( Пункт 4 глави 1 розділу III доповнено новим абзацом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 84 від 26.01.2017 )
5. Визначення ФХП природного газу у точках входу газотранспортної системи проводиться на комерційних ВОГ (ПВВГ) операторів суміжних систем (у тому числі суміжних газовидобувних підприємств) або інших суб’єктів, безпосередньо підключених до газотранспортної системи з використанням автоматичних потокових приладів (автоматичних хроматографів та вологомірів) та/або вимірювальних хіміко-аналітичних лабораторій.
( Пункт 5 глави 1 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 615 від 28.04.2017 )
6. Точки визначення ФХП (місця відбору проб) природного газу та періодичність проведення вимірювань при використанні для визначення ФХП вимірювальних хіміко-аналітичних лабораторій узгоджуються оператором газотранспортної системи з операторами суміжних систем, суміжними газовидобувними підприємствами або іншими суб’єктами, безпосередньо підключеними до газотранспортної системи, окремим протоколом.
Оператор ГТС повинен розробити, затвердити та розмістити на офіційному сайті відповідні маршрути визначення фізико-хімічних показників газу, в яких описано та схематично зображено маршрут переміщення газу від точки/точок визначення ФХП газу до точок входу або точок виходу до/з газотранспортної системи з відображенням місць відбору проб ФХП природного газу та/або встановлення автоматичних потокових приладів визначення ФХП газу.
( Пункт 6 глави 1 розділу III доповнено новим абзацом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 84 від 26.01.2017 )
Маршрут може бути розроблений як для однієї точки виходу ГТС, так і для групи точок виходу ГТС з однаковими ФХП газу.
( Пункт 6 глави 1 розділу III доповнено новим абзацом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 84 від 26.01.2017 )
У випадку транспортування газу до точки виходу різними маршрутами складаються і затверджуються всі можливі маршрути.
( Пункт 6 глави 1 розділу III доповнено новим абзацом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 84 від 26.01.2017 )( Пункт 6 глави 1 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 615 від 28.04.2017 )
7. Точки входу та точки виходу до/з газотранспортної системи, через які передається природний газ з максимальною витратою за стандартних умов, що перевищує 30000 м-3/год, мають бути обладнані приладами, які на безперервній основі забезпечують контроль компонентного складу, теплоти згоряння та температури точки роси за вологою природного газу (зокрема автоматичними хроматографами та вологомірами), з можливістю дистанційного їх контролю та передачі даних підрозділам оператора газотранспортної системи. Для нових точок входу/виходу до/з газотранспортної системи, через які подається природний газ, норма щодо обладнання приладами, які на безперервній основі забезпечують контроль ФХП природного газу, є обов'язковою незалежно від величини об'єму передачі природного газу.
8. У разі виходу з ладу автоматичних потокових приладів за погодженням з оператором газотранспортної системи допускається на період усунення несправності використання для визначення теплоти згоряння, компонентного складу газу та температури точки роси за вологою хіміко-аналітичних лабораторій.
9. Періодичність визначення компонентного складу, теплоти згоряння та температури точки роси за вологою при використанні вимірювальних хіміко-аналітичних лабораторій повинна бути не рідше, ніж один раз на тиждень.
10. До визначення ФХП допускаються вимірювальні хіміко-аналітичні лабораторії, що у встановленому законодавством порядку отримали право на виконання таких робіт.
11. Для точок входу і точок виходу визначаються такі значення ФХП:
компонентний склад;
нижча та вища теплота згоряння;
густина газу;
вміст сірководню та меркаптанової сірки;
вміст механічних домішок;
число Воббе;
температура точки роси за вологою;
температура точки роси за вуглеводнями.
12. Визначення ФХП природного газу та відбір проб газу проводиться згідно з вимогами чинних нормативно-технічних документів. При цьому уповноважені представники оператора суміжних систем мають право бути присутніми під час відбору проб газу та/або при проведенні його аналізу з визначення ФХП.
13. Природний газ, що подається в газотранспортну систему, повинен відповідати таким вимогам:
14. ФХП у прикордонних точках входу та виходу повинні відповідати вимогам зовнішньоекономічних договорів, угодам про взаємодію та вимогам пункту 13 цієї глави.
15. Оператор газотранспортної системи має право не приймати у точках входу в газотранспортну систему природний газ у випадках невідповідності ФХП газу параметрам, за недотримання яких типовим договором транспортування природного газу, затвердженого Регулятором, передбачено сплату додаткових плат.
( Пункт 15 глави 1 розділу III в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 615 від 28.04.2017 )
16. Якщо природний газ, що не відповідає вимогам пункту 13 цієї глави, був завантажений в газотранспортну систему з причин, незалежних від оператора газотранспортної системи, оператор газотранспортної системи одержує від суб'єкта, який подав у газотранспортну систему неякісний газ, додаткову оплату, визначену в договорі транспортування.
17. ФХП транспортованого природного газу у точках виходу повинні відповідати вимогам пункту 13 цієї глави, за винятком вимог щодо вмісту меркаптанової сірки.
18. Якщо природний газ, що був переданий в точках виходу з газотранспортної системи, не відповідає встановленим вимогам пункту 17 цієї глави, оператор газотранспортної системи сплачує оператору газорозподільної системи, оператору газосховищ, прямому споживачу додаткову оплату, визначену в договорі транспортування.
