Regulament din 30 noiembrie 2006

1.Scop. Domeniu de aplicare. Terminologie

1.1.Prezentul regulament stabileşte condiţiile de măsurare şi de conversie în energie a cantităţilor de gaze naturale tranzacţionate pe piaţa angro, între agenţii economici din sectorul gazelor naturale în baza următoarelor contracte:

* Contract cadru de inmagazinare subterana a gazelor naturale

* Contract cadru de transport al gazelor naturale

* Contract cadru de distribuţie a gazelor naturale

1.2.Gazele naturale tranzacţionate între producători / furnizori, transportator, distribuitori şi consumatori eligibili se măsoară în punctele de predare - preluare comercială a gazelor naturale.

1.3.Prevederile prezentului regulament sunt obligatorii pentru toţi participanţii la piaţa angro a gazelor naturale, agenţi economici licentiati şi consumatori eligibili acreditaţi de ANRGN

1.4.Regulamentul se aplică masurarii gazelor naturale în punctele de predare - preluare comercială, după cum urmează:

–la intrarea în SNT din cimpurile de producţie şi din depozitele de inmagazinare subterana.

–la ieşirea din SNT respectiv la intrarea directa în sistemele de distribuţie, în depozitele de inmagazinare subterana sau direct la consumatorii eligibili racordati la SNT.

–la ieşirea din conductele colectoare ale producătorilor respectiv la intrarea în sistemele de distribuţie sau la consumatorii eligibili racordati direct la acestea.

–la ieşirea din sistemele de distribuţie, respectiv intrarea la consumatorii eligibili sau la alte sisteme de distribuţie.

Terminologie

1.clasa de exactitate - clasa de mijloace de măsurare care satisfac anumite condiţii metrologice, destinate sa menţină erorile în limitele specificate

2.condiţii de baza - condiţii specificate la care este transformata cantitatea de gaz măsurat (în prezent: T=288,15 K; p=1,01325 bar, iar după data aderării României la Uniunea Europeană: T=273,15 K; p=1.01325 bar)

3.condiţii de referinţa - condiţii de utilizare prescrise pentru încercarea funcţionarii unui mijloc de măsurare sau pentru intercompararea rezultatelor masurarii

4.consumator captiv - consumatorul care, din considerente de reglementare, nu poate alege furnizorul

5.consumator casnic - consumator care achiziţionează gaze naturale pentru consumul casnic propriu

6.consumator noncasnic - consumator care achiziţionează gaze naturale ce nu sunt destinate consumului casnic propriu

7.contor de gaze naturale - aparat de măsurat care are funcţia de a măsura, memora şi afişa cantitatea de gaz care a trecut prin el

8.contor de gaz cu membrana - contor de debit în care volumul de gaz se măsoară prin umplerea şi golirea succesiva a camerelor sale cu pereţi deformabili

9.contor de gaze cu pistoane rotative - contor de gaz în care se formează un compartiment rigid între pereţii unei camere stationare şi un element (sau elemente) în mişcare. Fiecare ciclu de rotaţie al elementului (elementelor) deplaseaza un volum cunoscut de gaz care este înregistrat cumulativ şi indicat de un dispozitiv indicator

10.contor de gaze cu turbina - contor de gaz în care forţele dinamice ale unui gaz aflat în mişcare produc rotatia unei turbine cu o viteză proporţională cu volumul de gaz care trece prin turbina. Numărul de rotatii al turbinei este semnalul de măsurare pentru volumul de gaz care a trecut prin contor

11.contor de gaze cu ultrasunete - contor de gaz care măsoară timpul de propagare a ultrasunetelor prin gazul aflat în curgere, între una sau mai multe perechi de transductoare ultrasonice. Timpul de propagare este semnalul de măsurare pentru indicarea volumului de gaz care a trecut prin contor

12.convertor de volum - dispozitiv electronic conectat la un contor de gaz care transforma automat volumul de gaz măsurat în condiţii de lucru în volum de gaz în condiţii de baza

13.domeniu de debit - gama de debite de gaz limitate de debitul maxim şi cel minim pentru care eroarea de justete a contorului este cuprinsă între limite specificate (se mai poate folosi termenul de rangeabilitate)

14.gaze naturale - gazele libere din zacamintele de gaz metan, gazele dizolvate în ţiţei, cele din capul de gaze asociat zăcămintelor de ţiţei, precum şi gazele rezultate din extractia sau separarea hidrocarburilor lichide.

15.incertitudine de măsurare - Estimare a rezultatului unei masurari care caracterizează domeniul valorilor în care se presupune ca se găseşte valoarea reală a acestui rezultat

16.indice Wobbe - putere calorifica superioară volumica în condiţii de referinţa specificate, împărţită la radacina patrata din densitatea relativă în aceleaşi condiţii de referinţa specificate la măsurare

17.mijloc de măsurare - reprezintă toate măsurile, aparatele, dispozitivele, instalaţiile, precum şi mostrele de materiale şi substanţe care materializeaza şi conserva unităţi de măsura şi furnizează informaţii de măsurare.

18.operator de sistem - persoana juridică, autorizata şi/sau licentiata sa opereze infrastructura sistemului de transport, de distribuţie, de dispecerizare, de inmagazinare/stocare, de alimentare şi de producţie a gazelor naturale, în scopul menţinerii siguranţei parametrilor funcţionali ai sistemului.

19.piaţa angro - totalitatea tranzacţiilor libere având ca obiect cantităţile de gaze vândute/cumpărate, în baza contractelor de achiziţie/contractelor de vânzare/cumpărare a gazelor naturale, încheiate între titularii licenţei de furnizare a gazelor naturale sau între aceştia şi consumatorii eligibili;

20.punct de predare/preluare comercială a gazelor naturale - ansamblul instalaţiilor care asigura măsurarea gazelor naturale, din punctul în care gazele naturale trec din proprietatea/custodia furnizorului/transportatorului în cea a operatorului de distribuţie/inmagazinare sau a consumatorului.

21.punctul de roua al apei - temperatura peste care condensarea vaporilor de apa nu se produce la presiune specificată. Pentru orice presiune mai mica decât presiunea specificată nu exista condensare la aceasta temperatura.

22.punctul de roua al hidrocarburilor - temperatura deasupra căreia nu se mai produce condensarea hidrocarburilor la o presiune specificată

23.putere calorifica inferioară - cantitatea de căldură care se eliberează prin arderea completa în aer a unei cantităţi specificate de gaz, încât presiunea la care reactia are loc rămâne constanta şi toţi produsii de ardere să fie adusi la aceeaşi temperatura specificată ca şi reactantii, toţi aceşti produşi fiind în stare gazoasa. Temperatura şi presiunea menţionate mai sus trebuie specificate.

24.putere calorifica superioară - cantitatea de căldură care se eliberează prin arderea completa în aer a unei cantităţi specificate de gaz, încât presiunea la care reactia are loc rămâne constanta şi toţi produsii de ardere să fie adusi la aceeaşi temperatura specificată ca şi reactanti, toţi aceşti produşi fiind în stare gazoasa cu excepţia apei formată prin combustie, care este condensata la starea lichidă la temperatura menţionată mai sus. Temperatura şi presiunea menţionate mai sus trebuie specificate.

25.sectorul gazelor naturale - ansamblul agenţilor economici, activităţilor şi instalaţiilor aferente privind producţia, transportul, tranzitul, inmagazinarea, dispecerizarea, distribuţia, furnizarea şi utilizarea gazelor naturale.

