare a prezentei
decizii se abrogă Decizia preşedintelui Autorităţii Naţionale de Reglementare
în Domeniul Gazelor Naturale nr. 664/2005 pentru aprobarea Regulamentului de
măsurare a cantităţilor de gaze naturale tranzacţionate pe piaţa angro,
publicată în Monitorul Oficial al României, Partea I,
nr. 868 din 27 septembrie 2005, cu modificările
ulterioare.
Preşedintele Autorităţii Naţionale de Reglementare în
Domeniul Gazelor Naturale,
Ştefan Cosmeanu
ANEXĂ*)
REGULAMENT
de măsurare a cantităţilor de gaze naturale
tranzacţionate pe piaţa angro
1. Scop. Domeniu de aplicare. Terminologie
1.1. Prezentul
regulament stabileşte condiţiile de măsurare şi de conversie în energie a
cantităţilor de gaze naturale tranzacţionate pe piaţa angro, între agenţii
economici din sectorul gazelor naturale în baza următoarelor contracte:
- Contract cadru de
înmagazinare subterană a gazelor naturale
- Contract cadru de transport al gazelor naturale
- Contract cadru de
distribuţie a gazelor naturale
1.2. Gazele naturale tranzacţionate între
producători / furnizori, transportator, distribuitori şi consumatori eligibili
se măsoară în punctele de predare -preluare comercială a gazelor naturale.
1.3. Prevederile prezentului regulament sunt
obligatorii pentru toţi participanţii la piaţa angro a gazelor naturale, agenţi
economici licenţiaţi şi consumatori eligibili acreditaţi de ANRGN
1.4. Regulamentul se aplică măsurării gazelor naturale în punctele de predare-preluare
comercială, după cum urmează:
- la intrarea în SNT din cîmpurile de producţie şi din
depozitele de înmagazinare subterană.
- la ieşirea din SNT respectiv la intrarea directă în
sistemele de distribuţie, în depozitele de înmagazinare subterană sau direct la
consumatorii eligibili racordaţi la SNT.
- la ieşirea din conductele colectoare ale
producătorilor respectiv la intrarea în sistemele de distribuţie sau la
consumatorii eligibili racordaţi direct la acestea.
- la ieşirea din sistemele de distribuţie, respectiv
intrarea la consumatorii eligibili sau la alte sisteme de distribuţie.
*) Anexa este reprodusă în facsimil.
Terminologie
1. clasă de
exactitate
- clasă de mijloace de măsurare care satisfac anumite condiţii metrologice,
destinate să menţină erorile în limitele specificate
2 condiţii de
baza
- condiţii specificate la care este transformată
cantitatea de gaz măsurat (în prezent: T = 288,15 K ; p = 1,01325 bar, iar după
data aderării României la Uniunea Europeană: T=273,15 K; p=1.01325 bar)
3. condiţii de
referinţă
- condiţii de utilizare prescrise pentru încercarea funcţionării unui mijloc de
măsurare sau pentru intercompararea rezultatelor măsurării
4. consumator captiv
- consumatorul care, din considerente de reglementare,
nu poate alege furnizorul
5. consumator casnic
- consumator care achiziţionează gaze naturale pentru consumul casnic propriu
6. consumator noncasnic
- consumator care achiziţionează gaze naturale ce nu sunt destinate consumului casnic propriu
7. contor de gaze naturale
- aparat de măsurat care are
funcţia de a măsura, memora
şi afişa cantitatea de gaz care a trecut prin el
8. contor de gaz cu
membrană
- contor de debit în care volumul de gaz se măsoară prin umplerea şi golirea succesivă a camerelor sale cu pereţi deformabili
9. contor de gaze cu pistoane rotative
- contor de gaz în care se formează un compartiment rigid între pereţii unei camere staţionare şi un element (sau
elemente) în mişcare. Fiecare ciclu de rotaţie al elementului (elementelor)
deplasează un volum cunoscut de gaz care este înregistrat cumulativ şi indicat
de un dispozitiv indicator
10. contor de gaze cu
turbină
- contor de gaz în
care forţele dinamice ale
unui gaz aflat în mişcare produc rotaţia unei turbine cu o viteză proporţională
cu volumul de gaz care trece prin turbină. Numărul de rotaţii al turbinei este
semnalul de măsurare pentru volumul de gaz care a trecut prin contor
11. contor de gaze cu ultrasunete
- contor de gaz care măsoară timpul de propagare a ultrasunetelor prin
gazul aflat în curgere, între una sau mai multe
perechi de transductoare ultrasonice. Timpul de propagare este semnalul de
măsurare pentru indicarea volumului de gaz care a trecut prin contor
12. convertor de volum
- dispozitiv electronic conectat la un contor de gaz care transformă automat volumul de gaz măsurat în
condiţii de lucru în volum de gaz în condiţii de bază
13. domeniu de debit
- gamă de debite de gaz limitate de debitul maxim şi cel minim pentru care
eroarea de justeţe a contorului este cuprinsă între limite specificate (se mai poate folosi termenul de
rangeabilitate)
14. gaze naturale
- gazele libere din zăcămintele de gaz metan, gazele dizolvate în ţiţei, cele din
capul de gaze asociat zăcămintelor de ţiţei, precum şi gazele rezultate din
extracţia sau separarea hidrocarburilor lichide.
15. incertitudine de
măsurare
- Estimare a rezultatului unei măsurări care caracterizează domeniul valorilor în
care se presupune că se găseşte valoarea reală a acestui rezultat
16. indice Wobbe
- putere calorifică superioară volumică în condiţii de referinţă specificate,
împărţită la rădăcina pătrată din densitatea relativă în aceleaşi condiţii de
referinţă specificate la măsurare
17. mijloc de
măsurare
- reprezintă toate măsurile, aparatele, dispozitivele, instalaţiile, precum şi
mostrele de materiale şi substanţe care materializează şi conservă unităţi de
măsură şi furnizează informaţii de măsurare.
18. operator de sistem
- persoana juridică, autorizată şi/sau licenţiată să opereze infrastructura
sistemului de transport, de distribuţie, de dispecerizare, de înmagazinare/stocare, de alimentare şi de
producţie a gazelor naturale, în scopul menţinerii siguranţei parametrilor funcţionali ai sistemului.
19. piaţa
angro
- totalitatea tranzacţiilor libere având ca obiect cantităţile de gaze vândute/cumpărate, în baza contractelor
de achiziţie/contractelor de vânzare/cumpărare a gazelor naturale, încheiate între titularii
licenţei de furnizare a gazelor naturale sau între aceştia şi consumatorii
eligibili;
20. punct de predare/preluare comercială a gazelor naturale
- ansamblul instalaţiilor care asigură măsurarea
gazelor naturale, din punctul în care gazele naturale trec din proprietatea/custodia furnizorului/transportatorului în cea a operatorului de
distribuţie/înmagazinare sau a consumatorului.
21. punctul de rouă al
apei
- temperatura peste care condensarea vaporilor de apă nu se produce la presiune specificată. Pentru
orice presiune mai mică decât presiunea specificată nu există condensare la
această temperatură.
22. punctul de rouă al
hidrocarburilor
- temperatura deasupra
căreia nu se mai produce
condensarea hidrocarburilor la o presiune specificată
23. putere calorifică
inferioară
- cantitatea de căldură care
se eliberează prin
arderea completă în aer a unei cantităţi specificate de gaz, încât presiunea la care reacţia are
loc rămâne constantă şi toţi produşii de ardere să fie aduşi la aceeaşi
temperatură specificată ca şi reactanţii, toţi aceşti produşi fiind în stare gazoasă. Temperatura şi presiunea
menţionate mai sus trebuie specificate.
24. putere calorifică superioară
- cantitatea de căldură care se eliberează prin arderea completă în aer a
unei cantităţi specificate de
gaz, încât presiunea la care reacţia are loc rămâne constantă şi toţi produşii
de ardere să fie aduşi la aceeaşi temperatură specificată ca şi reactanţi, toţi
aceşti produşi fiind în stare gazoasă cu excepţia apei formată prin combustie,
care este condensată la starea lichidă la temperatura menţionată mai sus.
Temperatura şi presiunea menţionate mai sus trebuie specificate.
25. sectorul gazelor naturale
- ansamblul agenţilor economici, activităţilor şi instalaţiilor aferente
privind producţia, transportul, tranzitul, înmagazinarea, dispecerizarea, distribuţia, furnizarea şi utilizarea
gazelor naturale.
26. sisteme de
măsurare
- ansamblul complet
de mijloace de măsurare şi alte echipamente,
reunite pentru efectuarea unor măsurări
27. staţie de
măsurare
- ansamblul instalaţiilor de măsurare a debitului, filtrare si odorizare,
conectate printr-un racord la conductele colectoare, de transport sau
distribuţie şi care alimentează un sistem de distribuţie, un grup de
consumatori sau un consumator.
