Правила учета газа

Об утверждении Правил учета газа (с изменениями на 26 декабря 2014 года)

Об утверждении Правил учета газа

МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ПРИКАЗ

от 30 декабря 2013 года N 961

Об утверждении Правил учета газа

(с изменениями на 26 декабря 2014 года)

1. Утвердить прилагаемые Правила учета газа.

2. Признать утратившими силу Правила учета газа, утвержденные заместителем Министра топлива и энергетики Российской Федерации В.В.Бушуевым 14 октября 1996 года (зарегистрированы Минюстом России 15 ноября 1996 года, регистрационный N 1198).

Министр
А.Новак

Зарегистрировано
в Министерстве юстиции
Российской Федерации
30 апреля 2014 года,
регистрационный N 32168

Правила учета газа

(с изменениями на 26 декабря 2014 года)

1.2. При проведении учета газа осуществляется упорядоченный сбор, регистрация и обобщение информации о количественных и (или) о количественных и качественных их показателях в натуральном выражении, о наличии и движении путем документального оформления всех операций, связанных с добычей, транспортировкой, переработкой, хранением и потреблением.

1.3. Последовательно выполняемые действия по сбору, накоплению и составлению информации об учете газа и ее отражению в первичных учетных документах должны предусматривать совокупность операций, выполняемых для определения количественных значений объемов газа и (или) их количественных и качественных показателей, регистрацию, а при необходимости расчет его количественных и (или) количественных и качественных показателей.

1.4. Правила распространяются на юридических и физических лиц, включая индивидуальных предпринимателей.

1.5. Юридические лица и индивидуальные предприниматели, осуществляющие учет газа в установленном законодательством Российской Федерации порядке, обеспечивают должностным лицам государственного метрологического надзора доступ к средствам измерений и (или) техническим системам и устройствам с измерительными функциями.

1.6. Средства измерений и (или) технические системы и устройства с измерительными функциями, применяемые для учета газа в сферах государственного регулирования, должны отвечать требованиям законодательства Российской Федерации об обеспечении единства измерений.

1.7. Измерения объемов газа, в том числе показатели точности измерений объемов газа, определяются в соответствии с законодательством Российской Федерации об обеспечении единства измерений.

1.8. Средства измерений и (или) технические системы и устройства с измерительными функциями должны быть защищены от несанкционированного вмешательства.

2.1. Целями учета являются:
________________
Пункт 42 Правил пользования газом и предоставления услуг по газоснабжению в Российской Федерации, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 17.05.2002 N 317 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2002, N 20, ст.1870).
осуществление финансовых расчетов при газоснабжении;
контроль за режимами поставки газа и контроль за потреблением газа организацией в целом, отдельным газоиспользующим оборудованием или в технологическом процессе;
контроль за использованием газа.

2.2. При добыче учету подлежит газ:
добытый;
поставленный потребителям;
расходуемый на обеспечение собственных нужд газодобывающей организации, в том числе на технологические нужды, на жилищно-коммунальные и бытовые нужды (собственные производственно-технологические нужды) (в том числе в качестве топлива);
сожженный на факельных установках;
полученный от других газодобывающих организаций;
утерянный.

2.3. При транспортировке учету подлежит газ:
принимаемый от грузоотправителя для транспортировки;
сдаваемый грузополучателю;
передаваемый одной организацией трубопроводного транспорта другой организации трубопроводного транспорта;
утерянный.

2.4. При переработке учету подлежит газ:
поставленный на газоперерабатывающий объект;
сожженный на факельных установках;
отпущенный с газоперерабатывающего объекта;
расходуемый на обеспечение собственных нужд газоперерабатывающего объекта, в том числе на технологические нужды, на жилищно-коммунальные и бытовые нужды (собственные производственно-технологические нужды) (в том числе в качестве топлива);
утерянный.

2.5. При хранении учету подлежит газ:
принимаемый в места хранения;
отпускаемый с мест хранения;
утерянный.

2.6. При потреблении учету подлежит газ при входе на газопотребляющий объект.

2.7. При добыче, транспортировке, переработке, хранении и потреблении газа для учета количественных значений объемов газа применяется единица измерения, определяемая учетной политикой организации.

2.8. В целях формирования достоверной информации при учете объема газа определяются:
технологические объекты и места на технологической схеме, где производятся измерения объема газа;
перечень показателей газа, подлежащих измерению;
состав средств измерений и (или) технических систем и устройств с измерительными функциями и параметры измерений.

2.9. Измерения объема газа выполняются по аттестованным в установленном порядке методикам (методам) измерений.

2.10. При приеме-передаче газа его объем измеряется средствами измерений и (или) техническими системами и устройствами с измерительными функциями, определенными проектной документацией на объекты транспортировки, хранения и (или) потребления.
При поставках газа газотранспортной организацией газораспределительной организации объем газа измеряется средствами измерений и (или) техническими системами и устройствами с измерительными функциями газотранспортной организации.

2.11. Количество (объемы) газа ежемесячно с начала года учитывается в форме баланса газа.

III. Особенности учета газа

3.1. Учет природного газа при добыче должен проводиться в календарном месяце, в котором проводилось его измерение.
(Пункт в редакции, введенной в действие с 10 марта 2015 года приказом Минэнерго России от 26 декабря 2014 года N 997.

3.2. Учет добытого природного газа проводится для стандартных условий независимо от теплотворной способности газа и других параметров, определяющих качественные характеристики природного газа.

3.3. Объем добытого природного газа, приведенного к стандартным условиям, подготовленного и по своему качеству соответствующего национальному (региональному или международному) стандарту, а в случае отсутствия указанных стандартов — стандарту организации, определяется как сумма количества природного газа, измеренного и переданного для транспортировки, с учетом количества фактических потерь природного газа при добыче, а также остатков природного газа во внутрипромысловых газопроводах.
В случае если на объектах сбора и подготовки природного газа его отпуск сторонним организациям и (или) на собственные производственно-технологические нужды осуществляется в составе газоводоконденсатной смеси, то количество отпущенного природного газа, определенного по показателям переданного объема газоводоконденсатной смеси и ее физико-химическим характеристикам, учитывается в объеме добытого природного газа.
На объектах сбора и подготовки природного газа его отпуск без проведения учета не допускается.
(Пункт в редакции, введенной в действие с 10 марта 2015 года приказом Минэнерго России от 26 декабря 2014 года N 997.

3.4. Фактические потери природного газа при добыче, транспортировке, переработке и хранении (при закачке и отборе из газохранилищ) определяются собственником природного газа по каждому конкретному месту их образования и оформляются актами.

3.5. По итогам деятельности в отчетном периоде организация составляет баланс добычи природного газа на основании актов приема-сдачи количества добытого, переданного для транспортировки и другим организациям, принятого от других организаций, сожженного на факельных установках, использованного на собственные производственно-технологические нужды, с учетом фактических потерь.