26.sisteme de măsurare - ansamblul complet de mijloace de măsurare şi alte echipamente, reunite pentru efectuarea unor masurari

27.statie de măsurare - ansamblul instalaţiilor de măsurare a debitului, filtrare şi odorizare, conectate printr-un racord la conductele colectoare, de transport sau distribuţie şi care alimentează un sistem de distribuţie, un grup de consumatori sau un consumator.

28.statie de reglare-măsurare-predare - ansamblul instalaţiilor de reducere şi reglare a presiunii, măsurare a debitului, filtrare şi odorizare, prin care gazul din conductele de transport intră în sistemul de alimentare a unor consumatori.

29.traductor de măsurare - dispozitiv care face ca unei marimi de intrare sa îi corespundă, conform unei legi determinate, o mărime de ieşire

2.Documente de referinţa

2.1.Lista standardelor neobligatorii

SR EN ISO 5167-1:2004 - Măsurarea debitului fluidelor cu dispozitive de

măsurare a presiunii diferentiale introduse în conducte

cu secţiune circulara sub sarcina. Partea 1: Principii

şi condiţii generale;

SR EN ISO 5167-2:2004 - Măsurarea debitului fluidelor cu dispozitive de

măsurare a presiunii diferentiale introduse în conducte

cu secţiune circulara sub sarcina. Partea 2: Diafragme;

SR EN ISO 5167-3:2004 - Măsurarea debitului fluidelor cu dispozitive de

măsurare a presiunii diferentiale introduse în conducte

cu secţiune circulara sub sarcina. Partea 3: Ajutaje

şi ajutaje Venturi;

SR EN ISO 5167-4:2004 - Măsurarea debitului fluidelor cu dispozitive de

măsurare a presiunii diferentiale introduse în conducte

cu secţiune circulara sub sarcina. Partea 4: Tuburi

Venturi;

SR EN 12480:2002 - Contoare de gaz. Contoare de gaz cu pistoane rotative;

SR EN 12261:2003 - Contoare de gaz. Contoare de gaz cu turbina;

SR EN 12405:2004 - Contoare de gaz. Dispozitive electronice de conversie

a volumului de gaz

Report no.9 AGA - Măsurarea gazului cu contoare ultrasonice cu cai

multiple;

SR EN 1776:2002 - Alimentare cu gaz. Staţii de măsurare gaze naturale.

Prescripţii functionale;

SR 3317: 2003 - Gaz natural. Condiţii tehnice de calitate

SR ISO 13686:2001 - Gaz natural. Definirea calităţii;

SR ISO 6976+C2:1999 - Gaz natural. Calculul puterii calorifice, densitatii,

densitatii relative şi indicelui Wobbe din compoziţie;

SR EN ISO 6974:2002 - Gaz natural - Determinarea compoziţiei cu o

incertitudine definită prin gazcromatografie în faza

gazoasa.

SR ISO 12213-1:2001 - Gaz natural. Calculul factorului de compresibilitate.

Partea 1: Introducere şi linii directoare.

SR ISO 12213-2:2001 - Gaz natural. Calculul factorului de compresibilitate.

Partea 2: Calcul pe baza analizei compoziţiei molare.

SR ISO 12213-3:2001 - Gaz natural. Calculul factorului de compresibilitate.

Partea 3: Calcul pe baza proprietăţilor fizice.

SR EN 60079-10:2004 - Aparatura electrica pentru atmosfere explozive

gazoase. Partea 10 : Clasificarea ariilor periculoase.

SR 13251:1996 - Vocabular internaţional de termeni fundamentali şi

generali în metrologie. Notă: în situaţia în care se

modifica standardele din tabelul de mai sus, se va lua

în considerare ultima editie oficială a acestora.

2.2.Alte documente

Document Denumire

NML 004 - 05 Contoare de gaz şi dispozitive de conversie a volumului

OIML R32 Contoare de gaz cu turbina şi cu pistoane rotative

MID 22-2004 Directiva 2004/22/EC

3.Legislaţie conexă

4.Cerinţe generale

4.1.Măsurarea comercială a gazelor naturale pe piaţa angro se realizează prin intermediul mijloacelor de măsurare care sunt montate în staţii de măsurare (SM) sau staţii de reglare măsurare (SRM).

(2)Condiţiile de baza sunt p=1,01325 bar şi T=288,15 K, iar după data aderării României la Uniunea Europeană, acestea vor fi p=1,01325 bar şi T=273,15 K. (3) Temperatura de combustie pentru determinarea compoziţiei chimice a gazelor naturale este de 15°C, iar după data aderării României la Uniunea Europeană, aceasta va fi 25°C.

Trecerea la noile condiţii de referinţa şi la noua temperatura de combustie se va face simultan, la termenul precizat de ANRGN.

4.4.Clasa de exactitate a mijloacelor de măsurare trebuie să fie mai buna sau cel puţin egala cu cea precizată în reglementările emise de ANRGN, şi reprezintă cerinţa minima contractuală.

4.5.Caracteristicile fiecărei componente a sistemului de măsurare trebuie să corespundă caracteristicilor masurandului căruia i se adresează, astfel încât să fie asigurată incertitudinea necesară.

4.6.Mijloacele de măsurare utilizate la măsurarea cantităţilor de gaze naturale pe piaţa angro trebuie să corespundă legislaţiei metrologice în vigoare.

Regimul de proprietate

4.7.Mijloacele de măsurare sunt, de regula, în proprietatea titularului de licenţă care preda gazele naturale, respectiv producătorii / furnizorii şi operatorii de inmagazinare, de transport şi de distribuţie de gaze naturale. Acestea sunt sisteme de măsurare pentru decontare fiscală şi sunt denumite sisteme de baza.

4.8.Proprietarul/operatorul sistemelor de baza, la solicitarea celeilalte părţi, va accepta, pe baza unei documentaţii tehnice avizate, ca aceasta sa monteze în SM-uri sau SRM-uri sisteme de măsurare proprii, numite sisteme de control, în condiţiile prevăzute în Acordul Tehnic. Sistemul de măsurare de control nu este opozabil sistemului de baza.

4.9.În cazul în care mijloacele de măsurare de baza sunt în proprietatea altei părţi decât a titularului de licenţă care preda gazele naturale, sau în cazul în care se convine ca sistemul de control sa devină sistem de baza, proprietarul este obligat sa predea în exploatare aceste mijloace de măsurare titularului de licenţă pe baza unui Protocol de predare/primire care va stipula cel puţin: componenta sistemului, repartiţia cheltuielilor de exploatare şi întreţinere, inclusiv condiţiile de răscumpărare.

4.10.Partenerii de tranzacţie au drept de acces la SM sau SRM pentru controlul sistemelor de baza, în conformitate cu prevederile Acordului Tehnic.

4.11.Proprietarul/operatorul punctelor de predare/preluare comercială a gazelor naturale trebuie să permită, la cererea Beneficiarului, instalarea de echipamente pentru transmiterea la distanta a datelor de exploatare (presiune, temperatura, debit instantaneu, index al aparatului de măsurare, etc.) acolo unde nivelul tehnic al instalaţiilor permite, fără a fi afectată corectitudinea masurarii.

5.Caracteristici metrologice ale sistemelor de măsurare utilizate pe piaţa angro.

Părţile implicate în contractele precizate la articolul 1.1. au obligaţia de a stabili în contracte standardele aplicabile sistemelor de măsurare.

5.1.Sisteme de măsurare cu element deprimogen.

