Wyjaśnienia w kwestii rozliczania strat gazu. Cechy rozliczania „niewyważenia” w regionalnych spółkach zajmujących się sprzedażą gazu. Metody eliminowania niewyważenia masy wirnika

ELEKTROMAGNETYCZNE PRZETWORNIKI PRZEPŁYWU PREM

1. Wstęp

Można zastosować zalecenia dotyczące eliminacji nierównowagi masy w systemie grzewczym TYLKO Na wydajny sprzęt zawarte w liczniku ciepła.

Nierównowaga masy– różnica pomiędzy zmierzonymi wartościami mas rurociągów zasilających i powrotnych instalacji grzewczej.

Uwaga! 1. Brak przepływu w którymkolwiek kanale pomiarowym oznacza awarię układu i nie ma nic wspólnego z niezbilansowaniem mas
2. Wagi impulsów podane w paszportach PREM muszą odpowiadać ustawieniom kalkulatora!

W przypadkach, gdy na kalkulatorze ilości ciepła nie ma odczytów przepływu, należy zastosować się do tych zaleceń NIE DOTYCZY.

Analizując przyczyny niewyważenia masy, muszą zostać spełnione następujące warunki:

• 
  PREM musi być stale napełniany odmierzoną cieczą;
• 
  Musi istnieć kontakt elektryczny pomiędzy SEM a mierzoną cieczą (przewody wyrównawcze są podłączone).

Podczas pracy należy się kierować dokumentacja techniczna na używanych urządzeniach (Instrukcje Obsługi, Instrukcje Instalacji, itp.).

Przyczyny nierównowagi masy:

1. 
   Naruszenie wymagań dotyczących instalacji mechanicznej i elektrycznej.
2. 
   Charakterystyka systemu grzewczego nie odpowiada deklarowanym.
3. 
   Skład płynu chłodzącego nie spełnia wymagań.
4. 
   Obecność zakłóceń pochodzących z instalacji elektrycznych.
5. 
   Cechy algorytmów obliczania ilości ciepła.
6. 
   Obecność powietrza w układzie.
7. 
   Utrzymanie właściwości metrologicznych konwertera.

Wymagania dotyczące systemu grzewczego:

1. 
   System musi być szczelny - nie powinno być żadnych wycieków ani kropli.
2. 
   Zawory odcinające muszą być w dobrym stanie.
3. 
   System musi być w pełni zgodny z projektem i nie zawierać dodatkowych (nieuwzględnionych) połączeń.

Wyniki kontroli stacji pomiarowej

Po zakończeniu prac należy sporządzić protokół zawierający listę przyczyn niezrównoważenia masy na liczniku i podjęte działania, a także udostępnić archiwa godzinowe i ustawienia kalkulatora.

2Poszukiwanie i eliminowanie przyczyn niewyważenia masy

2.1 Monitorowanie zgodności z wymaganiami instalacyjnymi

Sprawdź instalację przepływomierzy pod kątem zgodności z instrukcją montażu. W takim przypadku należy zwrócić szczególną uwagę na następujące punkty:

• 
  PREM musi być całkowicie wypełniony wodą.
• 
  Należy wykluczyć możliwość wietrzenia kanału.
• 
  PREM na rurach poziomych należy montować z modułem elektronicznym skierowanym do góry.
• 
  W odcinku pomiarowym nie powinno być żadnych pulsacji i turbulencji przepływu. Na prostych odcinkach nie powinny znajdować się elementy powodujące zakłócenie przepływu płynu.

2.1.1 Awaria instalacji mechanicznej

2.1.2 Awaria instalacji elektrycznej

Diagnostyka	Środki zaradcze
1. Sprawdź jakość połączenia przewodów wyrównujących potencjały z rurociągiem.	Dokręć nakrętki (śruby) i zapewnij niezawodny kontakt przewodów z rurociągiem.
2. Upewnij się, że nie ma dodatkowego (i/lub oddzielnego) uziemienia punktów wyrównywania potencjałów.	Odłączyć dodatkowe punkty uziemiające od jednostki elektronicznej PREM.
3. Upewnij się, że pomiędzy minusem źródła prądu a punktem wyrównywania potencjałów nie ma kontaktu elektrycznego i napięcia.	Jeśli występuje kontakt elektryczny i/lub napięcie, znajdź przyczynę i wyeliminuj ją.
4. Upewnij się, że istnieje przewód ochronny.	Zamontować przewód ochronny.
5. Upewnić się, że pomiędzy rurociągami nie ma potencjału.	Wyrównaj potencjał pomiędzy rurociągami zakładając zworki.

2.2 Charakterystyka systemu nie odpowiada podanym

Diagnostyka	Środki zaradcze
1. Za pomocą zaworów odcinających zmniejszyć (zwiększyć) natężenie przepływu chłodziwa. Po ustaleniu wydatków zapisz różnicę w odczytach
2. Upewnij się, że w systemie nie ma wycieków. 2.1. W przypadku systemu zamkniętego: odciąć powrót i upewnić się, że nie ma przepływu do przodu. Następnie zamknij linię bezpośrednią i upewnij się, że nie ma przepływu lub nie ma zmiany znaku przepływu na powrocie. 2.2. W przypadku systemu otwartego: wyłącz CWU i upewnij się, że nie ma przepływu przez CWU. Następnie podejmij działania zgodnie z punktem 2.1	Obecność przepływu na rurze prostej w przypadku zablokowania powrotu lub zmiana znaku przepływu na powrocie w przypadku zablokowania prostej wskazuje na nieszczelności w instalacji. Obecność przepływu powrotnego (bez zmiany znaku) wskazuje na nieszczelności na zewnątrz układu. Zmiana znaku przepływu na przeciwny oznacza nieszczelności w układzie. Jeżeli nie ma wycieków, patrz paragraf 1;2;3;4
UWAGA: Gdy ciśnienie w linii zasilającej wynosi > 6 kg/cm2. Zamknięta jest tylko prosta rura, aby uniknąć pęknięcia systemu

2.3 Skład płynu chłodzącego nie spełnia wymagań

2.4 Zakłócenia powodowane przez instalacje elektryczne

Na wysoki poziom zakłóceń przemysłowych, a także w przypadku długich linii kablowych, montaż należy wykonać kablem ekranowanym.

Przewody sygnałowe i zasilające nie powinien być w jednym oplocie ekranującym.

Uziemienie kabla ekranowanego dopuszczalne jest tylko z jednej strony (strona kalkulatora).

Wpływ zasilaczy.

Uwaga! Każdy PREM musi mieć własne zasilanie!
Zabrania się podłączania kilku SEM-ów do jednego źródła zasilania!