3.6. При контроле параметров технологического процесса сбора и подготовки природного газа газодобывающая организация ведет учет природного газа в составе извлекаемой из недр газовой смеси (далее — оперативный учет природного газа).
Регистрация показаний средств измерений и (или) технических систем и устройств с измерительными функциями о показателях природного газа в составе извлекаемой из недр газовой смеси при оперативном учете природного газа осуществляется в эксплуатационных документах.
Порядок ведения оперативного учета природного газа определяется газодобывающей организацией в соответствии с принятой схемой и технологией разработки месторождения, проектом обустройства месторождения или плана пробной эксплуатации скважин.

3.7. Количественные и качественные показатели природного газа при приеме-передаче для транспортировки, а также в процессе распределения измеряются на линии раздела объектов газоснабжения и (или) распределения между владельцами по признаку собственности или владения на ином законном основании.

3.8. При отсутствии либо неисправности средств измерений и (или) технических систем и устройств с измерительными функциями у газораспределительной организации количество поданного природного газа поставщиком определяется по данным средств измерения и (или) технических систем и устройств с измерительными функциями поставщика газа.

3.9. При отсутствии либо неисправности средств измерений и (или) технических систем и устройств с измерительными функциями у потребителя количество поданного газа поставщиком или газораспределительной организацией определяется по проектной мощности газопотребляющих объектов исходя из времени, в течение которого подавался газ в период отсутствия либо неисправности средств измерения и (или) технических систем и устройств с измерительными функциями.

3.10. Учет количества природного газа, реализуемого населению, осуществляется средствами измерений в условиях их применения.
Количество природного газа, реализуемого населению, при отсутствии средств измерений газа определяется в соответствии с положениями постановления Правительства Российской Федерации от 13 июня 2006 года N 373 «О порядке установления нормативов потребления газа населением при отсутствии приборов учета газа» (Собрание законодательства Российской Федерации, 2006, N 25, ст.2733).

3.11. Количество добытого попутного (нефтяного) газа за отчетный период нефтегазодобывающие организации учитывают раздельно по каждому лицензионному участку недр в соответствии с проектной документацией лицензионного участка по результатам измерений средствами измерений и (или) техническими системами и устройствами с измерительными функциями.
На объектах сбора и подготовки попутного (нефтяного) газа его отбор без проведения учета не допускается.
(Пункт в редакции, введенной в действие с 10 марта 2015 года приказом Минэнерго России от 26 декабря 2014 года N 997.

3.12. Количество добытого попутного (нефтяного) газа за отчетный период нефтегазодобывающие организации определяют суммированием количества добытого попутного (нефтяного) газа по каждому лицензионному участку недр в отчетном периоде, с учетом фактических потерь, количества отпущенного (полученного) другой нефтегазодобывающей организации (от другой нефтегазодобывающей организации) и использованного на собственные производственно-технологические нужды.

3.13. По результатам измерений принятого (переданного) количества попутного (нефтяного) газа от сторонних организаций оформляется акт приема-сдачи попутного (нефтяного) газа.

3.14. Количество попутного (нефтяного) газа, направленного на сжигание, учитывается по показаниям средств измерения и (или) технических систем и устройств с измерительными функциями.

3.15. В целях учета попутного (нефтяного) газа фактические потери попутного (нефтяного) газа при добыче и транспортировке определяются и учитываются нефтегазодобывающей организацией по каждому конкретному месту их образования.

3.16. По завершении отчетного периода нефтегазодобывающая организация составляет баланс добычи попутного (нефтяного) газа.

3.17. В процессе сбора и подготовки природного газа нефтегазодобывающая организация ведет учет попутного (нефтяного) газа в составе извлекаемой из недр нефтегазоводяной смеси в целях контроля параметров технологического процесса (далее — оперативный учет попутного (нефтяного) газа).
Регистрация показаний средств измерений и (или) технических систем и устройств с измерительными функциями о показателях попутного (нефтяного) газа в составе извлекаемой из недр нефтегазоводяной смеси при оперативном учете попутного (нефтяного) газа осуществляется в эксплуатационных документах.
Порядок ведения оперативного учета попутного (нефтяного) газа устанавливается нефтегазодобывающей организацией в соответствии с принятой схемой и технологией разработки месторождения, проектом обустройства месторождения или планом пробной эксплуатации скважин.

3.18. Количество попутного (нефтяного) газа, поступившего на переработку либо поставляемого с переработки, сжигаемого на факельных установках, подлежит учету.

3.19. Фактические технологические потери попутного (нефтяного) газа при добыче, транспортировке, переработке и хранении (при закачке и отборе из газохранилищ) определяются и учитываются собственником попутного (нефтяного) газа по каждому месту их образования.

3.20. Учет при потреблении попутного (нефтяного) газа должен предусматривать измерение и регистрацию его количественных показателей на входе в газопотребляющий объект.
Редакция документа с учетом
изменений и дополнений подготовлена
АО «Кодекс»

I. Общие положения

Приказ Министерства энергетики РФ от 30 декабря 2013 г. № 961

«Об утверждении Правил учета газа»

(в редакции, актуальной с 10 марта 2015 г.,

с изменениями и дополнениями, внесенными в текст,
согласно приказу Министерства энергетики РФ от 26.12.2014 г. № 997)

1. Утвердить прилагаемые Правила учета газа.

2. Признать утратившими силу Правила учета газа, утвержденные заместителем Министра топлива и энергетики Российской Федерации В.В. Бушуевым 14 октября 1996 г. (зарегистрированы Минюстом России 15 ноября 1996 г., регистрационный № 1198).

Министр

А.В. Новак

Зарегистрировано в Минюсте РФ 30 апреля 2014 г.

Регистрационный № 32168

Правила учета газа

(утв. приказом Министерства энергетики РФ от 30 декабря 2013 г. № 961)

1.1. Настоящие Правила устанавливают порядок учета количества (объема) добытого, транспортируемого, перерабатываемого, хранимого и потребляемого природного газа, нефтяного (попутного) газа, отбензиненного сухого газа, газа из газоконденсатных месторождений, добываемого и собираемого газо- и нефтеперерабатывающими организациями, и газа, вырабатываемого газо- и нефтеперерабатывающими организациями (далее — газ)*.

1.2. При проведении учета газа осуществляется упорядоченный сбор, регистрация и обобщение информации о количественных и (или) о количественных и качественных их показателях в натуральном выражении, о наличии и движении путем документального оформления всех операций, связанных с добычей, транспортировкой, переработкой, хранением и потреблением.

1.3. Последовательно выполняемые действия по сбору, накоплению и составлению информации об учете газа и ее отражению в первичных учетных документах должны предусматривать совокупность операций, выполняемых для определения количественных значений объемов газа и (или) их количественных и качественных показателей, регистрацию, а при необходимости расчет его количественных и (или) количественных и качественных показателей.

1.4. Правила распространяются на юридических и физических лиц, включая индивидуальных предпринимателей.

1.5. Юридические лица и индивидуальные предприниматели, осуществляющие учет газа в установленном законодательством Российской Федерации порядке, обеспечивают должностным лицам государственного метрологического надзора доступ к средствам измерений и (или) техническим системам и устройствам с измерительными функциями.

1.6. Средства измерений и (или) технические системы и устройства с измерительными функциями, применяемые для учета газа в сферах государственного регулирования, должны отвечать требованиям законодательства Российской Федерации об обеспечении единства измерений.