28. staţie de reglare- măsurare-predare
- ansamblul instalaţiilor de reducere şi reglare a presiunii, măsurare a
debitului, filtrare şi
odorizare, prin care gazul din conductele de transport intră în sistemul de
alimentare a unor consumatori.
29. traductor de măsurare
- dispozitiv care face ca unei mărimi de intrare să îi corespundă, conform unei
legi determinate, o mărime de ieşire
2. Documente de referinţă
2.1 Lista standardelor neobligatorii
SR EN ISO 5167-1: 2004
- Măsurarea debitului fluidelor cu dispozitive de
măsurare a presiunii diferenţiale introduse în conducte cu secţiune circulară sub sarcină. Partea 1:
Principii şi condiţii generale;
SR EN ISO 5167-2: 2004
- Măsurarea debitului fluidelor cu dispozitive de
măsurare a presiunii
diferenţiale introduse în conducte cu secţiune circulară sub sarcină. Partea 2: Diafragme;
SR EN ISO 5167-3: 2004
- Măsurarea debitului fluidelor cu dispozitive de
măsurare a presiunii diferenţiale
introduse în conducte cu secţiune circulară sub sarcină. Partea 3: Ajutaje şi ajutaje Venturi;
SR EN ISO 5167-4: 2004
- Măsurarea debitului fluidelor cu dispozitive de
măsurare a presiunii diferenţiale introduse în conducte cu secţiune circulară sub sarcină. Partea 4: Tuburi
Venturi;
SR EN 12480:2002
- Contoare de gaz. Contoare de gaz cu pistoane rotative;
SR EN 12261:2003
- Contoare de gaz. Contoare de gaz cu turbină;
SR EN12405:2004
- Contoare de gaz. Dispozitive electronice de conversie
a volumului de gaz
Report no.9 AGA
- Măsurarea gazului cu contoare ultrasonice
cu căi multiple;
SR EN 1776:2002
- Alimentare cu gaz. Staţii de
măsurare gaze naturale.Prescripţii
funcţionale;
SR 3317: 2003
- Gaz natural. Condiţii tehnice de calitate
SR ISO 13686:2001
- Gaz natural. Definirea calităţii;
SR ISO 6976+C2:l 999
- Gaz natural. Calculul puterii calorifice, densităţii, densităţii relative şi indicelui Wobbe din compoziţie;
SR EN ISO 6974:2002
- Gaz natural - Determinarea compoziţiei
cu o incertitudine
definită prin gazcromatografie în fază gazoasă.
SR ISO 12213 -1: 2001
- Gaz natural. Calculul factorului de compresibilitate.
Partea 1 Introducere şi linii directoare.
SR ISO 12213 -2: 2001
- Gaz natural. Calculul factorului de
compresibilitate.Partea 2:Calcul pe baza analizei compoziţiei molare.
SR ISO 12213 - 3: 2001
- Gaz natural. Calculul factorului de compresibilitate.
Partea 3:Calcul pe baza proprietăţilor fizice.
SR EN 60079-10:2004
- Aparatură electrică pentru atmosfere explozive gazoase.Partea 10 : Clasificarea ariilor periculoase.
SR 13251:1996
- Vocabular internaţional de termeni
fundamentali şi generali în metrologie.
Notă: în situaţia în care se modifică standardele din
tabelul de mai sus, se va lua în considerare ultima ediţie oficială a acestora.
2.2 Alte documente
Document Denumire
NML 004 - 05 Contoare de gaz şi dispozitive de
conversie a volumului
OIML R32 Contoare de gaz cu turbină şi cu
pistoane rotative
MID 22-2004 Directiva 2004/22/EC
3. Legislaţie conexă
|
Nr. crt.
|
Denumirea actului normativ
|
Nr. deciziei de aprobare
emisă de preşedintele
ANRGN
|
Publicare
in Monitorul
Oficial
|
|
1.
|
Legea Gazelor nr. 351/2004, cu modificările şi completările
ulterioare
|
-
|
nr.679 din
28.07.2004
|
|
2.
|
O.G. 20/1992 privind activitatea de metrologie, aprobată cu
modificări prin Legea 11/1994, cu modificările ulterioare
|
-
|
nr. 212 din 28.08.1992
|
|
3.
|
Legea nr. 178 / 9.05.2003, privind aprobarea O.G. 104/1999 pentru
modificarea şi completarea prevederilor O.G. 20/1992
|
-
|
nr. 338 din 19.05.2003
|
|
4.
|
H.G. 862/ 2004 privind aprobarea instrucţiunilor de metrologie
legală
|
-
|
nr. 567 din 28.06.2004
|
|
5.
|
Regulamentul pentru autorizarea şi verificarea
persoanelor fizice care desfăşoară activităţi de proiectare,
execuţie şi exploatare în sectorul gazelor naturale şi Regulamentul
pentru autorizarea şi verificarea agenţilor economici
care desfăşoară activităţi de proiectare, execuţie şi exploatare în sectorul gazelor naturale
|
1342/1.11.2004
cu
modificările
si completările
ulterioare
|
nr. 1017 din 4.11.2005
|
|
6.
|
Acordul tehnic privind exploatarea punctelor de predare/preluare
comercială a gazelor naturale (în vigoare)
|
|
|
|
7.
|
Codul Tehnic al sectorului gazelor naturale
|
616/10.06.2002
|
nr.438 din
24.06.2002
|
|
8.
|
Contracte-cadru emise de ANRGN (în vigoare)
|
-
|
-
|
|
9.
|
Lista Oficială a mijloacelor de măsurare supuse obligatoriu
controlului metrologic al statului (în vigoare)
|
|
|
4. Cerinţe generale
4.1. Măsurarea comercială a gazelor naturale pe piaţa
angro se realizează prin intermediul mijloacelor de măsurare care sunt montate
în staţii de măsurare (SM) sau staţii de reglare măsurare (SRM).
NOTA : Referirile ulterioare din regulament la
SRM, vizează în special echipamentele care concură la realizarea măsurării
gazelor naturale
4.2 SM-urile sau SRM-urile trebuie să fie
proiectate, construite, exploatate şi întreţinute în conformitate cu legislaţia
în vigoare, normele şi reglementările tehnice europene şi internaţionale
aplicabile, cu instrucţiunile producătorilor de contoare / sisteme şi
echipamente de măsurare şi vor îndeplini condiţiile minime de performanţă
stipulate în contractul dintre părţi.
Condiţiile concrete şi precizarea particularităţilor de
exploatare a SM-urilor şi SRM-urilor sunt precizate în Acordul Tehnic de
exploatare a punctelor de predare / preluare comercială a gazelor naturale,
numit în continuare Acord Tehnic, anexă la contractele menţionate la pct. 1.1.
4.3 (1) Pentru gazele naturale măsurate pe piaţa
angro este obligatorie conversia volumelor măsurate în condiţii de lucru la
condiţii de bază.
(2) Condiţiile de bază sunt p=1,01325 bar şi T=288,15 K, iar după data aderării României la
Uniunea Europeană, acestea vor fi p=1,01325 bar şi T=273,15 K.
(3) Temperatura de combustie pentru determinarea
compoziţiei chimice a gazelor naturale este de 15 C, iar după data aderării
României la Uniunea Europeană, aceasta va fi 25°C .
Trecerea la noile condiţii de referinţă şi la noua
temperatură de combustie se va face simultan, la
termenul precizat de ANRGN.
4.4 Clasa de exactitate a mijloacelor de măsurare
trebuie să fie mai bună sau cel puţin egală cu cea precizată în reglementările
emise de ANRGN, şi reprezintă cerinţă minimă contractuală.
4.5 Caracteristicile fiecărei
componente a sistemului de măsurare trebuie să corespundă caracteristicilor
măsurandului căruia i se adresează, astfel încît să fie asigurată
incertitudinea necesară.
4.6 Mijloacele de măsurare utilizate la măsurarea
cantităţilor de gaze naturale pe piaţa angro trebuie să corespundă legislaţiei metrologice în
vigoare.
Regimul de proprietate
4.7. Mijloacele de măsurare sunt, de regulă, în proprietatea
titularului de licenţă care predă gazele naturale, respectiv producătorii /
furnizorii şi operatorii de înmagazinare, de transport şi de distribuţie de
gaze naturale. Acestea sunt sisteme de măsurare pentru decontare fiscală şi
sunt denumite sisteme de bază.