2.5 Cechy algorytmów działania kalkulatorów ilości ciepła

2.6 Utrzymanie właściwości metrologicznych PREM

Diagnostyka	Środki zaradcze
1. Przeanalizuj archiwa komputera przed i po zmianie lokalizacji instalacji PREM.	Jeżeli po wymianie urządzeń sytuacja się nie zmieniła, oznacza to właściwości metrologiczne PREMIERA jest normalna. W przeciwnym razie konieczna jest weryfikacja PREM.
2. W wykonaniu standardowym konwerter zaprojektowano w wersji odwrotnej. Jednakże błędy PREM w kierunku do przodu i do tyłu są różne (w granicach tolerancji).	Jeżeli pojawi się niewielka (2-3%) nierównowaga masy należy zmienić kierunek montażu jednego z PREM-ów na przeciwny. Zapisz czas uruchamiania systemu po ponownej instalacji PREM.
3. Przeanalizuj archiwa komputera pod kątem chwil przed i po zmianie kierunku instalacji PREM.

Opis:

Obecnie wiele uwagi poświęca się wprowadzaniu technologii energooszczędnych i rozwiązywaniu problemów niezbilansowania oraz doskonaleniu systemu pomiaru i rozliczania gazu ziemnego na wszystkich poziomach jego proces technologiczny wydobycie, transport i wykorzystanie.

Doskonalenie systemu pomiaru i opomiarowania gazu w celu ograniczenia niezbilansowań i wprowadzenia energooszczędnych technologii w gazownictwie

V. A. Levandovsky, dyrektor generalny,

OG Gushchin, doktorat technologia Nauki, kierownik techniczny, Elster Gaselectronics LLC,

A. V. Fiodorow, Dyrektor wykonawczy,

N. L. Jegorow, Wiodący badacz, CJSC „Metrologiczne Centrum Zasobów Energetycznych”

W 1998 roku powstały dwa rosyjsko-niemieckie przedsiębiorstwa Gazelektronika LLC i ElsterRusGazPribor LLC, aby zaspokoić potrzeby krajowego rynku urządzeń do pomiaru gazu. W listopadzie 2004 roku w wyniku reorganizacji spółki Gazelektronika LLC w formie połączenia z nią spółka ElsterRusGazPribor LLC została przemianowana na ELSTER Gazelektronika LLC, która jest jej następcą nie tylko w prawach i obowiązkach, ale także w zachowaniu tradycji produkcyjnych w zakresie produkcja nowoczesnych, precyzyjnych i niezawodnych urządzeń do pomiaru gazu, rozwój zaawansowanych technologii w zakresie oszczędzania energii oraz realizacja prac nad stworzeniem nowych urządzeń dla przemysłu gazowniczego.

Obecnie wiele uwagi poświęca się wprowadzaniu technologii energooszczędnych i rozwiązywaniu problemów niezbilansowania oraz doskonaleniu systemu pomiaru i rozliczania gazu ziemnego na wszystkich etapach jego technologicznego procesu wytwarzania, transportu i wykorzystania. Potwierdza to program doskonalenia systemu pomiaru i rozliczania gazu, wdrożony przez Mezhregiongaz LLC i Regiongasholding OJSC w następujących obszarach:

Identyfikacja wolumenu zużycia gazu w sieci dystrybucyjnej gazowej i jej odzwierciedlenie w stosunkach umownych ze spółkami dystrybucyjnymi gazu;

Usprawnienie racjonowania gazu zużywanego przez ludność;

Doskonalenie narzędzi pomiarowych i księgowych w systemach dystrybucji gazu organizacji transportu gazu i odbiorców gazu;

Stworzenie pełnoprawnego systemu pomiaru przepływu gazu transportowanego systemem dystrybucyjnym gazu.

Głównymi powodami są niedoskonałość systemu pomiaru gazu i niska dokładność komercyjnych urządzeń pomiarowych nieefektywne użycie gazu ziemnego, niezbilansowania i straty finansowe w układzie dostawca-odbiorca. Dlatego też działania związane z wprowadzeniem technologii energooszczędnych w gazownictwie oraz realizacją powyższych obszarów mają charakter organizacyjny, prawno-techniczny i powinny mieć na celu identyfikację i eliminację przyczyn nieefektywnego wykorzystania gazu ziemnego, nierównowag i straty finansowe.

W artykule omówiono problem ograniczenia niezbilansowania gazu ziemnego w układzie dostawca-odbiorca, a nie uwzględniono polityka rachunkowości istniejących w branży gazowniczej.

Bilans ilości gazu w układzie dostawca-odbiorca

Na rysunku przedstawiono schemat ideowy układu pomiarowo-pomiarowego gazu, umożliwiającego minimalizację niezbilansowań na wszystkich poziomach procesu technologicznego wytwarzania, transportu i wykorzystania gazu ziemnego.

W przypadku stosowania technicznie sprawnych liczników gazu (GMS) powyższy schemat umożliwi wdrożenie najprostszego i najbardziej sprawiedliwego sposobu wyeliminowania niezbilansowania z punktu widzenia konkretnego dostawcy i odbiorcy poprzez wyrównanie udziału w stratach (poczta DV, poczta DV strata), z powodu błędu ich GMS, z całkowitego niezbilansowania (D V e) .

(1)

gdzie V pobór, V pobór, ∆ słupek, ∆ pobór – ilość rozliczeniowa gazu oraz granice błędów bezwzględnych systemu zaopatrzenia w gaz odpowiednio sprzedawcy i odbiorcy;

∆V post, ∆V poti – brak równowagi odpowiednio dostawcy i odbiorcy;

∆V e – niewyważenie ogólne.

Na podstawie wielkości niezrównoważenia ∆V e można ocenić prawidłowe funkcjonowanie systemu pomiaru gazu podczas jego transportu, dystrybucji i użytkowania. Prawidłowe działanie układu pomiarowego gazu potwierdza poniższa nierówność:

	(2)
		(3)
		(4)

gdzie ∆V add – dopuszczalna wartość niewyważenia;

∆ zużycie – całkowity błąd bezwzględny odbiorców UG.

Niezastosowanie się do punktu (2) oznacza awarię systemu przesyłu lub pomiaru gazu. Sytuację analizują służby metrologiczne dostawcy.

W tym celu w pierwszym etapie porównuje się ilości zużytego gazu w okresie sprawozdawczym z okresami odpowiadającymi spełnieniu (2).

W przypadku braku bazy porównawczej pomiary kontrolne przeprowadza się na konsumenckich stacjach pomiarowych przy użyciu przyrządów pomiarowych o wyższej klasie dokładności. W tym celu na konsumenckich stacjach pomiarowych należy zapewnić miejsca do montażu kontrolno-pomiarowych. Wyniki kontroli uważa się za pozytywne, jeśli spełniona jest nierówność:

(5)

gdzie licznik V, licznik ∆ – ilość gazu i błąd bezwzględny kontrolnego zespołu pomiarowego.