1.7. Измерения объемов газа, в том числе показатели точности измерений объемов газа, определяются в соответствии с законодательством Российской Федерации об обеспечении единства измерений.

1.8. Средства измерений и (или) технические системы и устройства с измерительными функциями должны быть защищены от несанкционированного вмешательства.

II. Учет количественных и (или) качественных показателей газа

2.1. Целями учета являются**:

осуществление финансовых расчетов при газоснабжении;

контроль за режимами поставки газа и контроль за потреблением газа организацией в целом, отдельным газоиспользующим оборудованием или в технологическом процессе;

контроль за использованием газа.

** Пункт 42 Правил пользования газом и предоставления услуг по газоснабжению в Российской Федерации, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 17.05.2002 № 317 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2002, № 20, ст. 1870).

2.2. При добыче учету подлежит газ:

добытый;

поставленный потребителям;

расходуемый на обеспечение собственных нужд газодобывающей организации, в том числе на технологические нужды, на жилищно-коммунальные и бытовые нужды (собственные производственно-технологические нужды) (в том числе в качестве топлива);

сожженный на факельных установках;

полученный от других газодобывающих организаций;

утерянный.

2.3. При транспортировке учету подлежит газ:

принимаемый от грузоотправителя для транспортировки;

сдаваемый грузополучателю;

передаваемый одной организацией трубопроводного транспорта другой организации трубопроводного транспорта;

утерянный.

2.4. При переработке учету подлежит газ:

поставленный на газоперерабатывающий объект;

сожженный на факельных установках;

отпущенный с газоперерабатывающего объекта;

расходуемый на обеспечение собственных нужд газоперерабатывающего объекта, в том числе на технологические нужды, на жилищно-коммунальные и бытовые нужды (собственные производственно-технологические нужды) (в том числе в качестве топлива);

утерянный.

2.5. При хранении учету подлежит газ:

принимаемый в места хранения;

отпускаемый с мест хранения;

утерянный.

2.6. При потреблении учету подлежит газ при входе на газопотребляющий объект.

2.7. При добыче, транспортировке, переработке, хранении и потреблении газа для учета количественных значений объемов газа применяется единица измерения, определяемая учетной политикой организации.

2.8. В целях формирования достоверной информации при учете объема газа определяются:

технологические объекты и места на технологической схеме, где производятся измерения объема газа;

перечень показателей газа, подлежащих измерению;

состав средств измерений и (или) технических систем и устройств с измерительными функциями и параметры измерений.

2.9. Измерения объема газа выполняются по аттестованным в установленном порядке методикам (методам) измерений.

2.10. При приеме-передаче газа его объем измеряется средствами измерений и (или) техническими системами и устройствами с измерительными функциями, определенными проектной документацией на объекты транспортировки, хранения и (или) потребления.

При поставках газа газотранспортной организацией газораспределительной организации объем газа измеряется средствами измерений и (или) техническими системами и устройствами с измерительными функциями газотранспортной организации.

2.11. Количество (объемы) газа ежемесячно с начала года учитывается в форме баланса газа.

Приказ Министерства энергетики РФ от 30 декабря 2013 г. № 961

«Об утверждении Правил учета газа»

1. Утвердить прилагаемые Правила учета газа.

2. Признать утратившими силу Правила учета газа, утвержденные заместителем Министра топлива и энергетики Российской Федерации В.В. Бушуевым 14 октября 1996 г. (зарегистрированы Минюстом России 15 ноября 1996 г., регистрационный № 1198).

Министр

А.В. Новак

Зарегистрировано в Минюсте РФ 30 апреля 2014 г.

Регистрационный № 32168

Правила учета газа

(утв. приказом Министерства энергетики РФ от 30 декабря 2013 г. № 961)

Технические требования

Начало

Технические требования

для потребителей г. Москвы и Московской области,
находящихся в договорных отношениях с ООО «Газпром межрегионгаз Москва».

На стадии проектирования вновь строящихся, реконструируемых, переводимых на другие виды топлива газопотребляющих объектов, а также модернизируемых узлов учета расхода газа необходимо согласовывать:

1. Технические требования к коммерческому узлу учета газа и составу газоиспользующего оборудования.

Перечень предоставляемых документов (копии):

— разрешение на использование природного газа в качестве топлива от Топливно-энергетического комитета МО (ГУТЭК МО, МЖКХ МО) или Минэкономразвития России, если годовой объем потребления свыше 10,0 тыс.тут;

— согласование технической возможности поставки газа ООО «Мострансгаз»

(для вновь строящихся);

— согласование объема газа от поставщика;

— согласование ОАО «Газпром» на использование природного газа в качестве топлива с годовым объемом более 0,1 тыс.тут;

— технические условия ГУП МО «Мособлгаз» о технической возможности поставки газа;

— технические условия МЖКХ (для предприятий тепловыработки);

— паспорта и сертификаты на газоиспользующее оборудование, средства измерения коммерческого узла учета газа.

2. Проектные решения к коммерческому узлу учета расхода газа и составу газоиспользующего оборудования.

Перечень предоставляемых документов:

Рабочий проект газоснабжения, разработанный на основании топливного режима и технических условий с предоставлением следующих разделов:

наружные сети,

внутреннее

газоснабжение,

монтажная схема узла учета газа,

КИПиА

жидкое топливо, если предусмотрено топливным режимом.

На стадии заключения договора поставки газа для проведения пуско- и режимно-наладочных работ:

предъявлять техническим службам ООО «Газпром межрегионгаз Москва» после монтажа узлы учета расхода газа, состав газоиспользующего оборудования, построенное резервное топливное хозяйство;

Перечень предоставляемых документов:

— 2. акт приемки коммерческого узла учета газа в эксплуатацию ( Ф.13а, Ф.13б), подписанный представителем ф-ла ГУП МО «Мособлгаз»;

— 3. разрешение на использование природного газа в качестве топлива;

— 4. рабочий проект согласованный с ГУП МО «Мособлгаз» и с ООО «Газпром межрегионгаз Москва»;

— 5. акт приемки рабочей комиссией резервного топливного хозяйства к эксплуатации и справка о наличии резервного топлива в соответствии с топливным режимом);

— 6. договор на проведение режимно-наладочных работ со специализированной наладочной организацией, имеющей лицензию на право деятельности;

— 7. паспорта на средства измерения расхода газа (счетчик, корректор, датчики);

— 8. паспорта с техническими характеристиками газоиспользующего оборудования, в т.ч. газогорелочных устройств;

— 9. расчет необходимого количества газа (по месяцам) для проведения пуско-режимно-наладочных работ, выполненный представителем наладочной организации;

— 10. приказ о назначении ответственного за газовое хозяйство (образец письма о пуске газа под наладочные работы).

По окончании режимно-наладочных работ для заключения основного договора поставки газа предъявляются:

— акты приемки объекта в эксплуатацию после наладочных работ инспектором Ростехнадзора (Ф.16);

— акт окончания наладочных работ по договору;

— отчеты специализированной наладочной организации о проведении пуско и режимно- наладочных работ в соответствии с п. 4 Требований к содержанию технических отчетов: с рассчитанной удельной нормой расхода топлива на выработку и отпуск теплоэнергии (для котельных) и на производство продукции (для технологии), КПД нетто котельной и т.д. (образец письма о готовности газоиспользующего оборудования к эксплуатации после проведения РНР).