4.8. Proprietarul/operatorul sistemelor de bază, la
solicitarea celeilalte părţi, va accepta, pe baza unei documentaţii tehnice avizate, ca aceasta să
monteze în SM-uri sau SRM-uri sisteme de măsurare proprii, numite sisteme de
control, în condiţiile prevăzute în Acordul Tehnic. Sistemul de măsurare de
control nu este opozabil sistemului de bază.
4.9. In cazul în care mijloacele de măsurare de bază
sunt în proprietatea altei părţi decît a titularului de licenţă care predă
gazele naturale, sau în cazul în care se convine ca sistemul de control să
devină sistem de bază, proprietarul este obligat să predea în exploatare aceste
mijloace de măsurare titularului de licenţă pe baza unui Protocol de
predare/primire care va stipula cel puţin: componenţa sistemului, repartiţia
cheltuielilor de exploatare şi întreţinere, inclusiv condiţiile de
răscumpărare.
4.10. Partenerii de tranzacţie au drept de acces la SM
sau SRM pentru controlul sistemelor de bază, în conformitate cu prevederile
Acordului Tehnic.
4.11. Proprietarul/operatorul punctelor de
predare/preluare comercială a gazelor naturale trebuie să permită, la
cererea Beneficiarului, instalarea de echipamente pentru transmiterea la distanţă a datelor de exploatare
(presiune, temperatură, debit instantaneu, index al aparatului de măsurare,
etc.) acolo unde nivelul tehnic al instalaţiilor permite, fără a fi afectată
corectitudinea măsurării.
5. Caracteristici metrologice ale sistemelor de
măsurare utilizate pe piaţa angro.
Părţile implicate în contractele precizate la articolul
1.1. au obligaţia de a stabili în contracte standardele aplicabile sistemelor
de măsurare.
5.1 Sisteme de măsurare cu element deprimogen.
Sistemul este alcătuit din următoarele componente:
- Tronsoane de conducte
amonte şi aval;
- Element primar
- element deprimogen de tipul:
1. diafragmă cu prize de
presiune în unghi;
2. diafragmă cu prize de presiune la flanşe;
3. diafragmă cu prize de presiune la D şi D/2;
Diafragmele se pot monta în dispozitive port-diafragmă.
- prize de presiune
- Elemente secundare (traductoare), care pot fi:
- traductoare de presiune
statică;
- traductoare de presiune diferenţială;
- traductoare de temperatură;
- traductor multivariabil;
- termorezistentă;
- traductor de densitate;
- cromatograf de linie;
- Element terţiar (calculator
de debit);
- Elemente auxiliare, care sunt:
- ţevi de impuls pentru preluarea parametrilor gazelor
naturale;
Incertitudinea de măsurare cu aceste sisteme a
volumelor de gaze naturale, este de maxim ±1,5%.
Elementele secundare din sistemul de măsurare,
respectiv traductoarele de presiune statică, diferenţială, temperatură,
multivariabile sau densitate, nu trebuie să depăşească o eroare maximă de
±0,1%.
Elementul terţiar al sistemului de măsurare, respectiv
calculatorul de debit (incluzând convertoarele de intrare) va avea eroarea
maximă admisă de calcul a volumului corectat de ±0,2% . 5.2. Sisteme de
măsurare cu contoare cu pistoane rotative sau cu turbină . Aceste sisteme pot
fi alcătuite în două configuraţii:
1. a. contor cu pistoane rotative sau contor cu turbină;
b. convertor electronic de volum de gaz, care poate fi
de două tipuri:
- complet (cu traductoare integrate);
- cu traductoare externe;
2. a. contor cu pistoane rotative sau contor cu
turbină;
b. traductoare:
- de presiune statică şi de temperatură;
- de densitate;
c. calculator de debit;
Operatorul licenţiat care exploatează sistemele de
măsurare va lua toate măsurile
pentru funcţionarea sistemelor de măsurare cu o incertitudine de măsurare a cantităţilor de gaze naturale
(în volume) de ±1%.Convertoarele electronice de volum trebuie să fie în
conformitate cu normativele
europene şi / sau internaţionale în vigoare. Erorile maxime admise la verificarea metrologică iniţială pentru
contoarele cu pistoane
rotative sau cu turbină sunt:
- pentru Qmin=<Q <Qt, eroarea maximă este de ± 2% ;
- pentru Qt=< Q =< Qmax, eroarea maximă este de ±1% ;
unde Qmax - debitul
maxim la care echipamentul furnizează indicaţii care satisfac cerinţele cu
privire la erorile maxime admise;
Qmin - debitul minim la care echipamentul furnizează indicaţii care satisfac cerinţele cu privire la erorile maxime admise;
Qt - debitul de
tranzit; este debitul care desparte domeniul de debit în două zone distincte,
care au erori maxime admise diferite.
Valoarea debitului de tranzit
este funcţie de raportul Qmax/Qmin
|
Contoare cu turbină
|
Contoare cu pistoane rotative
|
|
Raport Qmax/Qmin
|
Qt
|
Raport Qmax/Qmin
|
Qt
|
|
10:1
|
0,20 Qmax
|
<20:1
|
0,20 Qmax
|
|
20:1
|
0,20 Qmax
|
30:1
|
0,1 Qmax
|
|
30:1
|
0,15 Qmax
|
50:1
|
0,10 Qmax
|
|
>=50:1
|
0,10 Qmax
|
>50:1
|
0,05 Qmax
|
Dacă verificarea metrologică iniţială se face la
presiuni mai mari de 4 bar, erorile maxime admise sunt următoarele:
- pentru Qmin =<
Q<Qt, eroarea maximă este de ±1%
- pentru Qt=< Q=<Qmax, eroarea maximă este de ±0,5%
Erorile maxime admise la verificarea metrologică iniţială pentru convertoarele electronice sunt:
- ±0,5%, pentru condiţii de referinţă(t= 20±5°C şi
presiune atmosferică )
- ±1%, pentru condiţii de lucru
5.3. Sisteme de măsurare cu contoare cu ultrasunete.
Acest sistem este alcătuit din:
1. contor cu ultrasunete;
2. traductoare, care pot fi
- de presiune statică şi de temperatură;
- de densitate;
3. calculator de debit.
Erorile maxime admise la verificarea metrologică a
contoarelor cu ultrasunete sunt (Dn reprezintă diametrul contorului):
|
Debit
|
Eroare maximă admisă
|
|
Dn < 12"
|
Dn >= 12"
|
|
Qmin =< Q < Qt
|
±1,4%
|
±1,4%
|
|
Qt=< Q=< Qmax
|
± 1%
|
± 0,7%
|
5.4. Pe piaţa angro a gazelor naturale se pot folosi şi
alte tipuri de mijloace de măsurare. Acestea trebuie să deţină marcaj CE sau
după caz, aprobare de model eliberată de BRML, dar numai cu acordul părţilor
participante la tranzacţie.
6 Cerinţe tehnice
6.1. Toate mijloacele de măsurare trebuie să fie
realizate de către producători care deţin un sistem al calităţii certificat.
6.2. Mijloacele de măsurare utilizate trebuie să
corespundă parametrilor de curgere (debit, presiune, temperatură), de calitate
a gazelor naturale măsurate şi de mediu în care acestea sunt montate.
6.3. Contoarele cu pistoane rotative, cu turbină sau
cu ultrasunete trebuie să funcţioneze corespunzător şi în cazul măsurării unui
debit de 1,2 Qmax
timp de minim de o oră.
6.4. Convertoare electronice de volum .
6.4.1. Se recomandă ca factorul de compresibilitate
Z, să se calculeze în conformitate cu SR ISO 12213-1,
SR ISO 12213-2, SR ISO 12213-3.
6.4.2. Convertorul trebuie să afişeze toate datele
relevante ale măsurării fără utilizarea unor echipamente adiţionale. Afişarea
volumului corectat trebuie să se facă de regulă la nivel de unitate de volum.
Prin acordul părţilor implicate în măsurarea gazelor naturale, pentru indicarea
volumului corectat se pot utiliza afişaje de tipul 10n unităţi de volum.
6.4.3. Convertorul nu trebuie să influenţeze
funcţionarea corectă a contorului.
6.4.4. Convertorul trebuie să sesizeze funcţionarea în
afara domeniului de măsurare a
diverşi parametri (temperatură, presiune, debit). In acest
caz, echipamentul va opri contorizarea volumului corectat şi va contoriza în
alt registru de memorie volumul necorectat înregistrat
de contor sau corectat cu valori de presiune şi
temperatură de substituţie presetate. Valorile de presiune şi temperatură de
substituţie vor fi precizate de către operatorul care predă gazele naturale şi
vor fi aprobate de către beneficiar.