Spełnienie (5) nie zastępuje funkcji sprawdzenia dozownika odbiorczego, a jedynie wskazuje, że pomiary są prowadzone z błędem nie większym niż dwukrotnie błąd licznika odbiorczego. Oznacza to, że kontrolowany gaz ultradźwiękowy może być odpowiedni metrologicznie lub nieodpowiedni.

Niespełnienie nierówności (5) oznacza, że ​​kontrolowany kompleks jest nieodpowiedni metrologicznie. Jeżeli dozowniki konsumenckie przeszły kontrolę i uznano je za odpowiednie pod względem metrologicznym, należy sprawdzić UZG dostawcy.

Powstaje pytanie, w jakim stopniu wskazane rozszerzenie błędu może zniekształcić kryterium dodania ∆V.

Rozważmy system dystrybucji gazu z N odbiorcami, których wielkości zużycia i błędy względne założymy dla uproszczenia w przybliżeniu takie same: V zużycie ≈ idem, d V zużycie ≈ idem. W tym przypadku bezwzględne błędy pomiaru na konsumenckich stacjach pomiarowych będą również w przybliżeniu takie same: ∆V pobór ≈ idem. W przypadku dużych różnic w tych ilościach konieczne jest utworzenie grup odbiorców o w przybliżeniu takich samych wartościach tych wielkości i prowadzenie wszelkich dyskusji w ramach jednej grupy, a następnie ich połączenie. Zgodnie ze wzorem (4) otrzymujemy

Jeśli wyniki kontroli będą pozytywne, możesz zapisać

Dzieląc licznik i mianownik przez V i biorąc V = stratę NV, otrzymujemy

(8)

Zatem monitorowanie jednostek pomiarowych konsumenckich za pomocą działającego przyrządu pomiarowego o wystarczająco dużym N pozwala zidentyfikować jednostkę wadliwą metrologicznie, jeśli jej błąd przekracza dopuszczalne granice o wielkość błędu kontrolnego przyrządu pomiarowego. Co więcej, jeśli wyniki kontroli będą pozytywne, to nawet w przypadku wadliwego metrologicznie dozownika w przyjętych granicach błędy pomiarowe mają niewielki wpływ na wartość niewyważenia. Wynika to z faktu, że wynik zsumowania objętości gazu od odbiorców obarczony jest znacznie mniejszym błędem w porównaniu z błędem pomiaru objętości gazu od dostawcy.

Opisany sposób kontroli pozwala na wykluczenie źródeł metrologicznych z niezbilansowania lub odwrotnie, wskazanie ich, jeśli jego wartość jest w przybliżeniu większa niż |∆ post | +2∆ zużycia (przy obliczaniu w określonych warunkach wartość tę określa się dokładniej) lub gdy względna wartość niewyważenia jest w przybliżeniu większa niż dwukrotność błędu względnego dozownika dostawcy. Wniosek ten jest ważny, jeśli przyjmiemy założenie, że błędy wszystkich konsumenckich jednostek pomiarowych przekraczają dopuszczalne granice, ale nie przekraczają sumy dopuszczalnych granic monitorowanego i kontrolnego przyrządu pomiarowego. Jeżeli tylko część dozowników jest wadliwa metrologicznie, opisana metoda kontroli jest skuteczna przy niższej wartości niewyważenia. Jeśli wszystkie liczniki konsumenckie przeszły kontrolę z pozytywne rezultaty należy sprawdzić jednostkę rozliczeniową dostawcy korzystając ze standardu i w zależności od wyniku przystąpić do poszukiwania innych źródeł niezbilansowania.

W związku z (8) należy poczynić następującą uwagę. Wzór ten, podobnie jak podobne wzory na geometryczne sumowanie błędów, obowiązuje dla N< 10. При N >Formuła 10 może nie być sprawiedliwa. Wynika to z faktu, że niewykluczone skorelowane błędy systematyczne, których źródłem są np. wzorce, mogą wynosić do 1/3 dopuszczalnej granicy błędu przyrządu pomiarowego i nie zmniejszają się wraz ze wzrostem N. Oznacza to w szczególności, że wartość wejścia ∆ otrzymaną ze wzoru (4) należy porównać z wartością i jeżeli wtedy powinieneś zaakceptować

1. Należy przeprowadzić bilans ilości paliwa gazowego w celu oceny funkcjonowania systemów przesyłu, dystrybucji, wykorzystania i rozliczania gazu gazowego. Kryterium prawidłowego funkcjonowania tych układów jest dopuszczalna wartość niewyważenia.

2. Aby wykluczyć z przyczyn niewyważenia właściwości metrologiczne jednostek pomiarowych konsumenckich, w większości przypadków wystarczy monitorowanie tych jednostek za pomocą działających przyrządów pomiarowych z dość dobrą (najlepszą w swojej klasie) dokładnością.

3. Istotnymi elementami bilansu są: ocena rzeczywistych strat, a także ocena ilości gazu w rurociągach, zwłaszcza pod wysokim ciśnieniem, uzyskanej w wyniku zastosowania doskonałego systemu pomiaru gazu (patrz rysunek).

Literatura

1. Zakgeim A.L., Fridman A.E. O problemie niezrównoważenia odczytów komercyjnych środków pomiaru energii // Vestn. gaz. klub „Gaz-Inform”, 2004, nr 1.

2. Fedorov A.V., Egorov N.L. Ekspertyza dokumenty regulacyjne w sprawie wsparcia metrologicznego rozliczania gazu ziemnego w regionie moskiewskim: raport z badań, 2004.

FEDERALNA USŁUGA TARYFOWA

POCZTA INFORMACYJNA

[Wyjaśnienie kwestii rozliczania strat gazu]

W celu rozstrzygnięcia nieporozumień powstałych podczas rozliczeń między dostawcami, odbiorcami gazu i organizacjami zajmującymi się dystrybucją gazu świadczącymi usługi transportu gazu (dalej - GRO), FTS Rosji udziela wyjaśnień w kwestii rozliczania strat gazu.