Sistemul este alcătuit din următoarele componente:

* Tronsoane de conducte amonte şi aval;

* Element primar

–element deprimogen de tipul:

1.diafragma cu prize de presiune în unghi;

2.diafragma cu prize de presiune la flanse;

3.diafragma cu prize de presiune la D şi D/2;

Diafragmele se pot monta în dispozitive port-diafragma.

–prize de presiune

* Elemente secundare (traductoare), care pot fi:

–traductoare de presiune statica;

–traductoare de presiune diferentiala;

–traductoare de temperatura;

–traductor multivariabil;

–termorezistenta;

–traductor de densitate;

–cromatograf de linie;

* Element tertiar (calculator de debit);

* Elemente auxiliare, care sunt:

–ţevi de impuls pentru preluarea parametrilor gazelor naturale;

Incertitudinea de măsurare cu aceste sisteme a volumelor de gaze naturale, este de maxim ±1,5%.

Elementele secundare din sistemul de măsurare, respectiv traductoarele de presiune statica, diferentiala, temperatura, multivariabile sau densitate, nu trebuie să depăşească o eroare maxima de ±0,1%.

Elementul tertiar al sistemului de măsurare, respectiv calculatorul de debit (incluzând convertoarele de intrare) va avea eroarea maxima admisă de calcul a volumului corectat de ±0,2% .

5.2.Sisteme de măsurare cu contoare cu pistoane rotative sau cu turbina.

Aceste sisteme pot fi alcătuite în doua configuratii:

1.a. contor cu pistoane rotative sau contor cu turbina;

b. convertor electronic de volum de gaz, care poate fi de doua tipuri:

–complet (cu traductoare integrate);

–cu traductoare externe;

2.a. contor cu pistoane rotative sau contor cu turbina;

b. traductoare:

–de presiune statica şi de temperatura;

–de densitate;

c. calculator de debit;

Operatorul licenţiat care exploatează sistemele de măsurare va lua toate măsurile pentru funcţionarea sistemelor de măsurare cu o incertitudine de măsurare a cantităţilor de gaze naturale (în volume) de ±1%.

Convertoarele electronice de volum trebuie să fie în conformitate cu normativele europene şi/sau internaţionale în vigoare.

Erorile maxime admise la verificarea metrologica iniţială pentru contoarele cu pistoane rotative sau cu turbina sunt:

–pentru Q(min) ≤ Q < Q(t), eroarea maxima este de ± 2% ;

–pentru Q(t) ≤ Q ≤ Q(max), eroarea maxima este de ±1% ;

unde Q(max) - debitul maxim la care echipamentul furnizează indicaţii care satisfac cerinţele cu privire la erorile maxime admise;

Q(min) - debitul minim la care echipamentul furnizează indicaţii care satisfac cerinţele cu privire la erorile maxime admise;

Q(t) - debitul de tranzit; este debitul care desparte domeniul de debit în doua zone distincte, care au erori maxime admise diferite.

Valoarea debitului de tranzit este funcţie de raportul Q(max)/Q(min).

Dacă verificarea metrologica iniţială se face la presiuni mai mari de 4 bar, erorile maxime admise sunt următoarele:

–pentru Q(min) ≤ Q < Q(t), eroarea maxima este de ± 1% ;

–pentru Q(t) ≤ Q ≤ Q(max), eroarea maxima este de ± 0,5% ;

Erorile maxime admise la verificarea metrologica iniţială pentru convertoarele electronice sunt:

–± 0,5%, pentru condiţii de referinţa (t = 20±5°C şi presiune atmosferica)

–± 1%, pentru condiţii de lucru

5.3.Sisteme de măsurare cu contoare cu ultrasunete.

Acest sistem este alcătuit din:

1.contor cu ultrasunete;

2.traductoare, care pot fi

–de presiune statica şi de temperatura;

–de densitate;

3.calculator de debit.

Erorile maxime admise la verificarea metrologica a contoarelor cu ultrasunete sunt (Dn reprezintă diametrul contorului):

5.4.Pe piaţa angro a gazelor naturale se pot folosi şi alte tipuri de mijloace de măsurare. Acestea trebuie să deţină marcaj CE sau după caz, aprobare de model eliberata de BRML, dar numai cu acordul părţilor participante la tranzacţie.

6.Cerinţe tehnice

6.1.Toate mijloacele de măsurare trebuie să fie realizate de către producători care deţin un sistem al calităţii certificat.

6.2.Mijloacele de măsurare utilizate trebuie să corespundă parametrilor de curgere (debit, presiune, temperatura), de calitate a gazelor naturale măsurate şi de mediu în care acestea sunt montate.

6.3.Contoarele cu pistoane rotative, cu turbina sau cu ultrasunete trebuie să funcţioneze corespunzător şi în cazul masurarii unui debit de 1,2 Q(max) timp de minim de o ora.

6.4.Convertoare electronice de volum.

6.4.1.Se recomanda ca factorul de compresibilitate Z, să se calculeze în conformitate cu SR ISO 12213-1, SR ISO 12213-2, SR ISO 12213-3.

6.4.2.Convertorul trebuie să afiseze toate datele relevante ale masurarii fără utilizarea unor echipamente adiţionale. Afişarea volumului corectat trebuie să se facă de regula la nivel de unitate de volum. Prin acordul părţilor implicate în măsurarea gazelor naturale, pentru indicarea volumului corectat se pot utiliza afisaje de tipul 10^n unităţi de volum.

6.4.3.Convertorul nu trebuie să influenteze funcţionarea corecta a contorului.

6.4.4.Convertorul trebuie să sesizeze funcţionarea în afară domeniului de măsurare a diversi parametri (temperatura, presiune, debit). În acest caz, echipamentul va opri contorizarea volumului corectat şi va contoriza în alt registru de memorie volumul necorectat înregistrat de contor sau corectat cu valori de presiune şi temperatura de substitutie presetate. Valorile de presiune şi temperatura de substitutie vor fi precizate de către operatorul care preda gazele naturale şi vor fi aprobate de către beneficiar.

6.4.5.Bateria de alimentare a convertorului trebuie să aibă o durată de viaţa de minim 5 ani. La consumarea a 90 % din durata de viaţa a acesteia, convertorul trebuie să afiseze un semnal de avertizare vizibil pe ecran.

6.4.6.Convertoarele electronice de volum şi mecanismele indicatoare ale contoarelor cu pistoane rotative sau cu turbina trebuie să aibă un grad de protecţie de cel puţin IP 64.

În cazul montarii într-o incinta, este permisă şi utilizarea contoarelor/sistemelor şi echipamentelor de măsurare care au un grad de protecţie IP 54.

6.4.7.Convertoarele electronice de volum şi accesoriile lor vor fi în construcţie antiex dacă locul de montaj o impune.

6.5.Traductoare şi calculatoare de debit.

6.5.1.Traductoarele de presiune statica, de presiune diferentiala, de temperatura, multivariabile şi de densitate vor fi construite din materiale rezistente la solicitarile la care sunt supuse în timpul funcţionarii.

6.5.2.Elementele componente care alcătuiesc traductorul, aflate în zona de contact cu mediul ambiant şi cu fluidul de lucru, trebuie să aibă acoperiri de protecţie sau să fie executate din materiale care să reziste la acţiunea coroziva a acestora.

6.5.3.Pentru a evita erorile introduse de variatia presiunii atmosferice, pentru măsurarea presiunii statice se vor utiliza traductoare de presiune absolută. Pentru presiuni absolute ale gazelor naturale de peste 21 de bar se pot utiliza şi traductoare de presiune relativă.

6.5.4.Elementul sensibil al termorezistentei trebuie să fie alcătuit din metale pure. Termorezistenta va fi, cel puţin, de tip cu trei fire.