6.4.5. Bateria de alimentare
a convertorului trebuie să aibă o durată de viată de minim 5 ani. La consumarea
a 90 % din durata de viaţă a acesteia, convertorul trebuie să afişeze un semnal
de avertizare vizibil pe ecran.
6.4.6. Convertoarele electronice de volum şi
mecanismele indicatoare ale contoarelor cu pistoane rotative sau cu turbină
trebuie să aibă un grad de protecţie de cel puţin IP 64.
In cazul montării într-o incintă, este permisă şi
utilizarea contoarelor / sistemelor şi echipamentelor de măsurare care au un
grad de protecţie IP 54.
6.4.7. Convertoarele electronice de volum şi
accesoriile lor vor fi în construcţie antiex dacă locul de montaj o impune.
6.5. Traductoare şi calculatoare de debit.
6.5.1.Traductoarele de presiune statică, de presiune
diferenţială, de temperatură, multivariabile şi de densitate vor fi construite din materiale
rezistente la solicitările la
care sunt supuse în timpul funcţionării.
6.5.2. Elementele componente care alcătuiesc
traductorul, aflate în zona de contact cu mediul ambiant şi cu fluidul de
lucru, trebuie să aibă acoperiri de protecţie sau să fie executate din
materiale care să reziste la acţiunea corozivă a acestora.
6.5.3. Pentru a evita erorile introduse de variaţia
presiunii atmosferice, pentru măsurarea presiunii statice se vor utiliza
traductoare de presiune absolută. Pentru presiuni absolute ale gazelor naturale
de peste 21 de bar se pot utiliza şi traductoare de presiune relativă.
6.5.4. Elementul sensibil al termorezistenţei trebuie
să fie alcătuit din metale pure. Termorezistenţa va fi, cel puţin, de tip cu
trei fire.
6.5.5. Toate traductoarele utilizate vor fi în construcţie
antiex corespunzătoare cerinţelor impuse de locul de montaj.
6.5.6. Calculatoarele de debit vor fi echipate cu
imprimantă în vederea tipăririi declaraţiei de configurare, a consumurilor sau
a parametrilor de livrare ai gazelor naturale, sau să dispună de o interfaţă la
care, prin conectarea unui calculator, să poată fi citiţi indicatorii
menţionaţi.
6.5.7. Calculatoarele de debit vor afişa separat consumul înregistrat în timpul alarmelor.
6.5.8. Pentru a asigura continuitatea alimentării cu energie
electrică a sistemelor de măsurare electronice, acestea vor fi prevăzute cu
surse neîntreruptibile de tensiune cu autonomie de cel puţin 8 ore. In cazul în
care sistemul de măsurare este echipat cu grup electrogen automat, autonomia
sursei neîntreruptibilă de tensiune trebuie să fie de cel puţin 2 ore.
Proiectarea SM şi SRM
6.6. SM-urile sau
SRM-urile vor fi proiectate în conformitate cu reglementările în vigoare.
6.7. SM-urile sau SRM-urile vor fi proiectate astfel
încât să fie asigurată funcţionarea lor corectă pentru întregul domeniu de
debite, presiuni şi temperaturi specificate în tema de proiectare, şi în
limitele de variaţie a compoziţiei chimice a gazelor. Pentru cazul în care sunt
prezente impurităţi solide şi lichide în gazele naturale, se vor prevedea din
proiectare separatoare şi filtre adecvate.
6.8. SM-urile sau SRM-urile vor fi proiectate astfel
încît să asigure continuitatea în furnizare în condiţii de siguranţă şi în
timpul efectuării operaţiunilor de întreţinere. In cazuri extreme, trebuie să
fie posibilă separarea staţiei de conducta amonte şi aval prin robineţi de
secţionare cu închidere rapidă, în condiţii de siguranţă.
6.9. Mijloacele de măsurare se
montează de regulă într-o încăpere. Este permisă şi montarea în aer liber, cu condiţia
ca o astfel de instalare să nu inflenteze exactitatea acestor aparate.
6.10. Pentru cazurile în care este posibilă o curgere
bidirecţională a gazelor naturale prin sistemul de măsurare şi acest lucru este
de natură să afecteze măsurarea corectă, este obligatorie montarea unei clapete
de curgere unisens.
6.11. La proiectarea SM-urilor şi SRM-urilor,
diametrul interior al conductelor situate amonte de organul de reglare a
presiunii se va calcula astfel încât viteza de curgere a gazelor să fie de maxim
30 m/s; pentru determinarea diametrului interior al conductelor situate în aval
de organul de reglare, se va lua în calcul o viteză de maxim 20 m/s.
Excepţie de la această regulă vor face conductele
situate amonte/aval de elementul deprimogen sau de contor, prin care indiferent
dacă se află înainte sau după elementul de reglare a presiunii, se limitează
viteza maximă la 20 m/s.
Se acceptă viteze de curgere mai mari în cazul liniilor
de măsurare cu debitmetre cu ultrasunete, în conformitate cu recomandările
producătorului. Robinetele amonte şi aval de sistemul de măsurare vor fi cu
deschidere completă la dimensiunea diametrului interior al conductelor (această
condiţie nu este obligatorie în cazul utilizării contoarelor cu pistoane
rotative).
6.12. Proiectele de SM sau SRM vor fi realizate pe
baza temei de proiectare dată de titularul de licenţă care urmează să predea
gazele naturale în punctul respectiv şi care va cuprinde cel puţin următoarele
precizări :
- destinaţia;
- locaţia de amplasare;
- date climaterice;
- studii de teren, pentru amplasamente noi;
- compoziţia gazelor, tipul şi nivelul impurităţilor;
- fişă tehnică care să cuprindă parametrii de intrare
şi ieşire ai gazului livrat şi anume:
a. debitul de gaze naturale maxim şi minim;
b. presiunea maximă/minimă, temperatura la intrare în
staţie, presiunile reglate şi temperatura la ieşirea din staţie;
c. căderea maximă de presiune admisă pe staţie şi pe fiecare echipament;
d. cerinţe funcţionale ale staţiei (grad de
automatizare, cu/fără personal operativ, monitorizare parametrii,
teletransmisie de date);
6.13. Tabelul de mai jos prezintă unele cerinţe
recomandate la proiectarea SM-urilor sau SRM-urilor, în funcţie de mărimea
debitului vehiculat.
|
Nr. Crt
|
Dotare / Debit, m3/h (condiţii de bază)
|
>=500
|
>=5.000
|
>=10.000
|
>=100.000
|
|
1
|
Posibilitate de interconectare a unui sistem de control
|
|
|
X
|
X
|
|
2
|
Corecţie de volum cu temperatura şi presiunea
|
X
|
X
|
X
|
X
|
|
3
|
Corecţie de volum cu factor de
compresibilitate
|
|
X
|
X
|
X
|
|
4
|
Alternativă la 2,3:
Corecţie de volum cu densitatea
|
|
|
X
|
X
|
6.14. In cazul proiectării mai multor linii de
măsurare a gazelor naturale, numărul acestora trebuie să fie ales astfel încât
debitul maxim pe staţie să poată fi măsurat cu o linie închisă şi cu celelalte
linii funcţionând în condiţiile specificate .
6.15. Odorizarea gazelor nu trebuie să influenţeze
performanţele mijloacelor de măsurare. Amplasarea instalaţiei de odorizare se
va face în aval de sistemul de măsurare.
6.16. Orice echipament periferic care se conectează la
mijloacele de măsurare nu trebuie să influenţeze exactitatea măsurării.
6.17. Echiparea staţiilor de reglare măsurare /
măsurare.
In funcţie de necesităţi, SM-urile sau SRM-urile pot
fi echipate cu următoarele componente principale:
- mijloace de măsurare pentru determinarea
cantităţilor de gaze naturale;
- echipament pentru determinarea compoziţiei
gazului;
- robinete de izolare;
- sisteme de monitorizare;
- filtre şi separatoare;
- încălzitoare de gaze naturale;
- echipamente pentru reducerea zgomotului;
- echipament de reglare a debitului;
- echipamente de reducere a pulsaţiilor şi
vibraţiilor;
- flanşe electroizolante ;
- aparate indicatoare.
Montarea mijloacelor de măsurare
6.18. Condiţii de montaj a mijloacelor de măsurare.
a) La sistemele de măsurare cu element deprimogen, se
recomandă respectarea condiţiilor de montaj prevăzute în SR EN ISO 5167-1:2004,
SR EN ISO 5167-2:2004, SR EN ISO 5167-3:2004 şi SR EN ISO 5167-4:2004.