Różnica pomiędzy całkowitą ilością paliwa gazowego otrzymanego od sprzedawcy (według liczników gazu zainstalowanych na stacjach dystrybucji gazu) a wolumenem gazu sprzedanego odbiorcom, w tym ludności i centrom dystrybucji gazu (według liczników gazu u odbiorców lub w w przypadku ich braku lub niespełnienia wymagań norm – zgodnie z ustalonymi normami poboru i/lub wydajnością projektową urządzeń wykorzystujących gaz), powoduje nierównowagę gazową, która z reguły wynika z następujących przyczyn:

a) odchylenia wielkości rzeczywistego zużycia gazu przez ludność od zatwierdzonych w ustalony sposób norm zużycia;

b) odchylenie wielkości rzeczywistego zużycia gazu przez instalacje dystrybucyjne gazu na potrzeby technologiczne od wielkości obliczonej według obowiązujących norm i ustalonej w umowie o dostarczanie paliwa gazowego na potrzeby technologiczne obiektów dystrybucyjnych;

c) przeprowadzanie praca awaryjna, a także nieplanowane prace naprawcze;

d) straty technologiczne gazu w systemach dystrybucji gazu (nieszczelności eksploatacyjne itp.):

e) błąd pomiarowy zainstalowanych urządzeń do pomiaru gazu dla odbiorców przemysłowych i ludności oraz istniejące problemy z doprowadzeniem mierzonych objętości gazu do normalne warunki;

f) nieprzestrzegania reżimu technologicznego transportu gazu.

Nie dotyczy niezbilansowania gazu i nie uwzględnia ponadto zużycia gazu przez zakłady dystrybucyjne gazu na planowane potrzeby własne i technologiczne (wykorzystywanie gazu we własnych kotłowniach i instalacjach gazowniczych, wykonywanie bieżących przeglądów systemów zaopatrzenia w gaz itp.). Za określoną ilość gazu przedsiębiorstwo dystrybucyjne musi zapłacić na podstawie odrębnej umowy ogólne warunki dla wszystkich konsumentów. Jednocześnie wydatki te, jeżeli są uzasadnione w części przypadającej na regulowany rodzaj działalności, uwzględnia się przy ustalaniu stawek za usługi transportu paliwa gazowego sieciami dystrybucyjnymi gazu (zwanych dalej „taryfami”) w rubryce „materiały wydatki".

Według FTS Rosji odpowiedzialność za niezbilansowanie gazu spowodowane powyższymi przyczynami jest rozdzielona pomiędzy dostawcą gazu a działem dystrybucji gazu w następujący sposób.

NA wyniki finansowe Dostawca gazu ma obowiązek uwzględnić otrzymane straty (zyski):

z uwagi na odchylenie rzeczywistego zużycia gazu przez ludność na potrzeby bytowe od zatwierdzonych w ustalony sposób norm zużycia, ze względu na to, że wynikające z tego straty gazu nie są stratami w transporcie gazu. W tym przypadku FTS Rosji uważa za właściwe przeprowadzenie odpowiednich prac w celu doprowadzenia ustalonych standardów zużycia gazu do rozsądnego poziomu. Ponadto wierzymy niezbędny prace nad wprowadzeniem liczników gazu dla ludności, w tym w centrach dystrybucji gazu i centrach dystrybucji gazu do osiedli mieszkaniowych;

z powodu odchyleń w objętości gazu, wynikających z błędów pomiarowych zainstalowanych przepływomierzy gazu na stacjach dystrybucji gazu, wśród odbiorców przemysłowych i ludności. Błąd urządzeń pomiarowych określa się na podstawie danych paszportowych i zgodnie z GOST 8.143-75. W tym przypadku FTS Rosji uważa za właściwe zapewnienie mechanizmu rozstrzygania sporów w umowach technicznych i umowach na dostawy gazu, a także przeprowadzenie niezbędną pracę wymianę przestarzałego sprzętu na stacjach pomiarowych gazu.

W celu określenia rzeczywistego zużycia gazu przez ludność nie posiadającą urządzeń pomiarowych zalecamy stosowanie RD 153-39.0-071-01, zatwierdzonego rozporządzeniem Ministerstwa Energii Rosji z dnia 4 kwietnia 2001 r. N 100.

Straty finansowe z tytułu niezbilansowania gazu spowodowane innymi przyczynami, w tym nieprzestrzeganiem reżimu technologicznego transportu gazu z winy GRO, należy zaliczyć do wyniku finansowego GRO, biorąc pod uwagę poniższe uwagi.

Ilość gazu zużytego przez zakłady dystrybucji gazu podczas lokalizacji i usuwania awarii, nieplanowanego wyłączenia lub podłączenia urządzeń lub poszczególnych odcinków gazociągów itp. musi zostać opłacona przez organizację, z winy której konieczne było przeprowadzenie określoną pracę. W związku z powyższym koszty te nie mogą być brane pod uwagę przy ustalaniu taryfy GRO.

Ponadto odpowiednie koszty ubezpieczenia, w tym w przypadku instalacji gazowych sytuacje awaryjne, można uwzględnić przy ustalaniu taryf.

Wielkość strat technologicznych gazu w systemach dystrybucyjnych gazu (nieszczelności eksploatacyjne itp.) i w związku z tym poziom kosztów dystrybucji gazu zgodnie z niniejszym artykułem na potrzeby kalkulacji taryf za dystrybucję gazu ustala się zgodnie z „Metodyką ustalania wydatków za gaz na potrzeby technologiczne przedsiębiorstw gazowniczych oraz straty w systemach dystrybucji gazu” RD 153-39.4-079-01. przyjęte i wprowadzone w życie zarządzeniem Ministerstwa Energii Rosji z dnia 01.08.2001 N 231.

Należy zaznaczyć, że wielkość strat technologicznych brana pod uwagę przy obliczaniu taryfy nie może przekraczać 0,5% – 0,6% całkowitego wolumenu przesyłu gazu.

W odniesieniu do wolumenów paliwa gazowego wykorzystywanych w celu wyeliminowania sytuacji awaryjnych oraz związanych ze stratami technologicznymi nie należy stosować taryfy za usługi przesyłania paliwa gazowego sieciami dystrybucyjnymi.

Jednocześnie proszę o uznanie pisma informacyjnego FEC Rosji z dnia 08.08.2003 N YUS-2831/9 za już nieaktualne.

Kierownik
S.G. Nowikow

Tekst dokumentu weryfikowany jest według:
„Biuletyn informacyjny
Służba federalna według taryf”,
N 17, 29 czerwca 2005

JEDNOSTKOWE PRZEDSIĘBIORSTWO PAŃSTWA FEDERALNEGO
„Badania ogólnorosyjskie
INSTYTUT SŁUŻBY METROLOGICZNEJ”
(FSUE VNIIMS)
STANDARD PAŃSTWOWY ROSJI

Państwowy system zapewnienia jednolitości pomiarów.

Objętość i masa ropy naftowej i produktów naftowych.
Metodologia oceny dokładności pomiaru (definicje)
ilości ropy i produktów naftowych podczas dystrybucji
brak równowagi pomiędzy dostawcami i konsumentami w
OJSC LUKOIL

MI 2772-2002

Moskwa
2002

ROZWINIĘTY	FSUE VNIIMS
WYKONAWCY	B.M. Bielajew Yu.A. Bogdanow (lider tematu) sztuczna inteligencja Wierieskow
ZATWIERDZONY
ZAREJESTROWANY
WPROWADZONE	PIERWSZY

1. Wstęp

1.1. Zalecenie to dotyczy objętości i masy ropy naftowej i produktów naftowych oraz ustanawia metodologię oceny dokładności pomiarów (określenia) ilości ropy i produktów naftowych przy podziale niezbilansowania pomiędzy dostawcami i odbiorcami w OAO LUKOIL.