6.5.5.Toate traductoarele utilizate vor fi în construcţie antiex corespunzătoare cerinţelor impuse de locul de montaj.

6.5.6.Calculatoarele de debit vor fi echipate cu imprimanta în vederea tipăririi declaraţiei de configurare, a consumurilor sau a parametrilor de livrare ai gazelor naturale, sau sa dispună de o interfata la care, prin conectarea unui calculator, să poată fi cititi indicatorii menţionaţi.

6.5.7.Calculatoarele de debit vor afişa separat consumul înregistrat în timpul alarmelor.

6.5.8.Pentru a asigura continuitatea alimentarii cu energie electrica a sistemelor de măsurare electronice, acestea vor fi prevăzute cu surse neintreruptibile de tensiune cu autonomie de cel puţin 8 ore. În cazul în care sistemul de măsurare este echipat cu grup electrogen automat, autonomia sursei neintreruptibila de tensiune trebuie să fie de cel puţin 2 ore.

Proiectarea SM şi SRM

6.6.SM-urile sau SRM-urile vor fi proiectate în conformitate cu reglementările în vigoare.

6.7.SM-urile sau SRM-urile vor fi proiectate astfel încât să fie asigurată funcţionarea lor corecta pentru întregul domeniu de debite, presiuni şi temperaturi specificate în tema de proiectare, şi în limitele de variatie a compoziţiei chimice a gazelor. Pentru cazul în care sunt prezente impuritati solide şi lichide în gazele naturale, se vor prevedea din proiectare separatoare şi filtre adecvate.

6.8.SM-urile sau SRM-urile vor fi proiectate astfel încât să asigure continuitatea în furnizare în condiţii de siguranţă şi în timpul efectuării operaţiunilor de întreţinere. În cazuri extreme, trebuie să fie posibila separarea statiei de conducta amonte şi aval prin robineti de secţionare cu închidere rapida, în condiţii de siguranţă.

6.9.Mijloacele de măsurare se monteaza de regula într-o încăpere. Este permisă şi montarea în aer liber, cu condiţia ca o astfel de instalare sa nu influenţeze exactitatea acestor aparate.

6.10.Pentru cazurile în care este posibila o curgere bidirectionala a gazelor naturale prin sistemul de măsurare şi acest lucru este de natura sa afecteze măsurarea corecta, este obligatorie montarea unei clapete de curgere unisens.

6.11.La proiectarea SM-urilor şi SRM-urilor, diametrul interior al conductelor situate amonte de organul de reglare a presiunii se va calcula astfel încât viteza de curgere a gazelor să fie de maxim 30 m/s; pentru determinarea diametrului interior al conductelor situate în aval de organul de reglare, se va lua în calcul o viteză de maxim 20 m/s.

Excepţie de la aceasta regula vor face conductele situate amonte/aval de elementul deprimogen sau de contor, prin care indiferent dacă se afla înainte sau după elementul de reglare a presiunii, se limitează viteza maxima la 20 m/s.

Se accepta viteze de curgere mai mari în cazul liniilor de măsurare cu debitmetre cu ultrasunete, în conformitate cu recomandările producătorului.

Robinetele amonte şi aval de sistemul de măsurare vor fi cu deschidere completa la dimensiunea diametrului interior al conductelor (aceasta condiţie nu este obligatorie în cazul utilizării contoarelor cu pistoane rotative).

6.12.Proiectele de SM sau SRM vor fi realizate pe baza temei de proiectare data de titularul de licenţă care urmează sa predea gazele naturale în punctul respectiv şi care va cuprinde cel puţin următoarele precizări:

–destinaţia;

–locaţia de amplasare;

–date climaterice;

–studii de teren, pentru amplasamente noi;

–compozitia gazelor, tipul şi nivelul impuritatilor;

–fişa tehnica care să cuprindă parametrii de intrare şi ieşire ai gazului livrat şi anume:

a. debitul de gaze naturale maxim şi minim;

b. presiunea maxima/minima, temperatura la intrare în statie, presiunile reglate şi temperatura la ieşirea din statie;

c. căderea maxima de presiune admisă pe statie şi pe fiecare echipament;

d. cerinţe functionale ale statiei (grad de automatizare, cu/fără personal operativ, monitorizare parametrii, teletransmisie de date);

6.13.Tabelul de mai jos prezintă unele cerinţe recomandate la proiectarea SM-urilor sau SRM-urilor, în funcţie de mărimea debitului vehiculat.

6.14.În cazul proiectării mai multor linii de măsurare a gazelor naturale, numărul acestora trebuie să fie ales astfel încât debitul maxim pe statie să poată fi măsurat cu o linie închisă şi cu celelalte linii funcţionând în condiţiile specificate.

6.15.Odorizarea gazelor nu trebuie să influenteze performanţele mijloacelor de măsurare. Amplasarea instalaţiei de odorizare se va face în aval de sistemul de măsurare.

6.16.Orice echipament periferic care se conecteaza la mijloacele de măsurare nu trebuie să influenteze exactitatea masurarii.

6.17.Echiparea statiilor de reglare măsurare/măsurare.

În funcţie de necesitaţi, SM-urile sau SRM-urile pot fi echipate cu următoarele componente principale:

–mijloace de măsurare pentru determinarea cantităţilor de gaze naturale;

–echipament pentru determinarea compoziţiei gazului;

–robinete de izolare;

–sisteme de monitorizare;

–filtre şi separatoare;

–incalzitoare de gaze naturale;

–echipamente pentru reducerea zgomotului;

–echipament de reglare a debitului;

–echipamente de reducere a pulsatiilor şi vibratiilor;

–flanse electroizolante;

–aparate indicatoare.

Montarea mijloacelor de măsurare

6.18.Condiţii de montaj a mijloacelor de măsurare.

a)La sistemele de măsurare cu element deprimogen, se recomanda respectarea condiţiilor de montaj prevăzute în SR EN ISO 5167-1:2004, SR EN ISO 5167-2:2004, SR EN ISO 5167-3:2004 şi SR EN ISO 5167-4:2004.

Elementele secundare se vor monta astfel încât să poată fi izolate de proces, pentru a putea fi verificate pe teren.

b)La sistemele de măsurare cu contoare cu pistoane rotative, cu turbina şi ultrasonice, pentru a asigura un profil uniform al curgerii, se prevăd porţiuni de conducta rectilinii, fără obstacole, deviatii, prize de presiune în amonte şi aval de contor. Dacă producătorul de contoare nu recomanda altfel, lungimile tronsoanelor amonte şi aval de contor recomandate de SR EN 1776:2002 sunt date în tabelul următor. Pentru mijloacele de măsurare aflate în funcţiune la data intrării în vigoare a prezentului regulament, distanţele amonte/aval pot rămâne neschimbate.

Lungimile rectilinii pot fi reduse prin montarea de dispozitive de uniformizare a curgerii, conform standardelor aplicabile fiecărei metode de măsurare în parte.

Contoarele cu ultrasunete utilizate pe piaţa angro vor fi montate în conformitate cu indicaţiile producătorului.

Montarea traductoarelor de temperatura, de presiune statica, de presiune diferentiala, multivariabile şi de densitate

6.19.Traductoarele electronice de presiune statica, de presiune diferentiala, de temperatura, multivariabile şi de densitate se pot monta în cofrete termostatate, pentru a asigura o temperatura de lucru corespunzătoare exactitatii indicaţiilor, dacă prin aprobarea de model nu se specifică altfel.