Elementele secundare se vor monta astfel încît să poată
fi izolate de proces, pentru a putea fi verificate pe teren.
b) La sistemele de măsurare cu contoare cu pistoane
rotative, cu turbină şi ultrasonice, pentru a asigura un profil uniform al
curgerii, se prevăd porţiuni de conductă rectilinii, fără obstacole, deviaţii,
prize de presiune în amonte şi aval de contor. Dacă producătorul de contoare nu
recomandă altfel, lungimile tronsoanelor amonte şi aval de contor recomandate
de SR EN 1776:2002 sunt date în tabelul următor. Pentru mijloacele de măsurare
aflate în funcţiune la data intrării în vigoare a prezentului regulament,
distanţele amonte/aval pot rămâne neschimbate.
|
Tip echipament măsurare
|
Tronson amonte, Dn
|
Tronson aval,Dn
|
|
Contor cu pistoane rotative
|
4
|
2
|
|
Contor cu turbină
|
5
|
2
|
|
Contor ultrasonic
|
10
|
3
|
Lungimile rectilinii pot fi reduse prin montarea de
dispozitive de uniformizare a curgerii, conform
standardelor aplicabile fiecărei metode de măsurare în
parte.
Contoarele cu ultrasunete
utilizate pe piaţa angro vor fi montate în conformitate cu indicaţiile producătorului.
Montarea traductoarelor de temperatură, de
presiune statică, de presiune diferenţială, multivariabile şi de densitate
6.19. Traductoarele electronice de presiune statică,
de presiune diferenţială, de temperatură, multivariabile şi de densitate se pot
monta în cofrete termostatate, pentru a asigura o temperatură de lucru
corespunzătoare exactităţii indicaţiilor, dacă prin aprobarea de model nu se
specifică altfel.
6.20. Pentru sisteme de măsurare, altele decât cele cu
contoare cu pistoane rotative sau cu element deprimogen, sondele de temperatură
se montează în aval de contor pentru a evita deformarea profilului curgerii.
6.21. Pentru asigurarea măsurării corecte a temperaturii,
teaca pentru sonda termometrică trebuie să pătrundă în interiorul conductei
aproximativ o treime din diametrul conductei. La conducte cu diametrul mai mare
de 300 mm este permisă reducerea lungimii de inserţie la minimum 75 mm.
Teaca de temperatură se va monta numai
în amonte de elementul deprimogen.
La panourile existente, unde lungimea tronsoanelor nu
permite montarea tecii în amonte, se admite montarea acesteia în aval, cu condiţia ca sistemul de măsurare să deţină aprobare de model cu
precizarea expresă a posibilităţii de măsurare a temperaturii gazelor naturale
în aval de elementul deprimogen. Cu ocazia modernizării acestor panouri, teaca
pentru măsurarea temperaturii se va monta în amonte de
elementul deprimogen.
6.22. Pentru a asigura măsurarea corectă a
temperaturii gazelor naturale poate fi necesară izolarea părţii exterioare a
traductorului de temperatură şi a unor porţiuni de conductă amonte şi aval de
contor / element deprimogen, în funcţie de precizia dorită a măsurării.
6.23. Traductoarele de presiune statică, de presiune
diferenţială, de temperatură, şi multivariabile se montează astfel încât să
poată fi izolate de proces, pentru a putea fi verificate şi calibrate.
Robineţii de izolare trebuie să aibă posibilitatea de sigilare pentru a
preîntâmpina închideri accidentale care afectează calitatea măsurării.
6.24. In cazul utilizării traductoarelor de densitate,
trebuie îndeplinite prevederile normativelor europene şi/sau internaţionale în
vigoare.
6.25. In cazul în care se utilizează un alt sistem de
măsurare decît cel cu element deprimogen, proba de gaz pentru traductorul de
densitate trebuie prelevată de la priza de presiune a contorului marcată pm.
6.26. Conducta de legătură
între punctul de prelevare pm şi traductorul de densitate trebuie să fie izolată termic pentru a minimiza efectul
temperaturii exterioare.
6.27. In cazul în care se utilizează traductoare de
densitate care se montează în conductă, acestea se vor monta numai în aval de
contor/sistem sau echipament de măsurare, pentru a evita deformarea profilului
curgerii. Această regulă nu este obligatorie în cazul contoarelor cu pistoane
rotative.
Exploatarea şi întreţinerea mijloacelor de măsurare
6.28. Exploatarea SM-urilor şi
SRM-urilor are la bază condiţia precizată la punctul
4.2.
6.29. Pentru toate operaţiile efectuate în cadrul
SM-urilor şi SRM-urilor, operatorul va întocmi şi actualiza prin revizii periodice (sau ori de cîte ori
este cazul), un set de proceduri de lucru conforme cu Manualul de Asigurare a
Calităţii.
6.30. Toate persoanele care desfăşoară activităţi de
operare şi întreţinere în cadrul SM-urilor şi SRM-urilor, trebuie nominalizate
iar obligaţiile şi responsabilităţile lor trebuie bine
precizate.
6.31. Agenţii economici titulari de licenţă, care au
în operare SM-uri şi SRM-uri se vor îngriji de şcolarizarea şi perfecţionarea
personalului responsabil cu măsurarea gazelor naturale şi cu formarea de
specialişti în domeniul măsurării.
6.32. Toate activităţile de
exploatare şi întreţinere trebuie realizate în conformitate cu legislaţia
referitoare la siguranţa şi protecţia muncii.
6.33. La contoarele cu pistoane rotative şi cu
turbină se va utiliza, pentru lubrifiere, numai ulei recomandat de producător.
6.34. La contoarele cu pistoane rotative este permisă
instalarea unui dispozitiv pentru urmărirea valorii căderii de presiune pe
contor. Creşterea acesteia peste
valoarea normală dată de producător semnifică apariţia unei defecţiuni mecanice sau a unui blocaj.
6.35 In cazul în care apar anomalii în funcţionarea
contorului cu turbină sau a contorului cu ultrasunete (de exemplu: zgomote
deosebite, diferenţe semnificative la măsurarea parametrilor de proces faţă de
valorile aşteptate) se va proceda fie la montarea contorului de control şi
compararea celor două seturi de indicaţii fie la demontarea şi examinarea
contorului în cauză . Se va verifica integritatea dispozitivului de laminare a
curgerii şi a turbinei. De asemenea se va verifica dacă există depuneri pe
peretele interior al corpului contoarelor, pe lamelele turbinei sau pe
traductoarele ultrasonice. Acestea se vor îndepărta conform procedurilor
specifice.
Responsabilul cu măsurarea va decide, după caz,
dacă este necesară verificarea pe stand a contorului.
6.36 La sistemele cu element deprimogen, se vor
verifica, în plus faţă de prevederile din LO, în funcţie de condiţiile
concrete, în special referitoare la calitatea gazelor naturale (impurităţi
lichide şi solide), următoarele :
- diametrul d al elementului deprimogen;
- integritatea muchiilor elementului deprimogen;
- existenţa depunerilor în conductele amonte şi aval de
elementul deprimogen şi pe feţele diafragmei;
- concentricitatea diafragmei cu conductele amonte şi aval.
6.37 Se recomandă efectuarea de verificări la un
interval cuprins între 3 şi 6 luni a punctului de zero a traductoarelor de
presiune statică şi presiune diferenţială sau a traductorului multivariabil din
cadrul sistemelor de măsurare cu element deprimogen.
Echipamente electrice
6.38 Toate echipamentele electrice utilizate trebuie
să aibă protecţie antiex în funcţie de zona cu pericol de explozie în care vor
fi montate. Clasificarea zonelor cu pericol de explozie din staţii va fi
precizată prin proiect.
7 Măsurarea cantităţilor de gaze în unităţi de
energie
7.1 Având în vedere prevederile Legii Gazelor nr.
351/2004, începând cu data de 1.09.2007 facturarea
gazelor naturale se va face în unităţi de energie.