1.2. Punkty wyjścia przyjęte przy rozwiązywaniu problemu rozkładu niewyważenia oraz cechy jego formułowania podano w dodatku.

1.3. Zalecenie zostało opracowane z uwzględnieniem wymagań MI 2525-99 „GSI. Zalecenia dotyczące metrologii zatwierdzone przez Państwowe Naukowe Centra Metrologiczne Państwowego Standardu Rosji.”

2. Klasyfikacja systemów przesyłu i dystrybucji produktów

DO systemy standardowe„dostawcy-konsumenci (odbiorcy)” stosowane w praktyce to:

2.1. Najprostszy system„jeden dostawca, jeden odbiorca” przedstawia diagram 1 na ryc. . Przypadek ten odnosi się na przykład do uwolnienia oleju do tankowca, gdy ilość jest mierzona dwukrotnie – najpierw za pomocą lądowych urządzeń pomiarowych, a następnie za pomocą pokładowych przyrządów pomiarowych.

Obrazek 1

Schematy połączeń w układach „dostawca-odbiorca”. Oznaczenia: () - uczestnicy transakcji księgowej; dwie poziome linie wskazują punkty przenoszenia produktu; podwójny pion - kierunek przekazania produktu wraz z pomiarami jego ilości (na schemacie 3 prostokąt wskazuje pośredniego uczestnika transakcji księgowej)

2.2. System „jeden dostawca, kilku odbiorców” reprezentowany przez Schemat 2 na rys. , realizowany jest podczas przesyłu ropy rurociągiem. Wypuszczona ilość jest mierzona przez dozownik, następnie część tej ilości jest mierzona przez odbiorców.

2.3. System „kilku dostawców, kilku odbiorców” obrazuje diagram 3 na rys. . Przykładem jest praca składu ropy.

2.4. System z wystarczającą ilością struktura ogólna połączenia przedstawiono na schemacie 4 na rys. . Może to być na przykład system transportu i dostarczania ropy naftowej od pierwotnych dostawców do odbiorców końcowych za pośrednictwem połączeń pośrednich.

Diagram 4 wyraźnie pokazuje możliwą różnorodność połączeń w układach dostawca-odbiorca. Drugi z rozważanych systemów jest szczególnym przypadkiem czwartego i jest w nim zawarty jako podsystem. Cechą charakterystyczną systemów 3 i 4 jest obecność w nich pośrednich uczestników operacji księgowych, którzy są jednocześnie odbiorcami i dostawcami produktu.

3. Metoda rozwiązania

3.1. Problem wieloczynnikowej analizy statystycznej rozwiązuje się wykonując poniższe operacje.

a ij = 1 jeżeli j-ty uczestnik jest dostawcą w i-ty punkt,

a ij = -1, jeżeli j-ty uczestnik jest odbiorcą w i-tym punkcie,

a ij = 0, jeżeli j-ty uczestnik nie uczestniczy w i-tym punkcie transferu produktu, gdzie a ij jest elementem znajdującym się na przecięciu i-ta linia i j-ta kolumna.

Wymagane jest określenie wartości księgowych u = (u 1…, u n).

rozkład niezbilansowania Wartości księgowe są wyznaczane w problemie optymalizacyjnym w wyniku rozwiązania

pod ograniczeniami w postaci nierówności

Podwójne pionowe kreski w () oznaczają normę wektora określoną przez równość

Notatka- Sposób rozwiązania problemu i jego modyfikacja opisana w paragrafie odpowiada statystycznej metodzie estymacji parametrów, która pozwala na uzyskanie zarówno szacunków tradycyjnych, jak i solidnych. Zgodnie z teorią statystyki matematycznej wartość p w () należy dobierać w zależności od rodzaju rozkładu błędów pomiaru. W szczególności, stosując prawo rozkładu normalnego, szacunki o optymalnych właściwościach statystycznych uzyskuje się przy p = 2 metodą najmniejszych kwadratów.

Wszystkie obliczenia przeprowadzane są przy użyciu programu opracowanego przez VNIIMS w trybie automatycznym.

3.5. Algorytm obliczania wartości księgowych metodą pozycji opiera się na procedurze iteracyjnej, w której każdym kroku wyznaczany jest wektor wartości przybliżonych ũ q, gdzie q jest numerem iteracji.

3.5.1. Sprawdź spełnienie nierówności (), podstawiając do nich u = ũ q i, jeśli to konieczne, dostosuj wartości ũ q.

3.5.2. Obliczany jest wektor różnicy między wartościami zmierzonymi i przybliżonymi v - ũ q.

3.5.3. Wektor niewyważenia wartości przybliżonych oblicza się zgodnie ze wzorem (), równym Aũ (wektor wymiaru m).

3.5.4. Otrzymane wartości wektorów v - ũ q i Aũ podstawiamy do (). Wektor wartości przybliżonych ũ q wyznacza się tak, aby wartość lewej strony () w bieżącej iteracji była mniejsza niż odpowiadająca jej wartość w poprzedniej iteracji.

Obecność pierwszego członu w () zapewnia, że ​​wartości księgowe są zbliżone do zmierzonych. Drugi człon jest zawarty w (), aby zminimalizować wartość resztkowego niezbilansowania wartości księgowych, równą Au.

3.6. Bierze się pod uwagę, że ograniczenia () wiążą się z faktem, że przypisanie wartości księgowej u j różniącej się od wyniku pomiaru v j o więcej niż wartość maksymalnego dopuszczalnego błędu bezwzględnego Δ j może wywołać sprzeciw j-tego uczestnika operację księgową (patrz akapit).

3.7. Otrzymane rozwiązanie spełnia ograniczenia (), jednakże rozkład niewyważenia może być całkowity lub częściowy, w zależności od konkretnych wartości liczbowych danych początkowych. W zależności od praktycznych potrzeb użytkownika i stojącego przed nim zadania, istotne może być pełne rozłożenie niewyważenia. W związku z tym zapewniona jest druga opcja rozwiązania problemu.

3.13. Program umożliwia dobór wartości parametru kontrolnego p (patrz akapit), który wpływa na rozwiązanie problemu w następujący sposób: jego wartość decyduje o tym, czy nierównowaga zostanie w większym stopniu rozłożona pomiędzy „dużymi” uczestnikami w transakcji księgowej, czy też jej rozkład będzie bardziej równomierny. Na tej podstawie użytkownik może wybrać najbardziej odpowiednią wartość parametru z zakresu określonego w ust. Alternatywnie można skorzystać z wyników analizy danych i zaleceń dotyczących wyboru wartości p uzyskanej przez program.