6.20.Pentru sisteme de măsurare, altele decât cele cu contoare cu pistoane rotative sau cu element deprimogen, sondele de temperatura se monteaza în aval de contor pentru a evita deformarea profilului curgerii.

6.21.Pentru asigurarea masurarii corecte a temperaturii, teaca pentru sonda termometrica trebuie să pătrundă în interiorul conductei aproximativ o treime din diametrul conductei. La conducte cu diametrul mai mare de 300 mm este permisă reducerea lungimii de insertie la minimum 75 mm.

Teaca de temperatura se va monta numai în amonte de elementul deprimogen.

La panourile existente, unde lungimea tronsoanelor nu permite montarea tecii în amonte, se admite montarea acesteia în aval, cu condiţia ca sistemul de măsurare să deţină aprobare de model cu precizarea expresă a posibilităţii de măsurare a temperaturii gazelor naturale în aval de elementul deprimogen.

Cu ocazia modernizării acestor panouri, teaca pentru măsurarea temperaturii se va monta în amonte de elementul deprimogen.

6.22.Pentru a asigura măsurarea corecta a temperaturii gazelor naturale poate fi necesară izolarea părţii exterioare a traductorului de temperatura şi a unor porţiuni de conducta amonte şi aval de contor/element deprimogen, în funcţie de precizia dorita a masurarii.

6.23.Traductoarele de presiune statica, de presiune diferentiala, de temperatura, şi multivariabile se monteaza astfel încât să poată fi izolate de proces, pentru a putea fi verificate şi calibrate. Robinetii de izolare trebuie să aibă posibilitatea de sigilare pentru a preintampina inchideri accidentale care afectează calitatea masurarii.

6.24.În cazul utilizării traductoarelor de densitate, trebuie îndeplinite prevederile normativelor europene şi/sau internaţionale în vigoare.

6.25.În cazul în care se utilizează un alt sistem de măsurare decît cel cu element deprimogen, proba de gaz pentru traductorul de densitate trebuie prelevata de la priza de presiune a contorului marcată p(m).

6.26.Conducta de legătură între punctul de prelevare p(m) şi traductorul de densitate trebuie să fie izolata termic pentru a minimiza efectul temperaturii exterioare.

6.27.În cazul în care se utilizează traductoare de densitate care se monteaza în conducta, acestea se vor monta numai în aval de contor/sistem sau echipament de măsurare, pentru a evita deformarea profilului curgerii. Aceasta regula nu este obligatorie în cazul contoarelor cu pistoane rotative.

Exploatarea şi întreţinerea mijloacelor de măsurare

6.28.Exploatarea SM-urilor şi SRM-urilor are la baza condiţia precizată la punctul 4.2.

6.29.Pentru toate operaţiile efectuate în cadrul SM-urilor şi SRM-urilor, operatorul va întocmi şi actualiza prin revizii periodice (sau ori de cîte ori este cazul), un set de proceduri de lucru conforme cu Manualul de Asigurare a Calităţii.

6.30.Toate persoanele care desfăşoară activităţi de operare şi întreţinere în cadrul SM-urilor şi SRM-urilor, trebuie nominalizate iar obligaţiile şi responsabilităţile lor trebuie bine precizate.

6.31.Agenţii economici titulari de licenţă, care au în operare SM-uri şi SRM-uri se vor îngriji de şcolarizarea şi perfecţionarea personalului responsabil cu măsurarea gazelor naturale şi cu formarea de specialişti în domeniul masurarii.

6.32.Toate activităţile de exploatare şi întreţinere trebuie realizate în conformitate cu legislaţia referitoare la siguranţa şi protecţia muncii.

6.33.La contoarele cu pistoane rotative şi cu turbina se va utiliza, pentru lubrifiere, numai ulei recomandat de producător.

6.34.La contoarele cu pistoane rotative este permisă instalarea unui dispozitiv pentru urmărirea valorii caderii de presiune pe contor. Creşterea acesteia peste valoarea normală data de producător semnifica apariţia unei defectiuni mecanice sau a unui blocaj.

6.35.În cazul în care apar anomalii în funcţionarea contorului cu turbina sau a contorului cu ultrasunete (de exemplu: zgomote deosebite, diferenţe semnificative la măsurarea parametrilor de proces faţă de valorile asteptate) se va proceda fie la montarea contorului de control şi compararea celor două seturi de indicaţii fie la demontarea şi examinarea contorului în cauza. Se va verifica integritatea dispozitivului de laminare a curgerii şi a turbinei. De asemenea se va verifica dacă exista depuneri pe peretele interior al corpului contoarelor, pe lamelele turbinei sau pe traductoarele ultrasonice. Acestea se vor îndepărta conform procedurilor specifice.

Responsabilul cu măsurarea va decide, după caz, dacă este necesară verificarea pe stand a contorului.

6.36.La sistemele cu element deprimogen, se vor verifica, în plus faţă de prevederile din LO, în funcţie de condiţiile concrete, în special referitoare la calitatea gazelor naturale (impuritati lichide şi solide), următoarele:

–diametrul d al elementului deprimogen;

–integritatea muchiilor elementului deprimogen;

–existenta depunerilor în conductele amonte şi aval de elementul deprimogen şi pe fetele diafragmei;

–concentricitatea diafragmei cu conductele amonte şi aval.

6.37.Se recomanda efectuarea de verificări la un interval cuprins între 3 şi 6 luni a punctului de zero a traductoarelor de presiune statica şi presiune diferentiala sau a traductorului multivariabil din cadrul sistemelor de măsurare cu element deprimogen.

Echipamente electrice

6.38.Toate echipamentele electrice utilizate trebuie să aibă protecţie antiex în funcţie de zona cu pericol de explozie în care vor fi montate. Clasificarea zonelor cu pericol de explozie din staţii va fi precizată prin proiect.

7.Măsurarea cantităţilor de gaze în unităţi de energie

7.1.Având în vedere prevederile Legii Gazelor nr. 351/2004, începând cu data de 1.09.2007 facturarea gazelor naturale se va face în unităţi de energie.

7.2.Conversia volumelor de gaze naturale în unităţi de energie se face aplicând formula:

E = V(b) x H(s) unde

E - energia gazelor naturale - [kWh]

V(b) - volumul corectat (volumul măsurat în condiţii de baza) - [mc(c)]

H(s) - puterea calorifica superioară la temperatura de combustie

de 25°C - [kWh/mc(c)]

7.3.Determinarea puterii calorifice superioare este obligaţia operatorului care livreaza gazele naturale, în punctele de predare-primire între:

–campurile de producţie şi sistemul naţional de transport;

–sistemul naţional de transport şi depozitele de inmagazinare subterana;

–punctele de import gaze naturale (în aceste staţii de măsurare determinarea puterii calorifice se face de către operatorul sistemului naţional de transport);

–operatorul SNT şi distribuitori/consumatori racordati direct la SNT;

–distribuitori şi consumatori având un consum mai mare de 1.240.000 mc pe an;

La cererea beneficiarului, acesta poate participa la prelevarea probelor sau la determinarile on-line care se fac în SRM-urile de predare.

7.4.Pentru determinarea energiei gazelor naturale livrate, determinarea puterii calorifice superioare se face astfel:

–cu cromatografe sau calorimetre on-line;

–cu cromatografe sau calorimetre de laborator la perioade de timp stabilite în funcţie de consumul de gaze naturale corespunzător anului anterior după cum urmează:

*)- în cazul interfetei dintre producători şi operatorul SNT, pentru

situaţiile în care livrarea către SNT se face dintr-o singura sursa,

determinarea puterii calorifice superioare se face decadal

**)- determinarile se vor face în următoarele perioade:

I determinare: 1-5 ale lunii

a II-a determinare: 11-15 ale lunii

a III-a determinare: 21-25 ale lunii

–intervalul de timp între prima şi a doua determinare, respectiv a

doua şi a treia determinare este de maxim zece zile.