Обращаем внимание потребителей газа, что в соответствии с п. 34 Правил пользования газом и предоставления услуг по газоснабжению в РФ очередные режимно-наладочные работы на газоиспользующем оборудовании проводятся не реже одного раза в 3 года. По результатам проведения режимно-наладочных работ наладочной организацией составляется технический отчет, отражающий показатели, влияющие на эффективность использования газа, при различных режимах работы газоиспользующего оборудования.

Справка

В соответствии с поручениями Президента Российской Федерации от 3 ноября 2010 г. № Пр-3211 и Председателя Правительства Российской Федерации 15 ноября 2010 г. № ВП-П9-7757 приказываю:

1. Утвердить прилагаемые методические рекомендации по техническим требованиям к системам и приборам учета воды, газа, тепловой энергии, электрической энергии.

2. Контроль за исполнением настоящего приказа возложить на заместителя Министра промышленности и торговли В.Ю. Саламатова.

Министр В.Б. Христенко

Методические рекомендации
по техническим требованиям к системам и приборам учета воды, газа, тепловой энергии, электрической энергии
(утв. приказом Министерства промышленности и торговли РФ от 21 января 2011 г. № 57)

Настоящие методические рекомендации по техническим требованиям к системам и приборам учета воды, газа, тепловой энергии, электрической энергии (далее — методические рекомендации) разработаны с учетом Федерального закона «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации», соответствуют Директиве 2004/22/ЕС Европейского Парламента и Совета от 31 марта 2004 г. «О средствах измерения».

Настоящие методические рекомендации предлагаются для использования производителями и потребителями систем и приборов учета воды, газа, тепловой энергии, электрической энергии.

Настоящими методическими рекомендациями предлагают следующие группы технических требований:

1. Технические требования к системам и приборам учета воды (Приложение 1 к настоящим методическим рекомендациям).

2. Технические требования к системам и приборам учета газа (Приложение 2 к настоящим методическим рекомендациям).

3. Технические требования к системам и приборам учета тепловой энергии (Приложение 3 к настоящим методическим рекомендациям).

4. Технические требования к системам и приборам учета электрической энергии (Приложение 4 к настоящим методическим рекомендациям).

Приложение 1
к методическим рекомендациям по
техническим требованиям к
системам и приборам учета воды,
газа, тепловой энергии,
электрической энергии
утвержденным приказом
Министерства промышленности и торговли РФ
от 21 января 2011 г. № 57

Технические требования
к системам и приборам учета воды

Системы и приборы учета воды (далее — счетчики воды) предназначены для измерения в жилых домах и зданиях, строениях, сооружениях организаций коммунального комплекса объема чистой холодной или горячей воды.

В целях настоящих методических рекомендаций — счетчик воды это техническое средство, предназначенное для измерения объема воды, хранения, отображения и передачи результатов измерений объема воды.

Счётчик воды должен обеспечивать защиту от несанкционированного вмешательства и исключать возможность обнуления ранее полученных результатов измерений и накопленной измерительной информации.

Характеристики счётчиков воды:

Минимальный расход * — наименьшее значение расхода, при котором счетчик воды обеспечивает измерения, удовлетворяющие требованиям к максимально допускаемой погрешности измерений.

Переходный расход * — значение расхода между номинальным и минимальным расходами, при котором диапазон измерений расхода разбивается на два поддиапазона: «верхний» и «нижний». Каждый поддиапазон характеризуется своим значением максимально допускаемой погрешности измерений.

Номинальный расход * — наибольшее значение расхода, при котором счетчик воды при нормальных условиях эксплуатации удовлетворительно работает без ухудшения характеристик длительное время при установившихся либо прерывистых режимах потока.

Максимальный расход * — наибольшее значение расхода, при котором счетчик воды удовлетворительно работает без ухудшения характеристик в течение короткого интервала времени.

Измеренный счетчиком воды объем воды представляется (отображается) в кубических метрах.

Рабочие условия применения счетчика воды:

1. Диапазон измерения расхода воды.

Значения диапазона измерения расхода воды должны соответствовать следующим требованиям:

*;

*;

*.

2. Диапазон изменений температуры воды.

Границы диапазона изменений температуры воды должны соответствовать следующим требованиям: от +0,1°С до +30°С для счетчиков холодной воды, или от +30°С до +90°С для счетчиков горячей воды.. Счетчик воды может иметь конструкцию, обеспечивающую работу в обоих диапазонах изменений температуры воды.

3. Относительный диапазон изменения давления воды от 0,3 бар до 10 бар для * (1 бар=105 Па).

4. Для источника питания: номинальное значение напряжения переменного тока и/или предельные значения напряжения питания постоянного тока.

5. Максимально допускаемая погрешность измерений объема воды при расходе Q не большем * и меньшем * должна составлять:

2% — для воды при температуре не более 30°С;

3% — для воды при температуре более 30°С.

6. Максимально допускаемая погрешность измерения объема воды при расходе не меньшем * и меньшем * должна составлять *% в диапазоне изменения температуры воды.

7. Электромагнитная совместимость.

7.1. Электромагнитная совместимость счетчиков воды должна быть удовлетворять требованиям:

— изменение результата измерения объема воды не должно превышать критического значения изменения, установленного в пункте 8.1;

— результат измерения объема воды должен достоверно отображаться, интерпретироваться, храниться и передаваться.

7.2. После воздействия электромагнитных помех счетчик воды должен:

— обеспечивать восстановление (сохранение) всей измерительной информации, имевшейся непосредственно перед воздействием помех;

— сохранять все измерительные функции;

— восстанавливать свою работу с погрешностью не большей максимально допускаемой погрешности.

7.3. Критическое (наибольшее допускаемое) изменение результата измерения объема воды должно соответствовать наименьшему из двух следующих значений:

— объема воды, соответствующего половине абсолютного значения максимально допускаемой погрешности в верхнем поддиапазоне измерений объема воды;

— объема воды, соответствующего значению максимально допускаемой погрешности измерений объема воды, полученного за одну минуту при расходе *.

8. Надежность.

После проведения испытаний счетчиков воды на надежность должны выполняться следующие требования:

8.1. Отклонение результата измерений после испытания на надежность по отношению к первоначальному результату измерений по абсолютной величине не должно превышать:

3% измеренного объема воды при значениях расхода не меньших * и меньших *, то есть *;

1,5% измеренного объема воды при значениях расхода не меньших * и меньших *, то есть *.

8.2. Погрешность измерения объема воды после испытания на надежность не должна превышать:

*% измеренного объема воды при значениях расхода воды не меньших * и меньших *, то есть *;

*% измеренного объема воды при значениях расхода воды не меньших * и не больших *, то есть * (для счетчиков воды, предназначенных для измерения объема воды с температурой от +0,1°С до +30°С);

*% измеренного объема воды при значениях расхода не меньших * и не больших *, то есть * (для счетчиков воды, предназначенных для измерения количества воды с температурой от +30°С до +90°С).

9. Пригодность к эксплуатации.

9.1. Счетчик воды должен быть работоспособным при установке в любом положении, если на нём не указано положение установки.