7.2 Conversia volumelor de gaze
naturale în unităţi de energie se face aplicând formula:
E = Vb x HS unde
E - energia gazelor naturale - [kWh]
Vb - volumul
corectat (volumul măsurat în condiţii de bază) - [m3
c]
Hs - puterea
calorifică superioară la temperatura de combustie de
25°C -[kWh/ m3c]
7.3 Determinarea puterii calorifice superioare este
obligaţia operatorului care livrează gazele naturale, în punctele de
predare-primire între :
- câmpurile de producţie şi sistemul naţional de
transport;
- sistemul naţional de transport şi depozitele de
înmagazinare subterană;
- punctele de import gaze naturale (în aceste staţii
de măsurare determinarea puterii calorifice se face de către operatorul
sistemului naţional de transport);
- operatorul SNT şi distribuitori / consumatori
racordaţi direct la SNT;
- distribuitori şi consumatori având un consum mai
mare de 1.240.000 m pe
an;
La cererea beneficiarului, acesta poate participa la
prelevarea probelor sau la determinările on-line care se fac în SRM-urile de
predare. 7.4. Pentru determinarea energiei gazelor
naturale livrate, determinarea puterii calorifice superioare se face astfel:
- cu cromatografe sau calorimetre on-line;
- cu cromatografe sau calorimetre de laborator la
perioade de timp stabilite în funcţie de consumul de
gaze naturale corespunzător anului anterior după cum urmează:
|
Nr. crt.
|
Cantitate de gaze măsurată / an
|
Intervalul maxim de timp pentru
determinarea puterii calorifice superioare
|
Modul de facturare lunară a
energiei
|
|
1.
|
>12.400.001 m3
|
Zilnic (*)
|
 unde
Vzi - volumul corectat măsurat
zilnic
Hi - puterea calorifică
superioară măsurată zilnic
n - numărul de zile din luna respectivă
|
|
2.
|
1.240.001 - 12.400.000 m3
|
Decadal (**)
|
 unde
VDi - volumul corectat măsurat
în fiecare decadă
Hi - puterea calorifică
superioară măsurată decadal
|
|
3.
|
< 1.240.000 m3
|
O dată /lună
|
E = Vl x Hs, unde
Vi - volumul corectat măsurat lunar
Hs - puterea calorifică
superioară măsurată lunar
|
(*) - în cazul interfeţei
dintre producători şi operatorul SNT, pentru situaţiile în care livrarea către SNT se face dintr-o
singură sursă, determinarea puterii calorifice
superioare se face decadal
(**) - determinările se vor face în următoarele
perioade:
I determinare: 1-5 ale lunii
a II-a determinare: 11-15 ale lunii
a III-a determinare: 21-25 ale lunii
- intervalul de timp între prima şi a doua determinare,
respectiv a doua şi a treia
determinare este de maxim zece zile.
(***)- determinarea se face în perioada 10-20 ale
fiecărei luni
7.5. In cazul unor consumatori noi sau a unor
consumatori care au solicitat şi obţinut modificarea debitului instalat, în
primul an de consum numărul de determinări ale puterii calorifice superioare se
stabileşte în funcţie de debitul instalat şi conform tabelului de la punctul
7.4.
7.6. Pentru cazul în care mai multe zone delimitate
sunt alimentate din aceiaşi sursă, puterea calorifică superioară
corespunzătoare se determină într-un singur punct, la
termenele precizate în tabelul de la pct.7.4.
7.7. Pentru o zonă delimitată unde există o singură
sursă de alimentare, puterea calorifică superioară utilizată de operatorul de
distribuţie la facturarea energiei pentru toate categoriile de consumatori
reprezintă media valorilor puterii calorifice determinate în SRM-ul de predare
în luna respectivă, la termenele precizate în tabelul de la pct.7.4.
7.8. In cazul în care o zonă delimitată este
alimentată cu gaze naturale din mai multe surse în acelaşi timp (prin mai multe
SRM-uri), puterea calorifică superioară utilizată de operatorul de distribuţie
la facturarea cantităţilor de gaze naturale livrată beneficiarilor săi care au
un consum mai mic de 1.240.000 m / an, reprezintă media ponderată a puterilor calorifice
superioare corespunzătoare fiecărei surse în parte.
Media ponderată a puterii calorifice se calculează la
intervalele de timp precizate în tabelul de la punctul 7.4, folosind următoarea
formulă:
unde
Vi - volumul măsurat
pentru fiecare sursă
Hi - puterea
calorifică superioară determinată pentru fiecare sursă
Vtotal _
volumul de gaze naturale măsurat prin toate sursele
7.9. Aparatele utilizate la determinarea puterii
calorifice superioare trebuie să îndeplinească toate prevederile legale în vigoare (marcaj CE / aprobare de model, verificare în termen,
etc).
7.10 Determinarea puterii calorifice se poate face
prin metoda directă, folosind calorimetre, sau prin metoda indirectă, folosind
cromatografe (se determină compoziţia gazului şi se calculează apoi puterea
calorifică).
7.11 In cazul utilizării calorimetrelor,
incertitudinea asociată determinării puterii calorifice trebuie să fie < 1%.
Calorimetrele trebuie instalate în incinte cu temperatură controlată pentru a
putea asigura o exactitate corespunzătoare a măsurării.
7.12 In cazul utilizării cromatografelor, pentru
analiza compoziţiei gazelor, se pot lua în considerare prevederile seriei de
standarde SR EN ISO 6974:2002, iar calculul puterii calorifice în conformitate
cu prevederile SR ISO 6976+C2:1999.
Incertitudinea asociată determinării puterii calorifice
trebuie să fie < 1%. 7.13. In cazul determinării puterii calorifice
superioare cu cromatografe de laborator, operatorii care efectuează
determinări ale puterii calorifice, vor elabora până la data de 1.08.2006,
proceduri proprii avizate de ANRGN, pentru soluţionarea reclamaţiilor
beneficiarilor în legătură cu valorile puterii calorifice utilizate la
facturare.
Reclamaţiile beneficiarilor cu privire la valoarea
puterii calorifice utilizate la facturare, se pot face în termen de maxim două
luni de la data primirii facturii. Recalcularea consumului se face numai în
următoarele cazuri:
- puterea calorifică superioară determinată în urma
verificării, este mai mică decât cea determinată iniţial
- puterea calorifică superioară determinată în urma
verificării, diferă faţă de
determinarea iniţială cu o valoare mai mare decât cea corespunzătoare incertitudinii asociate
determinării puterii calorifice superioare.
7.14. In cazul determinării puterii calorifice superioare
cu cromatografe sau calorimetre
on line, verificările efectuate în urma unor reclamaţii în cadrul expertizei metrologice vor fi efectuate de laboratoare neutre,
autorizate, pentru a se asigura neutralitatea celui
care rezolvă reclamaţia. Acesta va elibera buletin de verificare metrologică cu menţiunea „admis"
sau „respins" în funcţie
de rezultatul verificării.
Dacă rezultatul verificării este „admis" (deci
reclamaţia nu a fost întemeiată), reclamantul suportă cheltuielile aferente
verificării metrologice a aparatului, iar facturarea consumului se face conform
măsurătorii efectuate. In cazul în care analizorul supus expertizei, deşi se
încadrează în clasa de exactitate corespunzătoare, nu are verificarea
metrologică periodică conform legislaţiei în vigoare, cheltuielile vor fi
suportate de operator.
Dacă rezultatul verificării metrologice a analizorului
este „respins", cheltuielile aferente înlocuirii aparatului şi expertizei
metrologice sunt suportate de operatorul responsabil de măsurare, recalculându-se
consumul în conformitate cu prevederile art. 11. Consumul se recalculează numai
în cazul în care puterea calorifică superioară determinată în urma verificării,
este mai mică decât cea determinată iniţial.
7.15 In cazul calorimetrelor sau cromatografelor de
linie, rezultatele analizelor se păstrează timp de 6 luni pe suport electronic.
7.16 (1) In cazul în care un beneficiar doreşte să
achiziţioneze şi să monteze pe cheltuială proprie un cromatograf sau
calorimetru de linie în vederea determinării şi contorizării energiei în timp
real, iar aparatul îndeplineşte toate condiţiile legale de funcţionare,
operatorul sistemului este obligat să accepte utilizarea aparatului cu condiţia
ca acesta să îi fie predat de beneficiar în vederea exploatării, pe baza unui
contract. Acesta trebuie să prevadă
că beneficiarul va suporta cheltuielile aferente verificărilor metrologice,
inclusiv a reparaţiilor necesare menţinerii în clasa de exactitate. (2) In
cazul în care operatorul sistemului utilizează pentru acest beneficiar un
cromatograf sau calorimetru de linie propriu, aparatul montat de către
beneficiar se consideră aparat de control, iar indicaţiile sale nu sunt
opozabile indicaţiilor furnizate de aparatul operatorului
de sistem.
7.17 In vederea trecerii la măsurarea în unităţi de
energie, începând cu 01.01.2007 furnizorii vor trece pe facturile de gaze naturale într-o rubrică
separată, cantitatea de energie livrată către beneficiar. Totodată, factura va
fi însoţită (în fiecare lună) de o notă explicativă cu privire la modificările
care vor interveni începând cu 1.09.2007.
Metodologie de stabilire a puterii calorifice
superioare a gazelor naturale pe zone de calitate gaze (ZCG)în perioada 1
ianuarie 2007-1 septembrie 2007
7.18 (1) In perioada 1 ianuarie - 1 septembrie 2007
operatorii de reţea aplică pentru determinarea puterii calorifice superioare prezenta metodologie.