19. Значення ФХП природного газу, що транспортується, визначається:
для точок, в яких були встановлені потокові засоби вимірювань, для кожної години;
для точок, які не були обладнані засобами вимірювання складу природного газу (не були встановлені хроматографи, вологоміри), на підставі останнього вимірювання, проведеного вимірювальною хіміко-аналітичною лабораторією.
20. Місячні паспорти-сертифікати ФХП газу підлягають оприлюдненню на веб-сайті оператора газотранспортної системи.
21. Оператор газотранспортної системи надає операторам суміжних систем або іншим суб'єктам, безпосередньо підключеним до газотранспортної системи, оперативні дані ФХП природного газу за всіма узгодженими точками його визначення, який має містити такі чисельні значення:
густина газу;
вміст азоту;
вміст вуглекислого газу;
температура точки роси за вологою;
температура точки роси за вуглеводнями;
число Воббе;
середньозважена вища теплота згоряння за минулу добу.
( Абзац восьмий пункту 21 глави 1 розділу III в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 84 від 26.01.2017 )
22. Газ, що подається споживачам, повинен бути одоризованим згідно з вимогами чинних нормативно-технічних документів. В окремих випадках, які визначаються угодами з операторами суміжних систем або іншими суб'єктами, що безпосередньо підключені до газотранспортної системи, допускається подача неодоризованого природного газу.
23. Оператор газотранспортної системи є відповідальним за забезпечення оптимального режиму одоризації газу.
2. Порядок обліку природного газу
1. Приймання-передача природного газу у фізичних точках входу та точках виходу здійснюється виключно за наявності комерційного ВОГ (ПВВГ).
2. Комерційний облік природного газу проводиться на комерційному ВОГ (ПВВГ) сторони, що передає природний газ. Якщо у сторони, що передає газ, відсутній комерційний ВОГ (ПВВГ), комерційний облік природного газу проводиться на комерційному ВОГ (ПВВГ) сторони, що приймає газ.
3. Комерційний ВОГ (ПВВГ) у точці входу до газотранспортної системи має бути розташований у точці приєднання, яка має співпадати з межею балансової належності між операторами суміжних систем або іншими суб'єктами, безпосередньо підключеними до газотранспортної системи. У випадку, якщо комерційний ВОГ (ПВВГ) у точці входу до газотранспортної системи не розташований у точці приєднання, яка має співпадати з межею балансової належності між операторами суміжних систем або іншими суб'єктами, безпосередньо підключеними до газотранспортної системи, власник комерційного ВОГ (ПВВГ) передає оператору газотранспортної системи на обслуговування на підставі договору відповідну інфраструктуру від комерційного ВОГ (ПВВГ) до межі балансової належності, який передбачає покриття відповідних витрат оператора газотранспортної системи.
4. На газорозподільній станції комерційні ВОГ (ПВВГ) можуть бути встановлені на газопроводі високого тиску до вузла редукування, а на газопроводі низького тиску після вузла редукування.
5. Якщо комерційні ВОГ (ПВВГ), у тому числі прикордонні ГВС (ПВВГ) як у точці входу, так і точці виходу розташовані до (після) межі балансової належності, обсяг переданого газу зменшується (збільшується) на розрахункову величину виробничо-технологічних витрат на ділянці між цим комерційним ВОГ (ПВВГ) і межею балансового розподілу суміжних суб'єктів господарювання.
6. Якщо після комерційного ВОГ (ПВВГ) на газорозподільній станції здійснюється відбір газу на газоспоживаюче обладнання оператора газотранспортної системи (котли опалення чи підігрівачі газу), це обладнання має бути забезпечене окремим вузлом обліку газу відповідно до вимог чинного законодавства.
7. Обсяги інших виробничо-технологічних витрат природного газу після комерційного вузла обліку газу на газорозподільних станціях, у тому числі на газорегулюючому обладнанні, запобіжних пристроях, скидних клапанах, продувних свічках тощо, визначаються за результатами інструментального визначення обсягів виробничо-технологічних витрат, що провадиться за графіком або розрахунком погодженими сторонами.
8. Вимоги до складових частин вузла обліку природного газу, правил експлуатації приладів обліку, порядку вимірювання його обсягів та визначення якості визначаються технічними регламентами та нормами, правилами і стандартами, які встановлюються і затверджуються центральним органом виконавчої влади, що забезпечує формування та реалізацію державної політики в нафтогазовому комплексі.
9. Особливості обліку природного газу у точках входу та точках виходу між оператором газотранспортної системи та операторами суміжних систем (окрім оператора газорозподільних систем) або іншими суб'єктами, безпосередньо підключеними до газотранспортної системи, регулюються Кодексом та технічною угодою, що укладається між вказаними суб'єктами (далі - Технічна угода). Особливості обліку природного газу у точках входу та точках виходу між оператором газотранспортної системи та оператором газорозподільної системи регулюються положеннями Кодексу та у випадку необхідності Технічною угодою, яка не може суперечити положенням Кодексу.
10. Для точок входу і точок виходу визначаються значення обсягу газу в одиницях об’єму (м-3) та енергетичних одиницях (МВт·год):
( Абзац перший пункту 10 глави 2 розділу III в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 84 від 26.01.2017 )
обсяг природного газу за годину;
обсяг природного газу за добу;
обсяг природного газу за місяць;
ФХП газу;
тиск газу.