9.2. Изготовитель должен указывать, позволяет ли конструкция счетчика воды измерять обратный поток воды. Результат измерений обратного потока воды должен либо вычитаться из измеренного объема прямого потока воды, либо регистрироваться отдельно. Та же максимально допускаемая погрешность должна относится как к прямому, так и к обратному потоку воды.

Счетчики воды, в которых не предусмотрено измерение обратного потока, должны препятствовать возникновению обратного потока, либо должны выдерживать случайный обратный поток без каких-либо повреждений или изменений метрологических характеристик.

Приложение 2
к методическим рекомендациям по
техническим требованиям к
системам и приборам учета воды,
газа, тепловой энергии,
электрической энергии
утвержденным приказом
Министерства промышленности
и торговли РФ
от 21 января 2011 г. № 57

Технические требования
к системам и приборам учета газа

Системы и приборы учета газа (далее — счетчики газа) предназначены для измерения в жилых домах и зданиях, строениях, сооружениях организаций коммунального комплекса количества природного газа (объема и/или массы).

В целях настоящих методических рекомендаций — счетчик газа это техническое средство, предназначенное для измерения, хранения, отображения и передачи результатов измерений количества природного газа (объема и/или массы).

Устройство преобразования (корректор) — устройство, присоединенное к счетчику газа, которое автоматически приводит объем газа, измеренный при рабочих условиях, к нормальным условиям.

Счётчик газа должен обеспечивать защиту от несанкционированного вмешательства и исключать возможность обнуления ранее полученных результатов измерений и накопленной измерительной информации.

Характеристики счётчиков газа:

Минимальный расход газа * — наименьшее значение расхода газа, при котором счетчик газа обеспечивает измерения, удовлетворяющие требованиям к максимально допускаемой погрешности измерений.

Максимальный расход газа * — наибольшее значение расхода газа, при котором счетчик газа обеспечивает показания, удовлетворяющие требованиям к максимальной допускаемой погрешности измерений.

Переходный расход * — значение расхода между наибольшим и наименьшим значениями расходов, при которых диапазон расхода газа разделяется на два поддиапазона: «верхний» и «нижний», каждый из которых характеризуется своей максимально допускаемой погрешностью измерений.

Предельный расход газа * — значение расхода газа, при котором турбинный счетчик газа работает без ухудшения характеристик в течение короткого периода времени (если не указано иначе, то не более часа в сутки и 200 часов в год).

Условия применения счетчика газа.

1. Нормальные условия работы счетчика газа — условия, к которым приводятся измеренные при рабочих условиях значения объема газа: абсолютное давление газа 760 мм рт. ст. и температура газа +20°С.

Рабочие условия работы счетчика газа:

1.1. Диапазон измерений расхода газа должен удовлетворять следующим требованиям:

Класс точности * * *
1,5 Не менее 150 Не менее 10 1,2
1,0 Не менее 20 Не менее 5 1,2

1.2. Минимальный температурный диапазон газа составляет 40°С.

1.3 Изготовитель счетчиков газа и устройств преобразования объема газа должен указывать:

— «семейство» или группу газа;

— максимальное рабочее давление газа.

2. Максимально допускаемая погрешность измерений.

2.1. Счетчик газа, показывающий в рабочих условиях измерений объем или массу газа должен иметь показатели точности измерений, указанные в таблице 1.

Таблица 1

Измеренный объем Максимально допускаемая погрешность
Класс точности 1,5 Класс точности 1,0
* 3% 2%
* 1,5% 1%

Если значения погрешности измерений между * и * имеют одинаковый знак, то их значения по абсолютной величине не должны превышать 1% для класса точности 1,5 и 0,5% для класса точности 1,0.

2.2. Для счетчика газа со встроенным температурным корректором, который показывает значение приведенного к нормальным условиям объема газа, максимально допускаемая погрешность увеличивается на 0,5% в диапазоне 30°С, симметрично располагаясь вокруг температуры, установленной изготовителем, в интервале от +15°С до +25°С. За границами этого интервала допускается дополнительное увеличение погрешности измерений на 0,5% на каждый интервал в 10°С.

3. Электромагнитная совместимость.

3.1. Электромагнитная совместимость счетчика газа или устройства преобразования объема газа должна удовлетворять требованиям:

— изменение результата измерения не должно превышать критического значения изменения, указанного в пункте 3.3;

— результат измерения должен достоверно отображаться, интерпретироваться, храниться и передаваться.

3.2. После воздействия электромагнитных помех счетчик газа должен:

— обеспечивать восстановление (сохранение) всей измерительной информации, имевшейся непосредственно перед воздействием помех;

— сохранять все измерительные функции.

3.3. Критическое (наибольшее допускаемое) изменение результата измерений объема газа равно наименьшему из двух следующих значений:

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

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

3.4. Влияние помех от режимов втекания — вытекания потока.

В условиях установки, определенных изготовителем, влияние помех не должно превышать одной трети максимально допускаемой погрешности измерений.

4. Надежность.

После проведения соответствующих испытаний должны выполняться следующие требования:

4.1. Для счетчиков газа класса точности 1,5.

4.1.1. Отклонение результата измерений после испытаний на надежность по отношению к первоначальному результату измерений для расходов газа в диапазоне от * до * не должно превышать результат измерений более, чем на 2%.

4.1.2. Погрешность измерений после испытаний на надежность не должна превышать удвоенного значения максимально допускаемой погрешности измерений, указанной в разделе 2.

4.2. Для счетчиков газа класса точности 1,0.

4.2.1. Отклонение результата измерений после испытаний на надежность по отношению к первоначальному результату измерений не должно превышать одной трети максимально допускаемой погрешности измерений, указанной в разделе 2.

4.2.2. Погрешность измерений после испытания на надежность не должна превышать максимально допускаемой погрешности измерений, указанной в разделе 2.

5. Пригодность к эксплуатации

5.1. Счетчик газа, питаемый от сети переменного или постоянного тока, должен снабжаться аварийным источником питания или другими средствами, обеспечивающими в течение установленного срока сохранение результатов измерений и измерительных функций в случае повреждения основного источника питания.

5.2. Штатный источник питания счетчика должен иметь срок службы не менее пяти лет. По истечении 90% срока службы должно появляться соответствующее предупреждение.

5.3. Показывающее устройство (дисплей) должно иметь достаточное число разрядов единиц, гарантирующее, что количество газа, прошедшее через счетчик за 8000 часов при *, не вызывает возвращения показаний к первоначальным (нулевым) значениям.

5.4. Счетчик газа должен быть работоспособным при его установке в любом положении, указанном изготовителем в эксплуатационных документах.

5.5. Счетчик газа должен иметь элемент контроля, с помощью которого можно провести тестирование его работоспособности.

5.6. Счетчик газа должен удовлетворять требованиям в отношении максимально допускаемой погрешности измерений либо для любого направления потока газа, либо только для одного четко указанного.

Для устройства преобразования объема газа (корректора) должны применяться те же требования, что и для счетчика газа.

Дополнительно для устройства преобразования объема газа (корректора) должны применяться следующие требования:

7. Параметры нормальных условий для преобразуемых величин.