(2) Puterea calorifică superioară determinată conform prezentei metodologii, se
trece de către furnizori pe facturile aferente consumului de gaze naturale,
pentru informarea consumatorilor.
7.19 (1) Gazele naturale intrate în SNT din producţia
internă şi din import se amestecă
în conductele de transport, astfel încât la ieşirea din SNT acestea pot avea putere calorifică superioară
diferită de cea a surselor alocate prin contract.
(2) In anumite cazuri, sistemele de distribuţie pot fi
alimentate din surse multiple de gaze naturale, cu PCS
diferite.
7.20 (1) Unităţile de măsură folosite la măsurarea
energiei conţinute de gazele naturale sunt kWh sau GJ, în condiţii de referinţă (15°C si 1,01325bar).
(2) Puterea calorifică superioară a gazelor
naturale se determină la o temperatură de combustie de 15°C.
(3) In situaţia în care se utilizează gazcromatografe
care determină puterea calorifică superioară la 0°C sau 25°C, valoarea puterii
calorifice superioare astfel
determinată se corectează ţinând cont de factorul de corecţie specificat in SR
ISO 13443:2000.
7.21 (1) Zona de calitate gaze (ZCG) reprezintă zona pentru care calitatea gazelor naturale se
consideră omogenă şi constantă pentru o perioadă determinată de timp,
alimentată prin una sau mai multe SRM-uri sau panouri de măsurare, prin SNT sau
direct de la producători. Pentru fiecare ZCG se alocă lunar o putere calorifică
superioară.
(2) ZCG sunt propuse de producători, operatorul
sistemului de transport şi operatorii de distribuţie cu consultarea
furnizorilor şi operatorilor depozitelor de înmagazinare subterană.
(3) ZCG sunt stabilite de
operatorii menţionaţi la alin. (2) pe baza analizei surselor, fluxurilor, şi
consumurilor de gaze naturale
(4) ZCG şi sursele de alimentare a acestora sunt
precizate în Anexa nr. 3.
(5) Pentru fiecare localitate alimentată cu gaze
naturale din mai multe surse în acelaşi timp căreia îi sunt alocate PCS diferite
(prin mai multe SRM-uri), se constituie câte o ZCG individuală. In această
situaţie, puterea calorifică superioară aferentă acelei zone reprezintă media
ponderată a puterilor calorifice superioare corespunzătoare fiecărei surse în
parte.
(6) ZCG de la alin. (5), precum şi sursele de
alimentare ale acestora sunt precizate în Anexa nr.4.
7.22 (1) Puterea calorifică superioară corespunzătoare
fiecărei ZCG se determină ca medie ponderată a puterilor calorifice superioare
aferente fiecărei surse care alimentează zona de consum în parte.
(2) Puterea calorifică superioară corespunzătoare
fiecărei ZCG se determină utilizând următoarea formulă:
unde:
Hs - puterea
calorifica superioară medie ponderata pentru zona de
consum
HSi - puterea
calorifica superioară a surselor ce alimentează zona de consum determinată lunar
Vi - volumele de gaze naturale ce alimentează zona de
consum
(3) Responsabilitatea determinării puterii
calorifice superioare aferente fiecărei surse revine operatorilor care livrează gazele naturale în
punctele de predare-primire între:
- câmpurile de producţie şi Sistemul Naţional de
Transport;
- câmpurile de producţie şi operatori ai sistemelor
de distribuţie;
- sistemul naţional de transport şi depozitele de
înmagazinare subterană;
- punctele de import gaze naturale (în aceste staţii
de măsurare determinarea puterii calorifice superioare se face de către
operatorul sistemului naţional de transport);
- operatorul SNT şi operatori ai sistemelor de
distribuţie.
7.23 (1) Producătorii şi operatorii depozitelor de
înmagazinare au obligaţia să transmită lunar, în format electronic,
operatorului de transport şi operatorilor de distribuţie, în ultimul caz numai
pentru sistemele de distribuţie racordate direct la sistemul producătorilor,
datele necesare pentru stabilirea puterilor calorifice superioare aferente
zonelor de consum. Datele se transmit conform tabelului 1.
|
Punct intrare SNT
|
V
(m3)
|
Buletin de analiză al gazelor naturale
|
|
ZCG
|
Denumire punct predare-primire SM/
|
Cod punct predare-primire
|
Cod siruta superior
|
Cod siruta inferior
|
Nr. şi data buletin analiză
|
Puterea calorifică superioară
|
Presiunea gazelor în punctul de prelevare
|
Punct de rouă al apei
|
Punct de rouă al hidrocarburilor (*)
|
|
kWh/
m3
|
GJ/
m3
|
|
(1)
|
(2)
|
(3)
|
(4)
|
(5)
|
(6)
|
(7)
|
(8)
|
(9)
|
(10)
|
(11)
|
(12)
|
Tabelul nr. 1
(*) Pentru gazele naturale asociate zăcămintelor de
ţiţei, precum şi pentru gazele rezultate din extracţia sau separarea
hidrocarburilor lichide Notă: valorile PCS vor fi exprimate în kWh/m , cu trei
zecimale.
(2) Pentru consumatorii
alimentaţi direct din conductele din amonte valorile puterii calorifice
superioare se comunică de producători, lunar, furnizorilor care au încheiate
contracte în respectivele zone.
(3) Termenul limită de transmitere a datelor precizate
la alin. (1) şi alin. (2) este ultima zi lucrătoare a lunii curente sau prima
zi lucrătoare a lunii următoare. 7.24 (1) Valorile puterii calorifice
superioare pentru fiecare zonă de consum din cele menţionate în Anexa nr.3 sunt
calculate de către operatorul sistemului de transport şi sunt transmise lunar
de acesta furnizorilor clienţilor direct racordaţi în sistemul de transport şi
operatorilor de distribuţie interesaţi. Modul de transmitere a datelor este în
format electronic. (2) Valorile puterii calorifice superioare pentru fiecare
zonă de consum din cele menţionate în Anexa nr.4 sunt calculate de către
operatorul de distribuţie care deţine licenţă pentru acea localitate, pe baza
datelor transmise de către operatorul sistemului naţional de transport şi de
către producători.
(3) Datele precizate la alin. (2), referitoare la
puterea calorifică superioară, sunt transmise de către operatorul sistemului
naţional de transport, în format electronic, conform
tabelului nr. 2.
|
Punct predare din SNT
|
Operator
de distribuţie
|
V (m3)
|
Buletin de analiză al gazelor
naturale
|
|
ZCG
|
Denumire SRM
|
Cod SRM
|
Cod
siruta
superior
|
Cod
siruta
inferior
|
Denumire punct de măsura
|
Nr şi data
buletin/buleti
ne analiză
|
Presiunea gazelor în punctul de prelevare
|
Putere calorifica superioara
|
Nr şi data
buletin analiză pct roua al apei
|
Punct de rouă al apei
|
|
kWh/m3
|
GJ/m3
|
-°C
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
9
|
10
|
11
|
12
|
13
|
14
|
Tabelul nr.2
7.25 Operatorii nominalizaţi
conform prevederilor art. 7.22 alin. (3), pentru determinarea puterii
calorifice superioare a gazelor naturale livrate, au obligaţia să arhiveze
buletinele de analiză cromatografică.
7.26 Operatorul sistemului de transport, respectiv
producătorii, în termen de trei zile de la data
închiderii de lună de la operatorul de piaţă, va transmite furnizorilor
clienţilor direct racordaţi în sistemul de transport, respectiv în conductele din amonte şi operatorilor de
distribuţie interesaţi valoarea puterii calorifice aferente fiecărei ZCG,
valoare ce va fi folosită în scopul precizat la art.7.18 alin. (2), începând cu
acea dată şi care va fi valabilă până la următoarea comunicare.
7.27 Operatorii sistemelor de distribuţie vor
transmite utilizatorilor de sistem de distribuţie valoarea PCS care trebuie
luată în considerare pentru facturarea clienţilor lor.
7.28 (1) Operatorii menţionaţi în prezenta metodologie
au obligaţia ca în luna decembrie 2006 să aplice experimental modalitatea de
alocare a puterii calorifice superioare aferentă zonelor de consum precizate în
anexa nr. 3 şi în anexa nr. 4;
(2) In luna decembrie 2006, informaţiile prevăzute la
art. 7.23 şi 7.24 se transmit până în data de 20 decembrie 2006.
7.29 Furnizorii au obligaţia de a asigura comunicarea
către consumatorii lor a informaţiilor legate de accizarea gazelor naturale
începând cu data de 1 ianuarie 2007.