3.13.1. Program sprawdza hipotezę statystyczną o zgodności błędów wyników pomiarów z rozkładem normalnym. Jeżeli hipoteza zostanie przyjęta, zalecaną wartością jest p = 2, co odpowiada metodzie najmniejszych kwadratów.

3.13.2. W porozumieniu z klientem, podczas opracowywania programu, można wybrać i ustalić określoną wartość parametru lub jego wartość może zmienić operator. W tym drugim przypadku przy obliczaniu metodą p można zalecić następującą sekwencję działań. Obliczenia przeprowadza się według programu przy wartości p = 2. Jeżeli nierównowaga okaże się całkowicie rozłożona, uzyskuje się rozwiązanie. Jeśli nie, stopniowo zmieniając wartość parametru, uzyskaj możliwie pełną równowagę.

3.14. Zastosowana metoda przetwarzania danych statystycznych, oprócz oszacowań samych wartości prawdziwych, pozwala uzyskać odchylenia standardowe oszacowań (patrz wyniki programu w załączniku). Na podstawie tych wartości, biorąc pod uwagę znane wartości granic dopuszczalnych błędów pomiarowych, obliczane są wskaźniki dokładności określania ilości ropy i produktów naftowych.

3.15. Z ogólnych wyników teoretycznych [, ] wynika, że ​​szacunki uzyskane tą techniką są dokładniejsze w porównaniu z pierwotnymi wynikami pomiarów (mają mniejsze rozproszenie).

4. Algorytmika i wdrażanie oprogramowania

Sformułowany problem rozwiązano w algorytmie i programie go realizującym „Bilans ropy i produktów naftowych w OAO LUKOIL”, opracowanym przez VNIIMS. Oprogramowanie matematyczne uwzględnia specjalny rodzaj i strukturę danych dla określonych zadań. Struktura połączeń w układzie „dostawca-odbiorca” musi zostać określona przez Klienta w formie schematu (rysunku) i matrycy (tabela) oraz uzgodniona z deweloperem.

Program bilansowy udostępnia dodatkowe funkcje. W przypadku niektórych uczestników operacji księgowej (na przykład dla niektórych dostawców) początkowe zmierzone wartości można zarejestrować i pozostać niezmienione w wyniku rozwiązania problemu. Możliwe jest uwzględnienie strat naturalnych i ubytków produktu w ramach ustalonej normy, co w tym przypadku nie będzie miało wpływu na wartość niewyważenia początkowego zgodnie z wynikami pomiarów.

6.1. Ustaw wartości liczbowe następujących wielkości:

n - liczba uczestników transakcji księgowej,

m to liczba punktów przeładunku produktów,

v 1, …, v n – wyniki pomiarów ilościowych,

Δ 1, …, Δ n – granice dopuszczalnych bezwzględnych błędów pomiaru.

6.2. Strukturę połączeń w systemie określa się za pomocą macierzy (tabeli) A o wymiarach m×n, której elementy wyznaczane są zgodnie z zasadą sformułowaną w ust.

7. Wykonaj obliczenia

7.1. Aby uzyskać wartości księgowe ilości produktu, wielkości korekcyjne (równe różnicy między wartościami księgowymi i zmierzonymi) oraz współczynniki korygujące (równe stosunkowi wartości księgowej do wartości zmierzonej) do wartości zmierzonych, wartość niezbilansowania resztkowego (jeśli występuje), dane wymienione w ust. przetwarzane są zgodnie z metodą opisaną w ust.

7.2. Kalkulację przeprowadza się według programu „Bilans ropy i produktów naftowych w OAO LUKOIL”.

8. Inżynierska metoda obliczeń

8.1. Algorytmy równoważenia sald pomiędzy dostawcami i odbiorcami, opisane w poprzednich rozdziałach, pozwalają zoptymalizować tę procedurę duże ilości uczestnicy operacji księgowych i rozliczeniowych. Dlatego opierają się na metodach sekwencyjnych procedur iteracyjnych. Jednocześnie w praktyce często pojawiają się problemy z redukcją nierównowagi pomiędzy dwiema stronami transakcji: dostawcą i konsumentem. W takim przypadku możesz użyć więcej proste metody, w oparciu o wykorzystanie współczynników wagowych do rozkładu niewyważenia w zależności od stosunku błędów pomiaru ilościowego dostawcy i odbiorcy. Poniżej rozważamy metodę rozkładu braku równowagi dla takiego problemu.

8.2. Warunki problemu

Dostawca zmierzył ilość dostarczonego towaru M 1 z błędem bezwzględnym δM 1 Wartość ta jest ujmowana na fakturze.

Konsument po otrzymaniu produktu zmierzył jego ilość M 2 z błędem bezwzględnym δM 2. Wartość ta znajduje odzwierciedlenie w certyfikacie odbioru.

Postawiono zadanie: otrzymać skorygowane wartości Mʹ 1 i Mʹ 2, które powinien odnotować dostawca i konsument, w oparciu o warunek Mʹ 1 = Mʹ 2 (zakłada się, że naturalny upadek niedostępne przy dostawie).

8.3. Rozwiązanie problemu

Uzyskane wartości M 1 są uszeregowane; δM1 i M2; δM 2 przez wielkość błędu.

1 opcja

Niech | δM 1 | < |δM 2 |, to mamy dla M 1 > M 2:

w M1< М 2:

Opcja 2

Niech | δM 2 | < |δM 1 |, to mamy dla M 2 > M 1:

w M2< М 1:

Tym samym fakturę przewozową i świadectwo odbioru należy skorygować na kwotę 94,4 tony.

załącznik A

Przetwarzanie wyników pomiarów ilości ropy i produktów naftowych podczas ich przesyłu od dostawców do odbiorców wymaga zastosowania specjalnej procedury statystycznej. Wynika to po pierwsze ze złożonej struktury połączeń w układzie „dostawca-odbiorca”, charakterystycznej dla większości takich systemów, a po drugie ze znacznego odchylenia wyników pomiarów przez poszczególnych uczestników operacji księgowych od wartości rzeczywistych, jakie często zdarza się w praktyce, wynikając z - za naruszenie warunków regulowanych przez MVI, straty i inne przyczyny. W rezultacie rozkład błędu wyników pomiarów może nie odpowiadać prawu normalnemu i powodować duże wartości niezbilansowania (różnice pomiędzy wynikami pomiarów dostawców i odbiorców), znacznie przekraczające wartości, które mogą wynikać z błędów w przyrządach pomiarowych.

Przetwarzając wyniki pomiarów, należy wziąć pod uwagę wymienione cechy zadania, którego celem jest określenie wartości ilości ropy i produktów naftowych (zwanej dalej produktem) podczas operacji księgowych ( zwane dalej wartościami księgowymi).