11. Обсяг енергії природного газу розраховується шляхом перемноження виміряного об’єму газу, зведеного до стандартних умов, на значення середньозваженої вищої теплоти згоряння газу за цей період:
E = V · H ,
c s
де:
E - обсяг енергії газу, (МВт·год);
V - об’єм газу, зведений до стандартних умов, (тис. м-3);
c
H - середньозважена вища теплота згоряння газу, (кВт·год/м-3).
s
При використанні потокового хроматографа вища теплота згоряння за годину є середнім арифметичним від проведених вимірювань за годину.
Вимірювання теплоти згоряння проводиться відповідно до вимог глави 1 Розділу ІІІ.
Обсяг енергії природного газу, що проходить через комерційний ВОГ, який розташований на маршруті, який обладнаний потоковими ЗВТ визначення ФХП газу, може визначатися:
в автоматичному режимі з використанням коректорів або обчислювачів об’єму газу з функцією розрахунку енергії природного газу, які отримують дані безпосередньо з потокових ЗВТ визначення ФХП газу;
у напівавтоматичному режимі з використанням спеціалізованих програм на основі середніх значень теплоти згоряння за годину з потокових ЗВТ визначення ФХП газу та об’єму газу за годину з коректорів/обчислювачів об’єму газу.
Обсяг енергії природного газу, що проходить через комерційний ВОГ, який розташований на маршруті, де визначення ФХП газу проводиться з використанням вимірювальних хіміко-аналітичних лабораторій, може визначатися:
у напівавтоматичному режимі з використанням коректорів або обчислювачів об’єму газу з функцією розрахунку енергії природного газу на основі значення вищої теплоти згоряння, що вводиться до обчислювача/коректора з використанням спеціалізованих програм як умовно-постійний параметр, та об’єму газу за період розрахунку;
у напівавтоматичному режимі з використанням спеціалізованих програм на основі значення вищої теплоти згоряння, що дорівнює останньому визначеному значенню вищої теплоти згоряння, та об’єму газу за годину з коректорів/обчислювачів об’єму газу (при цьому, вищезгадане значення вищої теплоти згоряння використовується для розрахунку, починаючи з години, наступної за годиною, під час якої до обчислювача/коректора з використанням спеціалізованих програм внесені, як умовно-постійні, параметри значення густини газу, вмісту азоту та діоксиду вуглецю).
( Пункт 11 глави 2 розділу III в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 84 від 26.01.2017 )
12. Обсяг природного газу за добу, як в одиницях об’єму, так і одиницях енергії, визначається як сума погодинних обсягів природного газу.
( Пункт 12 глави 2 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 84 від 26.01.2017 )
13. Обсяг природного газу за місяць, як в одиницях об’єму, так і одиницях енергії, визначається як сума добових обсягів природного газу.
( Пункт 13 глави 2 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 84 від 26.01.2017 )
14. Вища теплота згоряння за добу є середньозваженим значенням вищої теплоти згоряння за кожну годину доби розраховується за формулою:
n
+ ,,
+ H · V
~ i=1 Si i
H = -------------,
SD n
+ ,,
+ V
i=1 i
де:
~
H - середньозважене значення вищої теплоти згоряння за добу;
SD
H - значення вищої теплоти згоряння за і-ту годину;
Si
V - об’єм газу за годину.
i
Вища теплота згоряння за місяць є середньозваженим значенням вищої теплоти згоряння за кожну добу і розраховується за формулою:
n
+ ,,~
+ H · V
~ i=1 SDi i
H = ---------------,
SM n
+ ,,
+ V
i=1 i
де:
~
H - середньозважене значення вищої теплоти згоряння за місяць;
SM
~
H - середньозважене значення вищої теплоти згоряння за і-ту добу;
SDi
V - об’єм газу за добу.
i
( Пункт 14 глави 2 розділу III в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 84 від 26.01.2017 )( Пункт 15 глави 2 розділу III виключено на підставі Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 84 від 26.01.2017 )
15. Вимоги до технічних рішень, які застосовуються при будівництві, реконструкції чи капітальному ремонті комерційних ВОГ (ПВВГ), визначаються:
для комерційних ВОГ (ПВВГ), що знаходяться у власності оператора газотранспортної системи, - оператором газотранспортної системи;
для комерційних ВОГ (ПВВГ), що знаходяться не у власності оператора газотранспортної системи, - технічними умовами, що видаються оператором газотранспортної системи.
16. Введення в експлуатацію власником нового або реконструйованого комерційного ВОГ (ПВВГ) проводиться не раніше ніж за 10 робочих днів з дати повідомлення представників оператора суміжних систем або інших суб’єктів, безпосередньо підключених до газотранспортної системи про проведення перевірки готовності вводу комерційного ВОГ (ПВВГ) до експлуатації з оформленням двостороннього акта. Повідомлення повинне містити дату, час та місце проведення перевірки готовності вводу комерційного ВОГ (ПВВГ). Введення в експлуатацію комерційного ВОГ (ПВВГ) проводиться у присутності інженерно-технічного персоналу власника комерційного ВОГ (ПВВГ) у дату, вказану в повідомленні.