7.30 (1) In cazul reclamatiilor consumatorilor
racordaţi la sistemele de distribuţie a gazelor naturale referitoare la puterea
calorifică superioară utilizată în scopul precizat la art.7.18 alin. (2),
furnizorii pentru aceste sisteme au obligaţia de a răspunde acestora în termen
de 15 zile, prin punerea la dispoziţie a buletinelor de analiză utilizate la
determinarea puterii calorifice superioare pentru zona de consum respectivă şi
perioada precizată în factură, însoţite de o explicaţie referitoare la modul de
calcul a puterii calorifice superioare.
(2) Reclamaţiile consumatorilor racordaţi direct la
SNT, referitoare la puterea calorifică superioară utilizată la facturare, sunt
soluţionate de operatorul sistemului naţional de transport similar cu
precizările de la alin. (1).
(3) Reclamaţiile consumatorilor racordaţi la conductele
din amonte, referitoare la puterea calorifică superioară utilizată la
facturare, sunt soluţionate de operatorii acestor conducte similar cu
precizările de la alin. (1).
7.31 Periodic, producătorii, operatorul sistemului
naţional de transport şi operatorii sistemelor de distribuţie pot efectua
analize de control nesistematice pentru determinarea puterii calorifice superioare. In cazul în care,
pentru aceiaşi zonă de consum, pe parcursul a 30 de zile, trei analize
consecutive efectuate la interval de minim 7 zile, stabilesc o putere
calorifică superioară diferită cu mai mult de ± 2% faţă de valoarea folosită la
facturare, operatorii care livrează, respectiv preiau gaze naturale în zona de
consum în cauză, solicită, dacă este cazul, ANRGN modificarea pe cale de
consecinţă a anexei nr.3 şi a anexei nr. 4.
7.32 (1) Operatorii din
sectorul gazelor naturale, au obligaţia de a transmite în scris către ANRGN,
orice modificare referitoare la anexele nr. 3 şi nr.4.
(2) După primirea notificării, ANRGN actualizează
listele prevăzute în anexa nr. 3 şi în anexa nr. 4.
7.33 (1) Producătorii şi
operatorul sistemului naţional de transport au obligaţia de a publica pe pagina
proprie de internet, extrase din anexele nr. 3 şi nr.4, care privesc
activitatea proprie precum şi valoarea puterii calorifice superioare
corespunzătoare ultimei determinări pentru fiecare ZCG în parte.
(2) Operatorii licenţiaţi pentru distribuţia gazelor
naturale au obligaţia de a publica pe pagina proprie de internet valorile PCS
corespunzătoare fiecărei localităţi pentru care deţin licenţa de distribuţie a
gazelor naturale.
8 Calitatea gazelor
Cerinţele minime de calitate ale gazelor tranzacţionate
pe piaţa angro sunt cele prezentate în Anexa 3 din Acordul Tehnic.
9 Documente şi înregistrări
9.1 Fiecare punct de predare / preluare comercială de
pe piaţa angro trebuie să posede o arhivă (în responsabilitatea operatorului
punctului de predare-preluare comercială a gazelor naturale), care să conţină
cel puţin următoarele documente:
- cartea tehnică a instalaţiei în conformitate cu
Acordul Tehnic;
- procese verbale încheiate cu
ocazia instalării şi a punerii în funcţiune a contoarelor / sistemelor şi
echipamentelor de măsurare;
- jurnal de configurare ;
- jurnal de calibrare;
- jurnal de înregistrări lunare;
- jurnal de avarii;
- rapoarte de neconformitate încheiate cu ocazia
auditurilor efectuate ;
- procese verbale încheiate cu ocazia soluţionării
neconformităţilor.
9.2 înregistrările care trebuie să existe la fiecare
punct de tranzacţie comercială pe piaţa angro sunt:
- numărul şi seria tuturor
instrumentelor instalate;
- data şi ora înlocuirii instrumentelor defecte şi
citirea ultimilor indicaţii ale mecanismelor integratoare ale acestora (unde
este cazul);
- data şi ora de început şi de sfîrşit a calibrărilor
şi / sau a verificărilor efectuate;
- rezultatele verificărilor şi / sau calibrărilor
efectuate;
- data şi ora la care s-au efectuat modificări în
setarea convertoarelor sau a calculatoarelor de debit şi care sunt acestea;
- data, ora şi motivul apariţiei alarmelor; data şi
ora dispariţiei alarmelor.
9.3 Toate rapoartele de întreţinere şi verificare a
mijloacelor de măsurare trebuie semnate de persoana care a efectuat operaţiile respective.
10 Securitatea măsurărilor
10.1 In vederea asigurării securităţii măsurării,
mijloacele de măsurare vor fi sigilate conform schemei de sigilare din
aprobarea de model. Prin acordul părţilor se pot aplica sigilii suplimentare.
10.2 Accesul partenerului de contract în SM-uri sau
SRM-uri se va face numai de către personalul menţionat
pe lista de personal înaintată de acesta către operatorul staţiei, pe baza
legitimaţiei şi a ordinului de serviciu, numai în prezenţa reprezentantului
autorizat al operatorului SM-ului sau SRM-ului.
10.3 In cazul existentei liniilor de măsurare
aflate în rezervă, acestea vor fi izolate etanş prin închiderea şi sigilarea
robinetelor. La SM-urile sau SRM-urile automatizate, poziţia închis / deschis a
robinetelor va fi indicată vizual pe sistemul de monitorizare.
10.4 Robinetele amonte şi aval de sistemul de
măsurare aflat în funcţiune se vor sigila în poziţia complet deschis. La
SM-urile sau SRM-urile automatizate, poziţia închis / deschis a robinetelor va fi indicată vizual pe
sistemul de monitorizare.
10.5 In cazul teletransmisiei de date trebuiesc îndeplinite următoarele condiţii:
- Securitatea şi integritatea transmisiilor de date
va fi în conformitate cu prevederile legale în vigoare;
- Datele înregistrate trebuie protejate prin parole
software;
- Valorile preluate ale parametrilor de proces prin convertoare / calculatoare de debit trebuie să fie de
tip "numai citire", neputînd fi modificate prin intervenţii pe
oricare din căile de acces ( locală sau de la distanţă ).
11 Rezolvarea reclamaţiilor şi divergenţelor
Reclamaţiile şi divergenţele care pot apărea între
părţi (din punct de vedere al măsurării gazelor naturale) se rezolvă în
conformitate cu prevederile contractelor dintre părţi, sau, în lipsa unor
prevederi specifice, în conformitate cu prevederile din Acordul Tehnic şi/sau
Standardul de Performanţă pentru furnizarea gazelor naturale pe piaţa angro.
12 Condiţii generale la măsurarea cantităţilor de
gaze tranzitate pe teritoriul României
La măsurarea cantităţilor de gaze tranzitate prin
conducte dedicate pe teritoriul României, se admite o diferenţă între volumele
intrate, respectiv ieşite din ţară pentru o anumită perioadă de timp, în limita
volumelor calculate prin suma incertitudinilor sistemelor de măsurare utilizate
în cele două puncte, la care se adaugă sau se scade după caz, variaţia din
aceiaşi perioadă de timp a volumelor de gaze din conducta la care se face
referire.
13 Dispoziţii finale şi tranzitorii
13.1. Dispoziţiile prezentului regulament se
completează cu prevederile legislaţiei în vigoare
13.2. ANRGN, pe baza
propunerilor titularilor de licenţe, a consumatorilor eligibili şi prin consultare cu organismele
abilitate ale statului şi asociaţii profesionale va revizui prezentul
regulament.
13.3. Anexele 1-4 fac parte integrantă din prezentul
regulament.
13.4. Anexele 3 şi 4 se
publică pe pagina de internet a ANRGN, www.anrgn.ro, şi se actualizează prin decizie internă a preşedintelui ANRGN.
ANEXA Nr. 1 la regulament
ABREVIERI
ANRGN - Autoritatea Naţională de Reglementare în Domeniul Gazelor Naturale
BRML - Biroul Român de Metrologie Legală
IML - instrucţiuni de metrologie legală
LO - lista oficială a mijloacelor de măsurare supuse
obligatoriu controlului metrologic al statului
SR - Standard Român
ISO - Organizaţia Internaţională de Standardizare
AGA - Asociaţia Americană a Gazului
SM - staţie de măsurare SRM - staţie de reglare
măsurare
SNT - sistemul naţional de transport a gazelor naturale
ANEXA Nr. 2 la regulament
BIBLIOGRAFIE
ISO/DIS 9857 - Petrol şi
produse petroliere - Măsurarea continuă a densităţii
ISO / DIS 15112 - Gaz natural. Determinarea energiei
prEN 50154 - Instalarea instalaţiilor
electrice în zone periculoase Instalaţii electrice în atmosfere gazoase periculoase (altele decât mine)