Optymalna procedura statystyczna powinna wykorzystywać wszystkie dostępne informacje, a w szczególności warunek równowagi, tj. równość wartości dostarczonych i otrzymanych ilości produktu. Procedura ta służy do korekty wyników pomiarów z uwzględnieniem stanu wagi jako dodatkowej informacji.

Tak skorygowane wyniki pomiarów muszą spełniać warunek równowagi, który wskazuje na wzrost dokładności pomiarów i umożliwia rozwiązanie problemu rozkładu nierównowagi pomiędzy dostawcami i odbiorcami.

Problem przetwarzania danych statystycznych przy formułowaniu problemu ma następujące cechy. Po pierwsze, w ogólnym przypadku konieczne jest rozwiązanie problemu wielowymiarowej analizy statystycznej z ograniczeniem zmiennych, które są matematycznym wyrażeniem warunku równowagi. Przykładowo w układzie 2 z rys. - jest to równość ilości produktu dostarczonego przez dostawcę i otrzymanego przez konsumentów.

Kolejna cecha wiąże się ze wspomnianym powyżej możliwym odchyleniem od normalnego prawa rozkładu błędów pomiaru przez poszczególnych uczestników operacji księgowych. W takim przypadku konieczne jest zastosowanie solidnych metod przetwarzania danych statystycznych, tj. metod odpornych na odstępstwa od prawa normalnego.

Danymi wyjściowymi do rozwiązania problemu są wyniki pomiarów, wartości granic błędu pomiaru oraz struktura połączeń w układzie „dostawca-odbiorca”. Zgodnie z prawem rozkładu normalnego błędów pomiarowych dla niektórych typów układów o prostej strukturze rozwiązanie można uzyskać analitycznie. W ogólnym przypadku rozwiązanie ma charakter algorytmiczny i jest realizowane przy użyciu specjalnego programu opracowanego przez VNIIMS.

Załącznik B

Przykład obliczeń oparty jest na programie „Bilans ropy i produktów naftowych w OAO LUKOIL”, opracowanym przez FSUE VNIIMS.

Na podstawie wyników pomiarów za okres sprawozdawczy w układzie o strukturze połączeń pokazanej na rys. . Liczby od 1 do 10 odpowiadają liczbie uczestników transakcji księgowej na tym rysunku.

Początkowe dane liczbowe pomiarów vj i granic błędu Δj zawarte są w wynikach programu przedstawionego poniżej.

Zilustrujmy niektóre etapy tej techniki na tym przykładzie.

Zgodnie ze schematem na rys. i zgodnie z regułą z punktu A macierz A ma postać

Zgodnie ze wzorem () wektor początkowej nierównowagi d jest równy

68500 + 33600 - 51000 - 29900 - 20100 = 1100

51000 - 22400 - 13900 - 13500 = 1200

29900 - 21000 - 8400 = 500.

Granica dopuszczalnego początkowego niewyważenia, wektor d n jest równa

1027 + 604 + 1020 + 747 + 502 = 3900

1020 + 560 + 403 + 391 = 2374

747 + 525 + 243 = 1515.

Porównując odpowiednie składowe wektorów d i d n, przekonujemy się, że spełniony jest sformułowany w paragrafie warunek całkowitej redukcji salda. W wyniku przetestowania hipotezy statystycznej jesteśmy przekonani, że nie ma podstaw wątpić, że błędy w wynikach pomiarów odpowiadają rozkładowi normalnemu (test ten, podobnie jak wszystkie podane tutaj obliczenia, program wykonuje automatycznie).

W zaprezentowanym fragmencie wyniku programu wielkość korekcji jest równa różnicy pomiędzy wartością rozliczeniową i zmierzoną, współczynnik korygujący jest stosunkiem tych wartości. Rozwiązanie uzyskano dla wartości parametru p = 2, co odpowiada normalnemu prawu rozkładu błędów wyników pomiarów. Możesz upewnić się, że uzyskane wartości księgowe spełniają relacje (), czyli saldo jest całkowicie zmniejszone.

Tabela wzajemnego oddziaływania czynników (odniesienie) charakteryzuje stopień powiązania statystycznego pomiędzy uczestnikami transakcji księgowej zgodnie z przyjętą numeracją.

Rysunek B.1

Schemat połączeń w układzie „dostawca-odbiorca”. Oznaczenia: (1), (2) - dostawcy; (3), (4) - pośredni uczestnicy transakcji księgowej; (5) - (10) - konsumenci; dwie poziome linie wskazują punkty przenoszenia produktu; podwójny pionowy - kierunki przenoszenia produktu wraz z pomiarami jego ilości

Punkt Transferu Produktu 1 (*dostawcy oznaczeni są gwiazdką)

	Zmierzona wartość	Limit zanurzenia względny, %, abs		Wartość księgowa	Poprawione ilość	Współczynnik korygujący
	68500	1,50	1027	67497	1002	0,9854
	33600	1,80		33252		0,9897
	51000	2,00	1020	50624		0,9926
	29900	2,50		29786		0,9962
	20100	2,50		20339		1,0119

Zmierzone: dostawcy 102100, odbiorcy 101000, niezbilansowanie początkowe 1100

Uwzględniono: dostawców 100750, odbiorców 100750, niezbilansowanie rezydualne 0

Punkt przekazania produktu 2

	Zmierzona wartość	Limit zanurzenia względny, %, abs		Wartość księgowa	Poprawione ilość	Współczynnik korygujący
	51000	2,00	1020	50624		0,9926
	22400	2,50		22810		1,0183
	13900	2,90		14112		1,0153
	13500	2,90		13700		1,0149

Zmierzone: dostawcy 51000, odbiorcy 49800, niezbilansowanie początkowe 1200

Uwzględniono: dostawców 50624, odbiorców 50624, brak równowagi resztkowej 0

Punkt przekazania produktu 3

	Zmierzona wartość	Limit zanurzenia względny, %, abs		Wartość księgowa	Poprawione ilość	Współczynnik korygujący
	29900	2,50		29786		0,9962
	21000	2,50		21317		1,0151
	8400	2,90		8468		1,0081