17. Якщо на дату, вказану у письмовому повідомленні, представник оператора суміжних систем або інших суб’єктів, безпосередньо підключених до газотранспортної системи, не з’явився для введення комерційного ВОГ (ПВВГ) в експлуатацію, то власник комерційного ВОГ (ПВВГ) має право скласти акт введення в експлуатацію комерційного ВОГ (ПВВГ) в односторонньому порядку з позначкою в акті, що представник оператора суміжних систем або інших суб’єктів, безпосередньо підключених до газотранспортної системи, для участі у введенні комерційного ВОГ (ПВВГ) в експлуатацію не з’явився. Копію одностороннього акта оператор газотранспортної системи надсилає Регулятору.
18. У разі відповідності комерційного ВОГ (ПВВГ) вимогам технічних регламентів та норм, правил і стандартів, що підтверджується уповноваженими на це організаціями, оператор суміжної системи або інших суб’єктів, безпосередньо підключених до газотранспортної системи, не може відмовити власнику комерційного ВОГ (ПВВГ) у підписанні акта введення ВОГ (ПВВГ) у комерційну експлуатацію.
19. Власник комерційного ВОГ (ПВВГ) забезпечує його безперебійне та надійне функціонування і здійснює невідкладні заходи щодо відновлення працездатності ВОГ (ПВВГ) з наступним інформуванням оператора суміжної системи каналами диспетчерського зв’язку. Капітальний, поточний ремонт, технічне обслуговування ВОГ (ПВВГ), що потребує втручання у роботу вимірювальних систем, здійснюється його власником за письмовим повідомленням оператора суміжної системи без попереднього погодження з ним технічних рішень шляхом складання двостороннього протоколу (акта) про проведення таких робіт.
20. Суб’єкт ринку природного газу, на балансі якого перебувають комерційні або дублюючі ВОГ (ПВВГ), забезпечує їх належний технічний стан, своєчасне внесення інформації про ФХП природного газу в обчислювачі/коректорі.
21. На комерційному ВОГ (ПВВГ) вимірювання об’єму газу проводяться з використанням електронних обчислювачів/коректорів об’єму газу. Програмне забезпечення обчислювачів/коректорів та результати вимірювання об’єму газу повинні бути захищені від несанкціонованого втручання.
22. Порядок проведення спільних перевірок комерційних ВОГ (ПВВГ), порядок взаємодії сторін при виникненні позаштатних ситуацій, порядок вирішення спорів з питань визначення кількості транспортованого природного газу та його ФХП визначаються згідно з вимогами цього розділу та правил про безпеку постачання природного газу.
23. Для підвищення надійності вимірювань об’єму природного газу через комерційні ВОГ (ПВВГ) оператор суміжних систем або інші суб’єкти, безпосередньо підключені до газотранспортної системи, мають право встановлювати на комерційному ВОГ (ПВВГ) дублюючі автоматичні обчислювачі/коректори та/або побудувати дублюючий ВОГ (ПВВГ) за межами балансової належності власника комерційного ВОГ (ПВВГ).
24. Установлення дублюючих обчислювачів/коректорів або вузлів обліку газу здійснюється відповідно до погоджених власником комерційного ВОГ (ПВВГ) технічного завдання та робочого проекту. У проекті дублюючого ВОГ (ПВВГ) відображаються потоки газу, межі балансової належності, розташування засобів вимірювальної техніки, газоспоживаючого чи газорегулюючого обладнання, їх послідовність, комутаційні з’єднання тощо. Установлення дублюючих обчислювачів/коректорів або вузлів обліку газу не повинно впливати на роботу комерційного ВОГ.
25. Введення дублюючих обчислювачів/коректорів або дублюючих ВОГ (ПВВГ) в експлуатацію оформлюється двостороннім актом. У разі встановлення дублюючих обчислювачів/коректорів або ВОГ (ПВВГ) сторони мають рівні права на отримання вихідної інформації та доступ до дублюючих вимірювальних комплексів.
3. Порядок перевірок, повірок, експертиз вузлів обліку газу
1. Суб'єкт, який приймає природний газ у точці виходу чи входу, має право контролювати правильність експлуатації комерційного ВОГ (ПВВГ), здійснювати його контрольний огляд та/або технічну перевірку (калібрування) згідно з річними графіками, погодженим суб'єктом, який передає природний газ.
2. У разі необхідності позачергового контрольного огляду та/або технічної перевірки, повірки (калібрування) комерційного ВОГ (ПВВГ) суб'єкт, який приймає/передає природний газ, письмово доводить це до відома власника комерційного ВОГ (ПВВГ). Перевірка проводиться у присутності інженерно-технічного персоналу власника ВОГ (ПВВГ) не пізніше ніж у 5-денний строк з дня надходження письмового повідомлення.
3. Оператор газотранспортної системи та суб'єкт, який приймає/передає природний газ, мають право здійснювати періодичні та позачергові перевірки комерційного ВОГ (ПВВГ) у присутності інженерно-технічного персоналу власника комерційного ВОГ (ПВВГ) у робочий час.
4. У випадку виявлення недоліків, що впливають на правильність визначення кількості та якості газу, оператор газотранспортної системи/суб'єкт, який приймає/передає природний газ, роблять записи в журналі та спільно з власником комерційного ВОГ (ПВВГ) складають двосторонній акт.