***)- determinarea se face în perioada 10-20 ale fiecărei luni

7.5.În cazul unor consumatori noi sau a unor consumatori care au solicitat şi obţinut modificarea debitului instalat, în primul an de consum numărul de determinări ale puterii calorifice superioare se stabileşte în funcţie de debitul instalat şi conform tabelului de la punctul 7.4.

7.6.Pentru cazul în care mai multe zone delimitate sunt alimentate din aceiaşi sursa, puterea calorifica superioară corespunzătoare se determina într-un singur punct, la termenele precizate în tabelul de la pct. 7.4.

7.7.Pentru o zona delimitata unde exista o singura sursa de alimentare, puterea calorifica superioară utilizata de operatorul de distribuţie la facturarea energiei pentru toate categoriile de consumatori reprezintă media valorilor puterii calorifice determinate în SRM-ul de predare în luna respectiva, la termenele precizate în tabelul de la pct. 7.4.

7.8.În cazul în care o zona delimitata este alimentata cu gaze naturale din mai multe surse în acelaşi timp (prin mai multe SRM-uri), puterea calorifica superioară utilizata de operatorul de distribuţie la facturarea cantităţilor de gaze naturale livrata beneficiarilor săi care au un consum mai mic de 1.240.000 mc/an, reprezintă media ponderată a puterilor calorifice superioare corespunzătoare fiecărei surse în parte.

Media ponderată a puterii calorifice se calculează la intervalele de timp precizate în tabelul de la punctul 7.4, folosind următoarea formula:

n ┌ V(i) ┐

H(s) = f2Σ │H(i) x ──────── │,

i=1└ V(total)┘

unde:

V(i) - volumul măsurat pentru fiecare sursa

H(i) - puterea calorifica superioară determinata pentru fiecare sursa

V(total) - volumul de gaze naturale măsurat prin toate sursele

7.9.Aparatele utilizate la determinarea puterii calorifice superioare trebuie să îndeplinească toate prevederile legale în vigoare (marcaj CE/aprobare de model, verificare în termen, etc).

7.10.Determinarea puterii calorifice se poate face prin metoda directa, folosind calorimetre, sau prin metoda indirecta, folosind cromatografe (se determina compozitia gazului şi se calculează apoi puterea calorifica).

7.11.În cazul utilizării calorimetrelor, incertitudinea asociata determinării puterii calorifice trebuie să fie < 1%. Calorimetrele trebuie instalate în incinte cu temperatura controlată pentru a putea asigura o exactitate corespunzătoare a masurarii.

7.12.În cazul utilizării cromatografelor, pentru analiza compoziţiei gazelor, se pot lua în considerare prevederile seriei de standarde SR EN ISO 6974:2002, iar calculul puterii calorifice în conformitate cu prevederile SR IS0 6976+C2:1999.

Incertitudinea asociata determinării puterii calorifice trebuie să fie < 1%.

7.13.În cazul determinării puterii calorifice superioare cu cromatografe de laborator, operatorii care efectuează determinări ale puterii calorifice, vor elabora până la data de 1.08.2006, proceduri proprii avizate de ANRGN, pentru soluţionarea reclamatiilor beneficiarilor în legătură cu valorile puterii calorifice utilizate la facturare.

Reclamaţiile beneficiarilor cu privire la valoarea puterii calorifice utilizate la facturare, se pot face în termen de maxim doua luni de la data primirii facturii.

Recalcularea consumului se face numai în următoarele cazuri:

–puterea calorifica superioară determinata în urma verificării, este mai mica decât cea determinata iniţial

–puterea calorifica superioară determinata în urma verificării, diferă faţă de determinarea iniţială cu o valoare mai mare decât cea corespunzătoare incertitudinii asociate determinării puterii calorifice superioare.

7.14.În cazul determinării puterii calorifice superioare cu cromatografe sau calorimetre on line, verificările efectuate în urma unor reclamaţii în cadrul expertizei metrologice vor fi efectuate de laboratoare neutre, autorizate, pentru a se asigura neutralitatea celui care rezolva reclamaţia. Acesta va elibera buletin de verificare metrologica cu menţiunea "admis" sau "respins" în funcţie de rezultatul verificării.

Dacă rezultatul verificării este "admis" (deci reclamaţia nu a fost intemeiata), reclamantul suporta cheltuielile aferente verificării metrologice a aparatului, iar facturarea consumului se face conform masuratorii efectuate. În cazul în care analizorul supus expertizei, deşi se încadrează în clasa de exactitate corespunzătoare, nu are verificarea metrologica periodică conform legislaţiei în vigoare, cheltuielile vor fi suportate de operator.

Dacă rezultatul verificării metrologice a analizorului este "respins", cheltuielile aferente înlocuirii aparatului şi expertizei metrologice sunt suportate de operatorul responsabil de măsurare, recalculandu-se consumul în conformitate cu prevederile art. 11. Consumul se recalculează numai în cazul în care puterea calorifica superioară determinata în urma verificării, este mai mica decât cea determinata iniţial.

7.15.În cazul calorimetrelor sau cromatografelor de linie, rezultatele analizelor se păstrează timp de 6 luni pe suport electronic.

7.16.(1) În cazul în care un beneficiar doreşte sa achizitioneze şi sa monteze pe cheltuiala proprie un cromatograf sau calorimetru de linie în vederea determinării şi contorizarii energiei în timp real, iar aparatul îndeplineşte toate condiţiile legale de funcţionare, operatorul sistemului este obligat sa accepte utilizarea aparatului cu condiţia ca acesta sa îi fie predat de beneficiar în vederea exploatării, pe baza unui contract. Acesta trebuie să prevadă ca beneficiarul va suporta cheltuielile aferente verificărilor metrologice, inclusiv a reparaţiilor necesare menţinerii în clasa de exactitate.

(2)În cazul în care operatorul sistemului utilizează pentru acest beneficiar un cromatograf sau calorimetru de linie propriu, aparatul montat de către beneficiar se considera aparat de control, iar indicaţiile sale nu sunt opozabile indicaţiilor furnizate de aparatul operatorului de sistem.

7.17.În vederea trecerii la măsurarea în unităţi de energie, începând cu 01.01.2007 furnizorii vor trece pe facturile de gaze naturale într-o rubrica separată, cantitatea de energie livrata către beneficiar. Totodată, factura va fi însoţită (în fiecare luna) de o nota explicativa cu privire la modificările care vor interveni începând cu 1.09.2007.

Metodologie de stabilire a puterii calorifice superioare a gazelor naturale pe zone de calitate gaze (ZCG) în perioada 1 ianuarie 2007-1 septembrie 2007

7.18.(1) În perioada 1 ianuarie - 1 septembrie 2007 operatorii de reţea aplica pentru determinarea puterii calorifice superioare prezenta metodologie.

(2)Puterea calorifica superioară determinata conform prezentei metodologii, se trece de către furnizori pe facturile aferente consumului de gaze naturale, pentru informarea consumatorilor.

7.19.(1) Gazele naturale intrate în SNT din producţia interna şi din import se amesteca în conductele de transport, astfel încât la ieşirea din SNT acestea pot avea putere calorifica superioară diferita de cea a surselor alocate prin contract.

(2)În anumite cazuri, sistemele de distribuţie pot fi alimentate din surse multiple de gaze naturale, cu PCS diferite.