Zmierzone: dostawcy 29900, odbiorcy 29400, początkowe niezbilansowanie 500

Uwzględniono: dostawców 29786, odbiorców 29786, brak równowagi resztkowej 0

Bezpłatne informacje

	Zmierzona wartość	Błąd względny, % abs		Wartość księgowa	Poprawione ilość	Współczynnik korygujący	standardowe wyłączony wartość księgowa
	68500	1,50	1027	67497	1002	0,9854
	33600	PISMO FEDERALNEJ SŁUŻBY TARYFOWEJ z 28 czerwca 2005 r. N SN-3923/9 (D) W celu rozstrzygnięcia sporów powstałych podczas rozliczeń pomiędzy dostawcami, odbiorcami gazu i organizacjami dystrybucji gazu świadczącymi usługi transportu gazu (dalej - GRO), w tej sprawie rozliczania strat gazu, Federalna Służba Taryfowa Rosji udziela wyjaśnień. Różnica pomiędzy całkowitą ilością paliwa gazowego otrzymanego od sprzedawcy (według liczników gazu zainstalowanych na stacjach dystrybucji gazu) a wolumenem gazu sprzedanego odbiorcom, w tym ludności i centrom dystrybucji gazu (według liczników gazu u odbiorców lub w w przypadku ich braku lub niespełnienia wymagań norm – zgodnie z ustalonymi normami poboru i/lub wydajnością projektową urządzeń wykorzystujących gaz), powoduje niezbilansowanie gazu, które z reguły wynika z następujących przyczyn: a) odchylenia wielkości rzeczywistego zużycia gazu przez ludność z zatwierdzonych w ustalony sposób norm zużycia; b) odchylenie wielkości rzeczywistego zużycia gazu przez instalacje dystrybucyjne gazu na potrzeby technologiczne od wielkości obliczonej według obowiązujących norm i ustalonej w umowie o dostarczanie paliwa gazowego na potrzeby technologiczne obiektów dystrybucyjnych; c) prowadzenie prac awaryjnych i nieplanowanych napraw; d) straty technologiczne gazu w systemach dystrybucji gazu (nieszczelności eksploatacyjne itp.); e) błędy pomiarowe zainstalowanych urządzeń do pomiaru gazu dla odbiorców przemysłowych i ludności oraz istniejące problemy z doprowadzeniem mierzonych objętości gazu do normalnych warunków; f) nieprzestrzegania reżimu technologicznego transportu gazu. Nie dotyczy niezbilansowania gazu i nie uwzględnia ponadto zużycia gazu przez zakłady dystrybucyjne gazu na planowane potrzeby własne i technologiczne (wykorzystywanie gazu we własnych kotłowniach i instalacjach gazowniczych, wykonywanie bieżących przeglądów systemów zaopatrzenia w gaz itp.). Określoną ilość gazu musi zapłacić spółka zajmująca się dystrybucją gazu na podstawie odrębnej umowy na zasadach ogólnych dla wszystkich odbiorców. Jednocześnie wydatki te, jeżeli są uzasadnione w części przypadającej na regulowany rodzaj działalności, uwzględnia się przy ustalaniu stawek za usługi transportu paliwa gazowego sieciami dystrybucyjnymi gazu (zwanych dalej „taryfami”) w rubryce „materiały wydatki". Według Rosyjskiej Federalnej Służby Taryfowej odpowiedzialność za niezbilansowanie gazu spowodowane powyższymi przyczynami rozkłada się pomiędzy dostawcę gazu a dział dystrybucji gazu w następujący sposób. Wynik finansowy dostawcy gazu powinien uwzględniać straty (zyski) uzyskane: w wyniku odchyleń faktycznego zużycia gazu przez ludność na potrzeby własne od zatwierdzonych w określony sposób standardów zużycia, w związku z tym, że powstały gaz straty nie są stratami podczas transportu gazu. W tym przypadku FTS Rosji uważa za właściwe przeprowadzenie odpowiednich prac w celu doprowadzenia ustalonych standardów zużycia gazu do rozsądnego poziomu. Ponadto uważamy za konieczne prowadzenie prac nad wprowadzeniem do ludności urządzeń pomiarowych gazu, w tym w centrach dystrybucji gazu i centrach dystrybucyjnych zajmujących się dystrybucją gazu do osiedli mieszkaniowych; z powodu odchyleń w objętości gazu, wynikających z błędów pomiarowych zainstalowanych przepływomierzy gazu na stacjach dystrybucji gazu, wśród odbiorców przemysłowych i ludności. Błąd urządzeń pomiarowych określa się na podstawie danych paszportowych i zgodnie z GOST 8.143-75. W tym przypadku FTS Rosji uważa za właściwe zapewnienie mechanizmu rozstrzygania sporów w umowach technicznych i umowach na dostawy gazu, a także przeprowadzenie niezbędnych prac w celu wymiany przestarzałego sprzętu na stacjach pomiarowych gazu. W celu ustalenia rzeczywistego zużycia gazu przez ludność nie posiadającą urządzeń pomiarowych zalecamy stosowanie RD 153-39.0-071-01, zatwierdzonego rozporządzeniem Ministerstwa Energii Rosji z dnia 04.04.01 N 100. Straty finansowe powstałe z niezbilansowania gazu spowodowanego innymi przyczynami, w tym także nieprzestrzeganiem reżimu technologicznego transportu gazu z winy GRO, należy odnieść do wyniku finansowego GRO, biorąc pod uwagę poniższe uwagi. Ilość gazu zużytego przez zakłady dystrybucji gazu podczas lokalizacji i usuwania awarii, nieplanowanego wyłączenia lub podłączenia urządzeń lub poszczególnych odcinków gazociągów itp. musi zostać opłacona przez organizację, z winy której konieczne było przeprowadzenie określoną pracę. W związku z powyższym koszty te nie mogą być brane pod uwagę przy ustalaniu taryfy GRO. Ponadto przy ustalaniu taryf można uwzględnić odpowiednie koszty ubezpieczenia, w tym infrastruktury dostaw gazu w przypadku sytuacji awaryjnych. Wielkość strat technologicznych gazu w systemach dystrybucyjnych gazu (nieszczelności eksploatacyjne itp.) i w związku z tym poziom kosztów dystrybucji gazu zgodnie z niniejszym artykułem na potrzeby kalkulacji taryf za dystrybucję gazu ustala się zgodnie z „Metodyką ustalania wydatków za gaz na potrzeby technologiczne przedsiębiorstw gazowniczych i straty w systemach dystrybucji gazu” RD 153-39.4-079-01, przyjęty i wprowadzony w życie rozporządzeniem Ministerstwa Energii Rosji z dnia 01.08.01 N 231. Należy zauważyć, że wielkość strat technologicznych brana pod uwagę przy obliczaniu taryfy nie może przekraczać 0,5% - 0,6% całkowitego wolumenu przesyłu gazu. W odniesieniu do wolumenów paliwa gazowego wykorzystywanych w celu wyeliminowania sytuacji awaryjnych oraz związanych ze stratami technologicznymi nie należy stosować taryfy za usługi przesyłania paliwa gazowego sieciami dystrybucyjnymi. Jednocześnie proszę liczyć poczta informacyjna FEC Rosji z dnia 08.08.2003 N YUS-2831/9 straciła ważność. Szef S.G. NOVIKOV 28 czerwca 2005 N SN-3923/9