Изготовитель должен определить нормальные условия для приведения к ним измеренных значений объема газа.

8. Максимально допускаемая погрешность для устройства преобразования объема газа (без учета погрешности счетчика газа):

0,5% при температуре окружающего воздуха 20°С *°С, влажности 60% *%, и при номинальных значениях источника питания,

0,7% для устройств преобразования (корректоров) по температуре для приведения объемов газа, измеренных при рабочих условиях, к нормальным условиям.

1% для других устройств преобразования при нормированных рабочих условиях.

9. Пригодность к эксплуатации

9.1. Электронное преобразующее устройство (корректор) должно обнаруживать состояние, когда оно работает вне рабочего диапазона, установленного изготовителем для параметров, влияющих на точность измерений. В этом случае корректор должен останавливать интегрирование преобразованной величины и оно может суммировать отдельно преобразованную величину для периода времени, когда оно работало вне пределов рабочего диапазона.

9.2. Корректор должен иметь возможность отображать все требуемые данные измерений без дополнительного оборудования.

Приложение 3
к методическим рекомендациям по
техническим требованиям к
системам и приборам учета воды,
газа, тепловой энергии,
электрической энергии
утвержденным приказом
Министерства промышленности
и торговли РФ
от 21 января 2011 г. № 57

Технические требования
к системам и приборам учета тепловой энергии

Системы и приборы учета тепловой энергии (далее — теплосчетчики) предназначены для измерения в жилых домах и зданиях, строениях, сооружениях организаций коммунального комплекса тепловой энергии.

В целях настоящих методических рекомендаций — теплосчетчик это техническое средство, предназначенное для измерения тепловой энергии, отдаваемой жидкостью (теплоносителем), а также хранения, отображения и передачи результатов измерений.

Теплосчетчик представляет собой техническое средство в виде единой законченной конструкции, либо в виде соединения составных частей: датчика расхода, датчиков температуры, вычислителя.

Теплосчетчик должен обеспечивать защиту от несанкционированного вмешательства и исключать возможность обнуления ранее полученных результатов измерений и накопленной измерительной информации.

Характеристики теплосчетчиков:

* — температура теплоносителя;

* — значение * на входе границы балансовой принадлежности (в подающем трубопроводе);

* — значение * на выходе границы балансовой принадлежности (в обратном трубопроводе);

* — разность температур * при *;

* — верхний предел измерений * при рабочем состоянии теплосчетчика и в пределах максимально допускаемой погрешности измерений;

* — нижний предел измерений * при рабочем состоянии теплосчетчика и в пределах максимально допускаемой погрешности измерений;

* — верхний предел измерений разности температур * при рабочем состоянии теплосчетчика и в пределах максимально допускаемой погрешности измерений;

* — нижний предел измерений * при рабочем состоянии теплосчетчика и в пределах максимально допускаемой погрешности измерений;

q — текущее значение расхода теплоносителя;

* — предельное значение расхода q, которое допускается для рабочего состояния расходомера теплосчетчика в течение малых интервалов времени (предельное значение расхода, на котором турбинный расходомер теплосчетчика может работать ограниченное время, обычно не более часа в сутки и 200 часов в год), для других видов расходомеров: электромагнитных, ультразвуковых и т.п. эта характеристика не существенна;

* — наибольшее значение q, которое допускается в постоянном режиме исправно работающего теплосчетчика (верхний предел измерений расхода теплоносителя);

* — наименьшее значение q, которое допускается для теплосчетчика в рабочем состоянии (нижний предел измерений расхода теплоносителя);

Р — тепловая энергия при теплообмене;

* — верхний предел Р, допускаемый для теплосчетчика в рабочем состоянии (при котором не возникает большая составляющая погрешности измерений из-за теплообмена через теплосчетчик).

1. Рабочие условия применения.

Значения нормированных рабочих условий применения:

1.1. Для температуры жидкости — *; * К или 5 К или 10 К.

1.2. Для давления жидкости — положительное максимальное внутреннее давление, которое постоянно может выдерживать теплосчетчика на верхнем пределе температурного диапазона.

1.3. Для расходов жидкости: * где значения * и * подчиняются следующим ограничениям *.

2. Классы точности.

Для теплосчетчиков установлены следующие классы точности: 1, 2, 3.

3. Пределы допускаемой погрешности измерений.

3.1. Относительная максимально допускаемая погрешность измерений для датчика расхода, выраженная в процентах, для классов точности:

класс 1: *, но не более, чем *%;

класс 2: *, но не более, чем *%;

класс 3: *, но не более, чем *%.

3.2. Относительная максимальная допускаемая погрешность измерений пары датчиков температуры, выраженная в процентах:

*.

3.3. Относительная максимальная допускаемая погрешность вычислителя, выраженная в процентах:

*.

3.4. Значение критического изменения при замене составных частей теплосчетчика равно соответствующему абсолютному значению максимально допускаемой погрешности измерений, применимой к этой составной части.

3.5. Максимально допускаемые относительные погрешности измерений для теплосчетчиков единой законченной конструкции, выраженные в процентах от условного истинного (действительного) значения для каждого класса точности, составляют:

для класса 1: *, при * в соответствии с пунктами 3.1 — 3.3;

для класса 2: *, при * в соответствии с пунктами 3.1 — 3.3;

для класса 3: *, при * в соответствии с пунктами 3.1 — 3.3.

4. Электромагнитная совместимость.

4.1. Теплосчетчик должен быть устойчивым к воздействию статических магнитных полей и электромагнитных полей на частоте напряжения питания.

4.2. Влияние электромагнитной помехи на теплосчетчик должно быть таким, чтобы изменение результата измерений не превышало установленного п. 4.3 критического (наибольшего допускаемого) значения изменения результата измерений.

4.3. После воздействия электромагнитных помех теплосчетчик должен:

— обеспечивать восстановление (сохранение) всей измерительной информации, имевшейся непосредственно перед воздействием помех;

— сохранять все измерительные функции;

— восстанавливать свою работу с погрешностью не большей максимально допускаемой погрешности.

4.4. Критическое (наибольшее допускаемое) значение изменения результата измерений для теплосчетчика единой законченной конструкции равно абсолютному значению максимальной допускаемой погрешности, данного теплосчетчика (п. 3).

5. Надежность.

После проведения соответствующих испытаний, и по истечении интервала времени, установленного изготовителем, должны выполняться следующие требования:

Датчик расхода — изменение результата измерения расхода после проведения испытания на надежность по отношению к первоначальному результату измерения не должно превышать значения критического (наибольшего допускаемого) значения;

Датчики температуры — изменение результата измерения после проведения испытания на надежность по отношению к первоначальному результату измерения не должно превышать 0,1°С.

Приложение 4
к методическим рекомендациям по
техническим требованиям к системам
и приборам учета воды, газа, тепловой
энергии, электрической энергии
утвержденным приказом
Министерства промышленности
и торговли РФ
от 21 января 2011 г. № 57

Технические требования
к системам и приборам учета электрической энергии

Системы и приборы учета электрической энергии (далее — электросчетчики) предназначены для измерения в жилых домах и зданиях, строениях, сооружениях организаций коммунального комплекса электрической энергии.