5. Якщо у погоджені терміни, визначені річними графіками контрольних оглядів та/або технічних перевірок, повірок (калібрування), представник(и) оператора суміжної системи або інших суб'єктів, безпосередньо підключених до газотранспортної системи, не з'явився(лися) на комерційний ВОГ (ПВВГ) для участі у проведенні перевірки комерційного вузла обліку газу або повірки (калібрування) засобів вимірювальної техніки (далі - ЗВТ), то власник комерційного ВОГ (ПВВГ) може самостійно розпломбувати систему обліку, забезпечити проведення перевірки, повірки (калібрування) та скласти протокол перевірки, повірки (калібрування), в якому зазначити, що представник оператора суміжної системи для проведення перевірки, повірки (калібрування) не з'явився.
6. У випадку позаштатної ситуації (вихід з ладу вимірювального перетворювача, обчислювача, системи живлення та іскрозахисту) власник комерційного ВОГ (ПВВГ) має терміново вжити заходів щодо забезпечення нормальної роботи комерційного ВОГ (ПВВГ), про що повідомляє оператора суміжної системи або інших суб'єктів, безпосередньо підключених до газотранспортної системи диспетчерськими каналами зв'язку, та може в односторонньому порядку проводити відновлювальні роботи (калібрування, налагодження, техобслуговування ЗВТ і приладів) з попереднім розпломбуванням системи обліку.
7. Між оператором газотранспортної системи та оператором суміжної системи або іншими суб'єктами, безпосередньо підключеними до газотранспортної системи, погоджується графік періодичної перевірки стану приладів для визначення ФХП природного газу в місцях визначення ФХП.
8. У разі необхідності позачергової перевірки стану визначення ФХП газу оператора суміжної системи або інших суб'єктів, безпосередньо підключених до газотранспортної системи, письмово доводить це до відома власника комерційного ВОГ (ПВВГ) із зазначенням місця, в якому має бути здійснений контрольний відбір проби газу та часу здійснення цих заходів. Перевірка проводиться у присутності інженерно-технічного персоналу власника комерційного ВОГ (ПВВГ) не пізніше ніж у 5-денний строк з дня надходження письмового повідомлення.
4. Порядок ведення обліку газу в разі тимчасової несправності або виведення комерційного ВОГ (ПВВГ) з експлуатації
1. Комерційний ВОГ (ПВВГ) може тимчасово бути виведений з експлуатації на період проведення повірки, перевірки, капітального, поточного ремонту, ліквідації аварійних ситуацій або технічного обслуговування.
2. При виведенні з експлуатації комерційних ВОГ (ПВВГ) кількість поданого газу за звітний період визначається за показами дублюючих обчислювачів/коректорів або дублюючих ВОГ (у разі їх введення в експлуатацію), а за їх відсутності - відповідно до пунктів 4-6 цієї глави.
3. У разі пошкодження пломби на комерційному ВОГ (ПВВГ) інша сторона має право вимагати визначення кількості газу за поточний місяць на підставі показів дублюючого ВОГ (ПВВГ).
4. Якщо вимірювання не проводились за період не більше 3-х годин, кількість газу визначається на підставі середньогодинних значень за 3 години до виводу з експлуатації та 3 годин після відновлення нормального режиму за умови транспортування газу.
5. Якщо вимірювання не проводились терміном до трьох діб, кількість газу визначається за середньогодинними даними попередніх трьох діб.
6. Якщо вимірювання не проводились терміном більше трьох діб, обсяг газу визначається за даними попередніх трьох аналогічних періодів або технічною угодою.
5. Порядок вирішення спірних питань щодо обсягу та ФХП переданого/прийнятого газу
1. Усі спори (розбіжності), які виникають при здійсненні обліку природного газу, у тому числі визначення добового чи місячного обсягу та ФХП поданого газу, повинні вирішуватись шляхом переговорів.
2. Якщо сторона, що приймає/передає природний газ, не погоджується з визначенням добового чи місячного обсягу та ФХП поданого газу, то вона повинна заявити про це іншій стороні, що приймає/передає природний газ, протягом п'яти днів з дати оформлення акта або іншого документа, що підтверджує значення обсягу та ФХП поданого (прийнятого) газу.
3. У разі виникнення між сторонами спірних питань щодо результатів вимірювань обсягу природного газу або технічних, у тому числі метрологічних характеристик засобів вимірювальної техніки, сторони, що приймає/передає природний газ, мають право вимагати проведення експертної повірки засобів вимірювальної техніки. Якщо результати повірки негативні, оплата за проведення експертної повірки проводиться власником цих приладів, при позитивних результатах повірки - суб'єктом, який вимагав проведення експертної повірки.
4. У разі неможливості досягнення згоди (у тому числі на підставі результатів проведеної експертної повірки) шляхом переговорів пред'явлені спірні питання передаються на розгляд до суду.
5. До врегулювання розбіжностей та прийняття рішення суду обсяг переданого (прийнятого) газу встановлюється відповідно до результатів вимірювань комерційного ВОГ (ПВВГ).
6. Порядок обміну даними про виміряні обсяги газу та організація системи збору передачі даних
1. Власник комерційного ВОГ (ПВВГ) щодобово до 12-00 по каналах диспетчерського зв’язку надає операторам суміжних систем та іншим суб’єктам, безпосередньо підключеним до газотранспортної системи, оперативну інформацію про кількість та обсяг газу, переданого через комерційний ВОГ (ПВВГ), а також середньозважене значення вищої теплоти згоряння за минулу добу.