7.20.(1) Unităţile de măsura folosite la măsurarea energiei conţinute de gazele naturale sunt kWh sau GJ, în condiţii de referinţa (15°C şi 1,01325 bar).

(2)Puterea calorifica superioară a gazelor naturale se determina la o temperatura de combustie de 15°C. (3) În situaţia în care se utilizează gazcromatografe care determina puterea calorifica superioară la O°C sau 25°C, valoarea puterii calorifice superioare astfel determinata se corecteaza ţinând cont de factorul de corectie specificat în SR ISO 13443:2000.

7.21.(1) Zona de calitate gaze (ZCG) reprezintă zona pentru care calitatea gazelor naturale se considera omogenă şi constanta pentru o perioadă determinata de timp, alimentata prin una sau mai multe SRM-uri sau panouri de măsurare, prin SNT sau direct de la producători. Pentru fiecare ZCG se aloca lunar o putere calorifica superioară.

(2)ZCG sunt propuse de producători, operatorul sistemului de transport şi operatorii de distribuţie cu consultarea furnizorilor şi operatorilor depozitelor de inmagazinare subterana.

(3)ZCG sunt stabilite de operatorii menţionaţi la alin. (2) pe baza analizei surselor, fluxurilor, şi consumurilor de gaze naturale (4) ZCG şi sursele de alimentare a acestora sunt precizate în Anexa nr. 3. (5) Pentru fiecare localitate alimentata cu gaze naturale din mai multe surse în acelaşi timp căreia îi sunt alocate PCS diferite (prin mai multe SRM-uri), se constituie câte o ZCG individuală. În aceasta situaţie, puterea calorifica superioară aferentă acelei zone reprezintă media ponderată a puterilor calorifice superioare corespunzătoare fiecărei surse în parte.

(6)ZCG de la alin. (5), precum şi sursele de alimentare ale acestora sunt precizate în Anexa nr. 4.

7.22.(1) Puterea calorifica superioară corespunzătoare fiecărei ZCG se determina ca medie ponderată a puterilor calorifice superioare aferente fiecărei surse care alimentează zona de consum în parte.

(2)Puterea calorifica superioară corespunzătoare fiecărei ZCG se determina utilizând următoarea formula:

n

f2Σ H(şi) x V(i)

i=1

H(s) = ------------------

n

f2Σ V(i)

i=1

unde:

H(s) - puterea calorifica superioară medie ponderată pentru zona de consum

H(şi) - puterea calorifica superioară a surselor ce alimentează zona de consum determinata lunar

V(i) - volumele de gaze naturale ce alimentează zona de consum

(3)Responsabilitatea determinării puterii calorifice superioare aferente fiecărei surse revine operatorilor care livreaza gazele naturale în punctele de predare-primire între:

–campurile de producţie şi Sistemul Naţional de Transport;

–campurile de producţie şi operatori ai sistemelor de distribuţie;

–sistemul naţional de transport şi depozitele de inmagazinare subterana;

–punctele de import gaze naturale (în aceste staţii de măsurare determinarea puterii calorifice superioare se face de către operatorul sistemului naţional de transport);

–operatorul SNT şi operatori ai sistemelor de distribuţie.

7.23.(1) Producătorii şi operatorii depozitelor de inmagazinare au obligaţia sa transmită lunar, în format electronic, operatorului de transport şi operatorilor de distribuţie, în ultimul caz numai pentru sistemele de distribuţie racordate direct la sistemul producătorilor, datele necesare pentru stabilirea puterilor calorifice superioare aferente zonelor de consum. Datele se transmit conform tabelului 1.

Tabelul nr. 1

*)Pentru gazele naturale asociate zăcămintelor de ţiţei, precum şi

pentru gazele rezultate din extractia sau separarea hidrocarburilor lichide

(2)Pentru consumatorii alimentati direct din conductele din amonte valorile puterii calorifice superioare se comunică de producători, lunar, furnizorilor care au încheiate contracte în respectivele zone.

(3)Termenul limita de transmitere a datelor precizate la alin. (1) şi alin. (2) este ultima zi lucrătoare a lunii curente sau prima zi lucrătoare a lunii următoare.

7.24.(1) Valorile puterii calorifice superioare pentru fiecare zona de consum din cele menţionate în Anexa nr. 3 sunt calculate de către operatorul sistemului de transport şi sunt transmise lunar de acesta furnizorilor clienţilor direct racordati în sistemul de transport şi operatorilor de distribuţie interesaţi. Modul de transmitere a datelor este în format electronic.

(2)Valorile puterii calorifice superioare pentru fiecare zona de consum din cele menţionate în Anexa nr. 4 sunt calculate de către operatorul de distribuţie care deţine licenta pentru acea localitate, pe baza datelor transmise de către operatorul sistemului naţional de transport şi de către producători.

(3)Datele precizate la alin. (2), referitoare la puterea calorifica superioară, sunt transmise de către operatorul sistemului naţional de transport, în format electronic, conform tabelului nr. 2.

Tabelul nr. 2

7.25.Operatorii nominalizaţi conform prevederilor art. 7.22 alin. (3), pentru determinarea puterii calorifice superioare a gazelor naturale livrate, au obligaţia să arhiveze buletinele de analiza cromatografica.

7.26.Operatorul sistemului de transport, respectiv producătorii, în termen de trei zile de la data închiderii de luna de la operatorul de piaţa, va transmite furnizorilor clienţilor direct racordati în sistemul de transport, respectiv în conductele din amonte şi operatorilor de distribuţie interesaţi valoarea puterii calorifice aferente fiecărei ZCG, valoare ce va fi folosită în scopul precizat la art. 7.18 alin. (2), începând cu acea data şi care va fi valabilă până la următoarea comunicare.

7.27.Operatorii sistemelor de distribuţie vor transmite utilizatorilor de sistem de distribuţie valoarea PCS care trebuie luată în considerare pentru facturarea clienţilor lor.

7.28.(1) Operatorii menţionaţi în prezenta metodologie au obligaţia ca în luna decembrie 2006 să aplice experimental modalitatea de alocare a puterii calorifice superioare aferentă zonelor de consum precizate în anexa nr. 3 şi în anexa nr. 4;

(2)În luna decembrie 2006, informaţiile prevăzute la art. 7.23 şi 7.24 se transmit până în data de 20 decembrie 2006.

7.29.Furnizorii au obligaţia de a asigura comunicarea către consumatorii lor a informaţiilor legate de accizarea gazelor naturale începând cu data de 1 ianuarie 2007.

7.30.(1) În cazul reclamatiilor consumatorilor racordati la sistemele de distribuţie a gazelor naturale referitoare la puterea calorifica superioară utilizata în scopul precizat la art. 7.18 alin. (2), furnizorii pentru aceste sisteme au obligaţia de a răspunde acestora în termen de 15 zile, prin punerea la dispoziţie a buletinelor de analiza utilizate la determinarea puterii calorifice superioare pentru zona de consum respectiva şi perioada precizată în factura, însoţite de o explicaţie referitoare la modul de calcul a puterii calorifice superioare.

(2)Reclamaţiile consumatorilor racordati direct la SNT, referitoare la puterea calorifica superioară utilizata la facturare, sunt soluţionate de operatorul sistemului naţional de transport similar cu precizările de la alin. (1).

(3)Reclamaţiile consumatorilor racordati la conductele din amonte, referitoare la puterea calorifica superioară utilizata la facturare, sunt soluţionate de operatorii acestor conducte similar cu precizările de la alin. (1).