В целях настоящих методических рекомендаций — электросчетчик это техническое средство, предназначенное для измерения активной электроэнергии.

Электросчетчик должен обеспечивать защиту от несанкционированного вмешательства и исключать возможность обнуления ранее полученных результатов измерений и накопленной измерительной информации.

Характеристики электросчетчиков:

I — электрический ток, протекающий через электросчетчик;

* — (номинальный ток) — значение тока, являющееся исходным для установления требований к электросчетчику, работающего от трансформатора;

* — (стартовый ток) — наименьшее значение тока, при котором начинается непрерывная регистрация показаний;

* — (минимальный ток) — наименьшее значение тока, при котором электросчетчик удовлетворяет требованиям точности, установленным в настоящем документе (многофазные электросчетчики со сбалансированной нагрузкой);

* — (базовый ток) — значение тока, являющееся исходным для установления требований к электросчетчику с непосредственным включением;

* — (максимальный ток) — наибольшее значение тока, при котором электросчетчик удовлетворяет требованиям точности, установленным в настоящем документе;

U — электрическое напряжение, подаваемое на электросчетчик;

* — (номинальное напряжение) — значение напряжения, являющееся исходным для установления требований к электросчетчику;

f — частота напряжения, подаваемого на электросчетчик;

* — (номинальная частота) — значение частоты, являющееся исходным для установления требований к электросчетчику;

PF — (коэффициент мощности) — *, где * — разность фаз между I и U.

Измеренная электросчетчиком электрическая энергия представляется (отображается) в киловатт-часах или мегаватт-часах.

1. Показатели точности.

Должен быть указан класс точности электросчетчика:

класс А, класс В или класс С.

2. Рабочие условия применения электросчетчика:

значения * и *, применимые к электросчетчику. Для выбранных значений тока электросчетчик должен отвечать требованиям, представленным в таблице 1.

Таблица 1

Диапазоны изменения напряжения, частоты и коэффициента мощности, в пределах которых электросчетчик должен удовлетворять требованиям максимально допускаемой погрешности измерений, представлены в таблице 2.

Эти диапазоны должны соответствовать типовым характеристикам электрического тока, поставляемого потребителям.

Диапазоны изменения напряжения и частоты должны находиться в пределах

*,

*,

коэффициент мощности — от * (индуктивный) до * (емкостной).

3. Максимально допускаемые погрешности измерений.

Оценка влияния измеряемых и влияющих величин производится для каждой из них отдельно (все остальные измеряемые и влияющие величины считаются постоянными и равными своим номинальным значениям).

Если электросчетчик работает в режиме изменяемой токовой нагрузки, погрешности измерений в процентах не должны превышать пределов, указанных в таблице 2.

Таблица 2

4. Электромагнитная совместимость

4.1. Электросчетчик должен соответствовать требованиям электромагнитной совместимости со степенью жесткости испытаний 2 по ГОСТ Р 51317.4.3-99 и дополнительным требованиям пунктов 4.2 и 4.3.

Если имеется предвидимый высокий риск воздействия молнии или электрическая сеть часто подвержена перегрузкам, то должна иметься защита электросчетчика, обеспечивающая сохранение его нормируемых метрологических характеристик.

4.2. Влияние помех, воздействующих продолжительное время, указаны в таблице 3.

Таблица 3

Вид помехи Критические значения изменений для помех, воздействующих продолжительное время
Класс А Класс В Класс С
Реверсированная последовательность фаз 1,5 1,5 0,3
Разница напряжений (только для многофазных электросчетчиков) 4 2 1
Гармонические составляющие в токовых цепях 1 0,8 0,5
Постоянный ток и гармоники в токовой цепи 6 3 1,5
Быстропротекающие переходные процессы 6 4 2
Магнитные поля; ВЧ (излучаемое РЧ) электромагнитное поле; помехи, наводимые радиочастотными полями, невосприимчивость к электромагнитным волнам 3 2 1
* В случае электромеханических электросчетчиков критические значения изменений не определяются для гармонических составляющих в токовых цепях и для постоянного тока и гармоник в токовых цепях

4.3. Допустимое воздействие переходных электромагнитных процессов.

4.3.1. Электромагнитная совместимость электросчетчика должна удовлетворять требованию, чтобы во время и сразу после воздействия электромагнитной помехи любой сигнал, влияющий на точность счетчика, не превышал критическое (наибольшее допускаемое) значение изменения.

За установленное время после воздействия электромагнитной помехи счетчик должен:

— обеспечивать восстановление (сохранение) всей измерительной информации, имевшейся непосредственно перед воздействием помех;

— сохранять все измерительные функции;

— восстанавливать свою работу с погрешностью не большей максимально допускаемой погрешности.

Критическое значение изменения в киловатт-часах равно * (m — число измерительных элементов счетчика, напряжение * в вольтах и ток * в амперах).

4.3.2. Для тока перегрузки критическое значение изменения равно 1,5%.

5. Пригодность к эксплуатации.

5.1. Положительная погрешность электросчетчика не должна превышать 10% при напряжении меньше нормированного рабочего значения.

5.2. Для отображения полной энергии дисплей электросчетчика должен иметь достаточное число разрядов цифр, чтобы показания электросчетчика не вернулись к его первоначальному значению, после того, как электросчетчик проработал 4000 часов при полной нагрузке (*, * и PF=1). Электросчетчик не должен допускать сброса данных во время эксплуатации.

5.3. В случае отсутствия электричества в сети, количество измеренной электрической энергии должно оставаться доступным для считывания в течение не менее 4 месяцев.

5.4. Работа без нагрузки

При прикладывании напряжения и при отсутствии тока в токовой цепи (токовая цепь должна быть разомкнута) электросчетчик не должен регистрировать потребление энергии при любом значении напряжения от * до * .

Приказ Министерства промышленности и торговли РФ от 21 января 2011 г. № 57 «Об утверждении методических рекомендаций по техническим требованиям к системам и приборам учета воды, газа, тепловой энергии, электрической энергии»

Текст приказа официально опубликован не был

Виды приборов учета и технологии производителей счетчиков

Поделитесь ссылкой с друзьями:

1. Счетчики электроэнергии

2. Счетчики воды

3. Счетчики газа

4. Счетчики тепла

5. Индивидуальные и общедомовые счетчики

6. Технологии производителей счетчиков

7. Как передавать показания счетчиков

Счетчики в квартире помогают жителям оптимизировать расходы на коммунальные ресурсы: платить ровно за то количество услуги, которое потребляется, а не по усредненному нормативу. Рассмотрим, какие бывают типы счетчиков, какие есть производители и как их производят.

Счетчики электрической энергии

Электрический счетчик измеряет расход электроэнергии переменного или постоянного тока. Расход измеряется в киловатт-часах (кВт/ч) или ампер-часах (А/ч). Различаются они по максимальной и рабочей пропускной мощности.

Счетчики электроэнергии делятся по:

  • типу измеряемых величин:

    • однофазные (измерение переменного тока 220 В, 50 Гц),

    • трехфазные (380 В, 50 Гц);

  • типу подключения:

    • приборы прямого включения в силовую цепь,

    • приборы трансформаторного включения, подключаемые к силовой цепи через специальные измерительные трансформаторы;

  • типу конструкции:

    • индукционные (электромеханические электросчетчики),

    • индукционные (механические),

    • электронные (статические электросчетчики),

    • гибридные счётчики электроэнергии.