До 5-го числа місяця, наступного за звітним, власник комерційного ВОГ (ПВВГ) надає іншій стороні, яка приймає/передає природний газ, в електронному вигляді інформацію, яка міститься в погодинних роздруківках, у повному обсязі (об'єм та ФХП газу, характер і тривалість аварійних ситуацій та втручань).
( Пункт 1 глави 6 розділу III в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 84 від 26.01.2017 )
2. За домовленістю сторін, які здійснюють приймання-передачу природного газу, оператор газотранспортної системи може надавати інформацію про кількість та обсяг газу у точках входу та точках виходу шляхом її оприлюднення на своєму веб-сайті. В іншому разі сторона, яка приймає газ у точці входу або точці виходу, має право на безперервне отримання інформації в електронному вигляді відповідно до розробленого проекту системи передачі даних (обладнання, лінії зв'язку), погодженого з власником комерційного вузла обліку. На підставі погодженого проекту сторона, яка приймає газ, забезпечує придбання, установлення та налагодження системи передачі даних. Інформація надається з персональної електронної обчислювальної машини підрозділу оператора газотранспортної системи, до якої надходить інформація з обчислювачів та коректорів.
3. Оператор газотранспортної системи, оператори суміжних систем та інші суб'єкти, що безпосередньо підключені до газотранспортної системи, погоджують періодичність та умови надання доступу до телеметричних даних із систем телеметрії у технічних угодах.
4. Якщо певна точка входу або виходу не обладнана системою телеметрії або виникла аварія системи телеметрії, необхідні дані будуть передаватися у спосіб, установлений в цій главі або в технічних угодах.
5. При новому приєднанні оператор газотранспортної системи визначає вимоги до встановлення систем телеметрії та доступу до телеметричних даних операторам суміжних систем та іншим суб'єктам, безпосередньо підключеним до газотранспортної системи, при приєднанні до газотранспортної системи у відповідних технічних умовах на нових приєднаннях.
6. У разі якщо оператор газотранспортної системи не є власником або користувачем на комерційного ВОГ (ПВВГ), він має право:
встановити в цьому пункті телеметричні пристрої, які служать для передачі даних вимірювань, при цьому право власності на встановлені телеметричні пристрої буде мати сторона, яка їх встановила;
отримувати дані вимірювань з установленої інформаційної телеметричної системи.
7. У разі виникнення аварії системи телеметрії повідомлення про цю аварію іншим сторонам, що користуються телеметричними даними, є обов'язком суб'єкта, який експлуатує телеметричні пристрої. Власник або користувач пункту зобов'язаний передати іншій стороні, що користується телеметричними даними, інформацію про виникнення аварії не пізніше наступного робочого дня, якщо інший термін не встановлено в технічній угоді.
7. Документальне оформлення приймання-передачі природного газу
1. Порядок приймання-передачі природного газу в точках входу та точках виходу на міждержавному з’єднанні визначається відповідною угодою про взаємодію між оператором газотранспортної системи та оператором суміжної газотранспортної системи.
Замовник послуг транспортування разом з оператором суміжної газотранспортної системи та оператором газотранспортної системи укладають до 5-го числа наступного місяця акти приймання-передачі газу на обсяги, які замовник послуг транспортування отримав або направив у точках входу та точках виходу на міждержавному з’єднанні за цей газовий місяць.
2. Оформлення актів приймання-передачі природного газу між оператором газотранспортної системи та суміжним газовидобувним підприємством, оператором суміжної системи або прямим споживачем здійснюється відповідно до вимог цього розділу, технічної угоди (за наявності) та з урахуванням такого:
( Абзац перший пункту 2 глави 7 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 615 від 28.04.2017 )
1) приймання-передача природного газу між оператором газотранспортної системи та суміжним газовидобувним підприємством оформлюється актами приймання-передачі, що підписуються представниками цих сторін не пізніше 5-го числа місяця, наступного за звітним. Якщо до мереж суміжного газовидобувного підприємства підключені інші газовидобувні підприємства, суміжне газовидобувне підприємство зобов’язане в акті приймання-передачі природного газу деталізувати загальний обсяг газу по всіх газовидобувних підприємствах, які через його мережі подають газ до газотранспортної системи;
( Підпункт 1 пункту 2 глави 7 розділу III в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 615 від 28.04.2017 )
2) приймання-передача природного газу між оператором газотранспортної системи та оператором LNG оформлюється актами приймання-передачі, що підписуються представниками цих сторін не пізніше 5-го числа місяця, наступного за звітним;
3) приймання-передача природного газу між оператором газотранспортної системи та оператором газосховища оформлюється актами приймання-передачі, що підписуються представниками цих сторін не пізніше 5-го числа місяця, наступного за звітним;
4) приймання-передача природного газу між оператором газотранспортної системи та оператором газорозподільної системи відбувається в точках комерційного обліку газу на газорозподільних станціях і оформлюється актами приймання-передачі, що підписуються представниками цих сторін не пізніше 5-го числа місяця, наступного за звітним;
5) приймання-передача природного газу між оператором газотранспортної системи та прямим споживачем відбувається в точках комерційного обліку газу і оформлюється актами приймання-передачі, що підписуються представниками цих сторін не пізніше 5-го числа місяця, наступного за звітним.