7.31.Periodic, producătorii, operatorul sistemului naţional de transport şi operatorii sistemelor de distribuţie pot efectua analize de control nesistematice pentru determinarea puterii calorifice superioare. În cazul în care, pentru aceiaşi zona de consum, pe parcursul a 30 de zile, trei analize consecutive efectuate la interval de minim 7 zile, stabilesc o putere calorifica superioară diferita cu mai mult de ± 2% faţă de valoarea folosită la facturare, operatorii care livreaza, respectiv preiau gaze naturale în zona de consum în cauza, solicita, dacă este cazul, ANRGN modificarea pe cale de consecinţa a anexei nr. 3 şi a anexei nr. 4.

7.32.(1) Operatorii din sectorul gazelor naturale, au obligaţia de a transmite în scris către ANRGN, orice modificare referitoare la anexele nr. 3 şi nr. 4.

(2)După primirea notificării, ANRGN actualizează listele prevăzute în anexa nr. 3 şi în anexa nr. 4.

7.33.(1) Producătorii şi operatorul sistemului naţional de transport au obligaţia de a publică pe pagina proprie de internet, extrase din anexele nr. 3 şi nr. 4, care privesc activitatea proprie precum şi valoarea puterii calorifice superioare corespunzătoare ultimei determinări pentru fiecare ZCG în parte.

(2)Operatorii licentiati pentru distribuţia gazelor naturale au obligaţia de a publică pe pagina proprie de internet valorile PCS corespunzătoare fiecărei localităţi pentru care deţin licenta de distribuţie a gazelor naturale.

8.Calitatea gazelor

Cerinţele minime de calitate ale gazelor tranzacţionate pe piaţa angro sunt cele prezentate în Anexa 3 din Acordul Tehnic.

9.Documente şi înregistrări

9.1.Fiecare punct de predare/preluare comercială de pe piaţa angro trebuie să posede o arhiva (în responsabilitatea operatorului punctului de predare-preluare comercială a gazelor naturale), care să conţină cel puţin următoarele documente:

–cartea tehnica a instalaţiei în conformitate cu Acordul Tehnic;

–procese verbale încheiate cu ocazia instalării şi a punerii în funcţiune a contoarelor/sistemelor şi echipamentelor de măsurare;

–jurnal de configurare;

–jurnal de calibrare;

–jurnal de înregistrări lunare;

–jurnal de avarii;

–rapoarte de neconformitate încheiate cu ocazia auditurilor efectuate;

–procese verbale încheiate cu ocazia soluţionării neconformitatilor.

9.2.Înregistrările care trebuie să existe la fiecare punct de tranzacţie comercială pe piaţa angro sunt:

–numărul şi seria tuturor instrumentelor instalate;

–data şi ora înlocuirii instrumentelor defecte şi citirea ultimilor indicaţii ale mecanismelor integratoare ale acestora (unde este cazul);

–data şi ora de început şi de sfârşit a calibrarilor şi/sau a verificărilor efectuate;

–rezultatele verificărilor şi/sau calibrarilor efectuate;

–data şi ora la care s-au efectuat modificări în setarea convertoarelor sau a calculatoarelor de debit şi care sunt acestea;

–data, ora şi motivul apariţiei alarmelor; data şi ora dispariţiei alarmelor.

9.3.Toate rapoartele de întreţinere şi verificare a mijloacelor de măsurare trebuie semnate de persoana care a efectuat operaţiile respective.

10.Securitatea masurarilor

10.1.În vederea asigurării securităţii masurarii, mijloacele de măsurare vor fi sigilate conform schemei de sigilare din aprobarea de model. Prin acordul părţilor se pot aplica sigilii suplimentare.

10.2.Accesul partenerului de contract în SM-uri sau SRM-uri se va face numai de către personalul menţionat pe lista de personal înaintată de acesta către operatorul statiei, pe baza legitimatiei şi a ordinului de serviciu, numai în prezenta reprezentantului autorizat al operatorului SM-ului sau SRM-ului.

10.3.În cazul existenţei liniilor de măsurare aflate în rezerva, acestea vor fi izolate etans prin închiderea şi sigilarea robinetelor. La SM-urile sau SRM-urile automatizate, poziţia închis/deschis a robinetelor va fi indicată vizual pe sistemul de monitorizare.

10.4.Robinetele amonte şi aval de sistemul de măsurare aflat în funcţiune se vor sigila în poziţia complet deschis. La SM-urile sau SRM-urile automatizate, poziţia închis/deschis a robinetelor va fi indicată vizual pe sistemul de monitorizare.

10.5.În cazul teletransmisiei de date trebuiesc îndeplinite următoarele condiţii:

–Securitatea şi integritatea transmisiilor de date va fi în conformitate cu prevederile legale în vigoare;

–Datele înregistrate trebuie protejate prin parole software;

–Valorile preluate ale parametrilor de proces prin convertoare/calculatoare de debit trebuie să fie de tip "numai citire", neputind fi modificate prin intervenţii pe oricare din căile de acces (locală sau de la distanta).

11.Rezolvarea reclamatiilor şi divergentelor

Reclamaţiile şi divergenţele care pot aparea între părţi (din punct de vedere al masurarii gazelor naturale) se rezolva în conformitate cu prevederile contractelor dintre părţi, sau, în lipsa unor prevederi specifice, în conformitate cu prevederile din Acordul Tehnic şi/sau Standardul de Performanta pentru furnizarea gazelor naturale pe piaţa angro.

12.Condiţii generale la măsurarea cantităţilor de gaze tranzitate pe teritoriul României

La măsurarea cantităţilor de gaze tranzitate prin conducte dedicate pe teritoriul României, se admite o diferenţa între volumele intrate, respectiv ieşite din ţara pentru o anumită perioada de timp, în limita volumelor calculate prin suma incertitudinilor sistemelor de măsurare utilizate în cele doua puncte, la care se adauga sau se scade după caz, variatia din aceiaşi perioada de timp a volumelor de gaze din conducta la care se face referire.

13.Dispoziţii finale şi tranzitorii

13.1.Dispoziţiile prezentului regulament se completează cu prevederile legislaţiei în vigoare

13.2.ANRGN, pe baza propunerilor titularilor de licenţe, a consumatorilor eligibili şi prin consultare cu organismele abilitate ale statului şi asociaţii profesionale va revizui prezentul regulament.

13.3.Anexele 1-4 fac parte integrantă din prezentul regulament.

13.4.Anexele 3 şi 4 se publică pe pagina de internet a ANRGN, www.anrgn.ro, şi se actualizează prin decizie interna a preşedintelui ANRGN.

Anexa 1

la regulament

ABREVIERI

ANRGN - Autoritatea Naţionala de Reglementare în Domeniul Gazelor Naturale

BRML - Biroul Roman de Metrologie Legală

IML - instrucţiuni de metrologie legală

LO - lista oficială a mijloacelor de măsurare supuse obligatoriu controlului metrologic al statului

SR - Standard Roman

ISO - Organizaţia Internationala de Standardizare

AGA - Asociaţia Americana a Gazului

SM - statie de măsurare

SRM - statie de reglare măsurare

SNT - sistemul naţional de transport a gazelor naturale

Anexa 2

la regulament

BIBLIOGRAFIE

ISO/DIS 9857 - Petrol şi produse petroliere - Măsurarea continua

a densitatii

ISO/DIS - Gaz natural. Determinarea energiei

15112

prEN 50154 - Instalarea instalaţiilor electrice în zone

periculoase - Instalaţii electrice în atmosfere gazoase

periculoase (altele decât mine)