Если упростить классификацию электросчетчиков, можно выделить две большие группы: индукционные (механические) и электронные.

Индукционный – привычный счетчик с вращающимся диском, надежный, но не очень точный. Электронный – с дисплеем и хранением данных в памяти, точный, но дорогой.


Индукционный счетчик электроэнергии


Электронный счетчик электроэнергии
(источник: )

Кроме этого счетчики могут быть:

  • Однотарифные и многотарифные, где тариф зависит от времени суток.

  • Автоматические счетчики – сами передают показания.

Счетчики воды

Водосчетчик измеряет объем воды, проходящей по водопроводу, в кубометрах или литрах. Состоит из расходомера и счетного механизма.

Виды счетчиков воды по принципу работы:

  • тахометрические,

  • индукционные (электромагнитные),

  • ультразвуковые,

  • вихревые.

Тахометрические считают количество воды по оборотам рабочей детали (крыльчатки), которая находится в воде. Недорогие, но не очень точные. Тахометрические счетчики бывают для холодной (корпус прибора синего цвета) или горячей (красный корпус) воды, а также универсальные (оранжевый цвет).


Тахометрический счетчик воды

Индукционные работают на электричестве. Служат долго, дают точные показания в том случае, если вода чистая и трубопровод без ржавчины и накипи.

Ультразвуковые счетчики воды сравнивают скорости распространения ультразвука по и против течения. Имеют высокую точность, но только на чистых трубах.

Вихревые работают с чистой водой без примесей – электронное устройство в нем анализирует скорость образования вихря за специальной деталью.

Различают водосчетчики и по числу обслуживаемых трубопроводов: одно-, двух- и многоканальные.

Счетчики газа

Газовый счетчик измеряет объем прошедшего по газопроводу газа в кубометрах. По принципу действия газосчетчики делятся на:

  • барабанный

  • вихревой

  • левитационный

  • мембранный (камерный, диафрагменный)

  • основанный на методе перепада давления на сужающем устройстве

  • термоанемометрический расходомер

  • ротационный

  • струйный

  • турбинный

  • ультразвуковой

  • и другие

Каждый из этих типов функционирует по-разному и измеряет количество потребляемого газа посредством отличающихся внутренних механизмов.

По пропускной способности газосчетчики бывают бытовые (до 12 кубометров в час) и промышленные (свыше 12 кубометров в час).

Бытовой счетчик газа

Бытовые в основном имеют мембранный, диафрагменный или ротационный принцип измерения, а промышленные – ротационный (до 200 куб.м/ч) или турбинный и вихревой (более 200 куб.м/ч).

Счетчики тепла

Теплосчетчик – средство измерения количества тепловой энергии. Он измеряет расход горячей воды, которая необходима для отопления помещения. Состоит из расходомера, датчиков температуры, тепловычислителя.

Виды счетчиков тепла по типу расходомеров:

  • электромагнитные,

  • механические (тахометрические),

  • ультразвуковые,

  • вихревые.

Электромагнитные счетчики точны, но могут реагировать на другие электронные устройства, расположенные вблизи. Механические доступны по цене и работают от батарейки, однако повышают давление в отопительной системе и имеют низкую износостойкость главной детали – турбинки. Ультразвуковые позволяют считывать информацию дистанционно и не повышают гидравлическое давление. Вихревые работают даже с любыми отложениями в трубах.


Теплосчетчик

При установке теплового счетчика обязательны запорные краны для регулировки подачи тепла в батареи.

Индивидуальные и общедомовые счетчики

Индивидуальные счетчики устанавливают жители в свои квартиры, а общедомовые контролируют потребление ресурсов в масштабах дома. Они измеряют фактические объемы воды, газа, электроэнергии и тепла.

Показания с индивидуальных приборов учета (ИПУ) снимают и передают сами жители, что отражается в квитанциях. Помимо этого, в квитанциях отражается ОДН (общедомовые нужды).

С общедомовых счетчиков показания должен снимать исполнитель коммунальных услуг. Это регламентировано Правилами предоставления коммунальных услуг собственникам и пользователям помещений в многоквартирных домах и жилых домов, утвержденных постановлением Правительства РФ от 06.05.2011 № 354 ( пункт «е» пункта 31). Наличие собственников рядом не обязательно. Показания заносятся в журнал учета показаний коллективных (общедомовых) приборов учета. При необходимости собственник может попросить ознакомиться с данными в журнале.

Если показания ОДН передаются дистанционно (например, через модемы или сетевые адаптеры), жители могут запросить скриншот с зафиксированными показаниями коллективного прибора учета.

Показатели ОДН в квитанциях включают ресурсы, неохваченные индивидуальными приборами учета.

Чтобы установить общедомовой счетчик, необходимо решение общего собрания жильцов. Общедомовые счетчики считаются общим имуществом, и за их установку платят собственники.

Технологии производителей счетчиков

Приборы учета производители снабжают защитой от незаконного вмешательства. Для электромеханических счетчиков электроэнергии устанавливают специальный кожух – он защитит от внешнего магнитного влияния. В электронных счетчиках с этой целью установлен датчик магнитного поля.

Примерные этапы производства счетчиков:

  • заготовительный,

  • станки-автоматы,

  • штамповочный,

  • ремонтно-инструментальный,

  • покрасочный,

  • сборочный,

  • упаковочный.

Поверку и калибровку учётных приборов выполняет метрологическая лаборатория предприятия в условиях термостабилизированного помещения.

После производства счетчики проходят проверку качества.

Если счетчики произведены по всем соответствующим технологиям на специализированном предприятии, они высокоточны и устойчивы к воздействиям окружающей среды.

Как передавать показания счетчиков

Помимо заполнения квитанций, показания счетчиков можно передать при помощи современных программ. Среди решений, разработанных нашей компанией для сферы ЖКХ, многие поддерживают такую функцию.

Если у управляющей компании есть свой сайт с личными кабинетами для жильцов, показания можно оставлять там.

Есть возможность передавать показания через мобильное приложение ЖКХ: Личный кабинет.

Операции со счетчиками поддерживаются в программе 1С: Учет в управляющих компаниях ЖКХ, ТСЖ и ЖСК.

Автоматизировать процесс передачи показаний можно при помощи сервисов ЖКХ: Автоматический прием показаний счетчиков и ЖКХ: Автообзвон должников.

Дата публикации материала: август 2018.

Вам также может быть интересно: Передать показания счетчика
Чем грозит задолженность по квартплате
Как разобраться в квитанции за квартиру
Что означает штрихкод в квитанции ЖКХ

Дополнительные продукты ЖКХ:

  • Программа 1C: Учет в управляющих компаниях ЖКХ, ТСЖ и ЖСК
  • Сайт с личными кабинетами для жильцов 1С: Сайт ЖКХ
  • Мобильное приложение ЖКХ: Личный кабинет

Правила учета газа

Добавить комментарий

Ваш адрес email не будет опубликован. Обязательные поля помечены *