3. Розбіжності у частині обсягу прийнятого/переданого природного газу врегульовуються відповідно до умов цього Кодексу, технічної угоди (за її наявності), а у разі недосягнення згоди - в суді.
4. До винесення остаточного судового рішення обсяг переданого (прийнятого) газу встановлюється відповідно до показань комерційного вузла обліку газу.
5. Власник комерційного ВОГ (ПВВГ) повинен скласти та надати іншій стороні до 5-го числа місяця, наступного за звітним, місячний паспорт-сертифікат фізико-хімічних характеристик газу, в якому вказуються всі ФХП, що підлягають контролю відповідно до пункту 13 глави 1 цього розділу, у тому числі середньозважене значення вищої теплоти згоряння за місяць (у кВт·год/м-3 з розрядністю відображення два знаки після цілої частини).
( Пункт 5 глави 7 розділу III в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 84 від 26.01.2017 )
6. Оформлення актів приймання-передачі природного газу із замовниками послуг транспортування здійснюється відповідно до вимог цього розділу та з урахуванням такого:
( Абзац перший пункту 6 глави 7 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 615 від 28.04.2017 )
1) замовник послуг транспортування в особі постачальника разом з оператором газотранспортної системи та прямим споживачем укладають до 5-го числа наступного місяця акти приймання-передачі природного газу на обсяги, які замовник послуг транспортування направив у точку виходу до такого споживача за цей газовий місяць;
2) замовники послуг транспортування, які уклали договори купівлі-продажу природного газу у віртуальній торговій точці, оформлюють акти приймання-передачі природного газу (з урахуванням одного примірника, який залишається в оператора газотранспортної системи) та надають їх оператору газотранспортної системи для узгодження обсягу газу, що передається сторонами.
( Підпункти 2 та 3 пункту 6 глави 7 розділу III замінено одним підпунктом 2 згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 615 від 28.04.2017 )
7. Оформлення актів приймання-передачі газу замовника послуг транспортування від/до операторів суміжних систем до/від оператора газотранспортної системи здійснюється з урахуванням такого:
( Підпункт 1 пункту 7 глави 7 розділу III виключено на підставі Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 615 від 28.04.2017 )
1) замовник послуг транспортування разом з оператором установки LNG укладають акти приймання-передачі природного газу на обсяги, які замовник послуг транспортування подав на точки входу до оператора газотранспортної системи від установки LNG;
2) замовник послуг транспортування разом з оператором газосховищ укладають акти приймання-передачі природного газу на обсяги, які замовник послуг транспортування подав у точки входу/виходу оператора газотранспортної системи від/до газосховища за цей газовий місяць.
8. До 7-го числа наступного місяця:
1) на підставі актів приймання-передачі природного газу, укладених згідно з підпунктом 1 пункту 6 цієї глави, оператор газотранспортної системи разом з замовником послуг транспортування оформлюють та підписують зведений реєстр реалізації газу споживачам на обсяги газу, які такий замовник послуг транспортування подав у точках виходу до прямих споживачів за цей газовий місяць;
2) на підставі актів приймання-передачі природного газу, укладених між оператором газорозподільної системи та споживачами (крім побутових споживачів), згідно з положеннями Кодексу газорозподільних систем, затвердженого постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг, від 30 вересня 2015 року № 2494 (далі - Кодекс газорозподільної системи), оператор газорозподільних систем оформлює та підписує зведений реєстр про фактичний обсяг розподілу природного газу по споживачах за цей газовий місяць у розрізі структурних підрозділів оператора газотранспортної системи та/або структурних підрозділів газовидобувного підприємства, регіонів та категорій споживачів за цей газовий місяць та надає оператору газотранспортної системи примірник підписаного оригіналу такого реєстру.
Інформація, зазначена в цьому пункті, надається згідно з формами оператора газотранспортної системи та розміщується на його веб-сайті.
( Пункт 8 глави 7 розділу III в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 615 від 28.04.2017 )
9. До 8-го числа наступного місяця газовидобувне підприємство та суміжне газовидобувне підприємство надають оператору газотранспортної системи звіт про фактичний видобуток природного газу за цей газовий місяць.
( Пункт 9 глави 7 розділу III в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 615 від 28.04.2017 )
10. До 8-го числа наступного місяця надають оператору газотранспортної системи:
( Підпункт 1 пункту 10 глави 7 розділу III виключено на підставі Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 615 від 28.04.2017 )
1) оператор установки LNG на підставі актів приймання-передачі газу, оформлених згідно з підпунктом 2 пункту 7 цієї глави, - зведені реєстри природного газу щодо обсягів газу, які було подано в точках входу до оператора газотранспортної системи за цей газовий місяць у розрізі замовників послуг транспортування;
2) оператор газосховищ на підставі актів приймання-передачі газу, оформлених згідно з підпунктом 3 пункту 7 цієї глави, - зведені реєстри природного газу щодо обсягів газу, які було подано в точки входу та/або отримано в точках виходу за цей газовий місяць у розрізі замовників послуг транспортування.
Інформація, зазначена в цьому пункті, надається згідно з формами оператора газотранспортної системи та розміщується на його веб-сайті.
11. До 8-го числа наступного місяця замовники послуг транспортування та суб'єкти, які уклали договори купівлі-продажу природного газу у віртуальній торговій точці, надають оператору газотранспортної системи:
( Абзац перший пункту 11 глави 7 розділу III в редакції ПостановиНаціональної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 615 від 28.04.2017 )
1) звіт про обсяги газу, які були отримані у віртуальній точці, в якій відбувається передача природного газу (від інших замовників послуг транспортування, суб’єктів двосторонніх договорів, оператора газосховища, газовидобувного підприємства, оператора установки LNG), та передані у віртуальній точці, в якій відбувається передача природного газу іншим замовникам послуг транспортування газу, суб’єктам ринку природного газу, споживачам за цей газовий місяць у розрізі замовників послуг транспортування, регіонів, структурних підрозділів оператора газотранспортної системи, операторів газорозподільних систем, структурних підрозділів газовидобувних підприємств;
2) примірник оригіналу акта приймання-передачі природного газу з іншим замовником послуг транспортування та/або суб’єктом ринку природного газу учасником договору купівлі-продажу природного газу у віртуальній точці, в якій відбувається передача природного газу, оформлений згідно з пунктом 6 цієї глави.
Документи, зазначені в цьому пункті, надаються згідно з формами оператора газотранспортної системи та оприлюднюються на його веб-сайті.
12. Перехід права власності на природний газ, поданий до газотранспортної системи, здійснюється у віртуальній торговій точці. Оператор газотранспортної системи здійснює адміністрування передачі прав власності на природний газ на підставі поданих номінацій на віртуальну торгову точку, в якій відбувається передача природного газу.
Оператор газотранспортної системи здійснює адміністрування переходу права власності на природний газ шляхом узгодження обсягу природного газу, що передається сторонами, визначеного в акті приймання-передачі газу у віртуальній торговій точці, на підставі поданих номінацій/місячних номінацій/реномінацій на віртуальну торгову точку, а також на підставі процедури, визначеної главою 3 розділу XIV цього Кодексу.
Оператор газотранспортної системи узгоджує обсяги природного газу, що передаються сторонами, визначені в актах приймання-передачі газу у віртуальній торговій точці, за умови підтвердження відповідних номінацій/місячних номінацій/реномінацій замовників послуг транспортування.
Підставою для відмови оператора газотранспортної системи в узгодженні обсягу природного газу, який передається сторонами у віртуальній торговій точці, є відхилення відповідної номінації/місячної номінації/реномінації замовника послуг транспортування.
У разі вжиття заходів, передбачених главою 3 розділу XIV цього Кодексу, з метою врегулювання місячного небалансу замовники послуг транспортування зобов’язані в строк до 12-го числа місяця, наступного за звітним, надати оригінали актів приймання-передачі природного газу з іншим замовником послуг транспортування у віртуальній торговій точці, оформлені відповідно до підпункту 2 пункту 6 цієї глави та згідно з формами, які опубліковані на сайті оператора газотранспортної системи, для узгодження оператором газотранспортної системи обсягу природного газу, який передається сторонами.
Оператор газотранспортної системи у 2-денний строк після закінчення процедури комерційного балансування, визначеної главою 3 розділу XIV цього Кодексу, повертає відповідним замовникам послуг транспортування акти приймання-передачі природного газу у віртуальній торговій точці з узгодженими обсягами природного газу, що передаються сторонами.
( Пункт 12 глави 7 розділу III в редакції ПостановиНаціональної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 615 від 28.04.2017 )
13. У разі ненадання замовником послуг транспортування в установлені строки документів, передбачених пунктом 11 цієї глави, оператор газотранспортної системи відмовляє в прийнятті номінацій від такого замовника послуг транспортування на поточний та наступний газові місяці, до дати отримання таких документів і повідомляє про це замовника послуг транспортування, Регулятора та операторів суміжних систем. При цьому, якщо замовником послуг транспортування є постачальник, то оператор газотранспортної системи додатково повідомляє про це постачальника "останньої надії", а постачальник - власного споживача (споживачів) у порядку, визначеному Правилами постачання природного газу, затвердженими постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг, від 30 вересня 2015 року № 2496 (далі - Правила постачання природного газу).
IV. Умови взаємодії з оператором газотранспортної системи та порядок присвоєння еіс-кодів суб’єктам ринку природного газу
1. Умови взаємодії з оператором газотранспортної системи
1. Взаємовідносини між суміжними операторами газотранспортних систем регулюються угодою, про взаємодію положення якої не можуть суперечити положенням цього Кодексу.
2. Правовідносини між оператором газотранспортної системи та оператором установки LNG / оператором газосховища / газовидобувним підприємством /оператором газорозподільної системи / прямим споживачем щодо одержання доступу до потужності, надання послуг із транспортування, у тому числі послуг балансування газотранспортної системи, регулюються договором транспортування природного газу, укладеним відповідно до Типового договору транспортування природного газу, затвердженого постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг, від 30 вересня 2015 року № 2497.
Взаємовідносини стосовно визначення ФХП, правил обліку, приймання-передачі природного газу тощо регулюються положеннями цього Кодексу та технічною угодою, укладеною між оператором газотранспортної системи та оператором установки LNG/оператором газосховища/суміжним газовидобувним підприємством/оператором газорозподільної системи (у випадку необхідності)/прямим споживачем, яка передбачає:
