Глава 4. Калибровка средств измерений

Глава 2. Требования к измерениям, единицам величин, эталонам единиц величин, стандартным образцам, средствам измерений

1) Статья 5. Требования к измерениям

1. Измерения, относящиеся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений, должны выполняться по аттестованным методикам (методам) измерений, за исключением методик (методов) измерений, предназначенных для выполнения прямых измерений, с применением средств измерений утвержденного типа, прошедших поверку. Результаты измерений должны быть выражены в единицах величин, допущенных к применению в Российской Федерации.

2. Методики (методы) измерений, предназначенные для выполнения прямых измерений, вносятся в эксплуатационную документацию на средства измерений. Подтверждение соответствия этих методик (методов) измерений обязательным метрологическим требованиям к измерениям осуществляется в процессе утверждения типов данных средств измерений. В остальных случаях подтверждение соответствия методик (методов) измерений обязательным метрологическим требованиям к измерениям осуществляется путем аттестации методик (методов) измерений. Сведения об аттестованных методиках (методах) измерений передаются в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений проводящими аттестацию юридическими лицами и индивидуальными предпринимателями.

3. Аттестацию методик (методов) измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений, проводят аккредитованные в установленном порядке в области обеспечения единства измерений юридические лица и индивидуальные предприниматели.

4. Порядок аттестации методик (методов) измерений и их применения устанавливается федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим функции по выработке государственной политики и нормативно-правовому регулированию в области обеспечения единства измерений.

5. Федеральные органы исполнительной власти, осуществляющие нормативно-правовое регулирование в областях деятельности, указанных в частях 3 и 4 статьи 1 настоящего Федерального закона, по согласованию с федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим функции по выработке государственной политики и нормативно-правовому регулированию в области обеспечения единства измерений, определяют измерения, относящиеся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений, и устанавливают к ним обязательные метрологические требования, в том числе показатели точности измерений.

6. Федеральный орган исполнительной власти, осуществляющий функции по оказанию государственных услуг и управлению государственным имуществом в области обеспечения единства измерений, ведет единый перечень измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений.

 

2) Статья 1. Цели и сфера действия настоящего Федерального закона

1. Целями настоящего Федерального закона являются:

1) установление правовых основ обеспечения единства измерений в Российской Федерации;

2) защита прав и законных интересов граждан, общества и государства от отрицательных последствий недостоверных результатов измерений;

3) обеспечение потребности граждан, общества и государства в получении объективных, достоверных и сопоставимых результатов измерений, используемых в целях защиты жизни и здоровья граждан, охраны окружающей среды, животного и растительного мира, обеспечения обороны и безопасности государства, в том числе экономической безопасности;

4) содействие развитию экономики Российской Федерации и научно-техническому прогрессу.

2. Настоящий Федеральный закон регулирует отношения, возникающие при выполнении измерений, установлении и соблюдении требований к измерениям, единицам величин, эталонам единиц величин, стандартным образцам, средствам измерений, применении стандартных образцов, средств измерений, методик (методов) измерений, а также при осуществлении деятельности по обеспечению единства измерений, предусмотренной законодательством Российской Федерации об обеспечении единства измерений, в том числе при выполнении работ и оказании услуг по обеспечению единства измерений.

3. Сфера государственного регулирования обеспечения единства измерений распространяется на измерения, к которым в целях, предусмотренных частью 1 настоящей статьи, установлены обязательные требования и которые выполняются при:

1) осуществлении деятельности в области здравоохранения;

2) осуществлении ветеринарной деятельности;

3) осуществлении деятельности в области охраны окружающей среды;

4) осуществлении деятельности по обеспечению безопасности при чрезвычайных ситуациях;

5) выполнении работ по обеспечению безопасных условий и охраны труда;

6) осуществлении производственного контроля за соблюдением установленных законодательством Российской Федерации требований промышленной безопасности к эксплуатации опасного производственного объекта;

7) осуществлении торговли и товарообменных операций, выполнении работ по расфасовке товаров;

8) выполнении государственных учетных операций;

9) оказании услуг почтовой связи и учете объема оказанных услуг электросвязи операторами связи;

10) осуществлении деятельности в области обороны и безопасности государства;

11) осуществлении геодезической и картографической деятельности;

12) осуществлении деятельности в области гидрометеорологии;

13) проведении банковских, налоговых и таможенных операций;

14) выполнении работ по оценке соответствия промышленной продукции и продукции других видов, а также иных объектов установленным законодательством Российской Федерации обязательным требованиям;

15) проведении официальных спортивных соревнований, обеспечении подготовки спортсменов высокого класса;

16) выполнении поручений суда, органов прокуратуры, государственных органов исполнительной власти;

17) осуществлении мероприятий государственного контроля (надзора).

 

3) Статья 9. Требования к средствам измерений

1. В сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений к применению допускаются средства измерений утвержденного типа, прошедшие поверку в соответствии с положениями настоящего Федерального закона, а также обеспечивающие соблюдение установленных законодательством Российской Федерации об обеспечении единства измерений обязательных требований, включая обязательные метрологические требования к измерениям, обязательные метрологические и технические требования к средствам измерений, и установленных законодательством Российской Федерации о техническом регулировании обязательных требований. В состав обязательных требований к средствам измерений в необходимых случаях включаются также требования к их составным частям, программному обеспечению и условиям эксплуатации средств измерений. При применении средств измерений должны соблюдаться обязательные требования к условиям их эксплуатации.

2. Конструкция средств измерений должна обеспечивать ограничение доступа к определенным частям средств измерений (включая программное обеспечение) в целях предотвращения несанкционированных настройки и вмешательства, которые могут привести к искажениям результатов измерений.

3. Порядок отнесения технических средств к средствам измерений устанавливается федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим функции по выработке государственной политики и нормативно-правовому регулированию в области обеспечения единства измерений.

 

4) Статья 13. Поверка средств измерений

1. Средства измерений, предназначенные для применения в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений, до ввода в эксплуатацию, а также после ремонта подлежат первичной поверке, а в процессе эксплуатации - периодической поверке. Применяющие средства измерений в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений юридические лица и индивидуальные предприниматели обязаны своевременно представлять эти средства измерений на поверку.

2. Поверку средств измерений осуществляют аккредитованные в установленном порядке в области обеспечения единства измерений юридические лица и индивидуальные предприниматели.

3. Правительством Российской Федерации устанавливается перечень средств измерений, поверка которых осуществляется только аккредитованными в установленном порядке в области обеспечения единства измерений государственными региональными центрами метрологии.

4. Результаты поверки средств измерений удостоверяются знаком поверки и (или) свидетельством о поверке. Конструкция средства измерений должна обеспечивать возможность нанесения знака поверки в месте, доступном для просмотра. Если особенности конструкции или условия эксплуатации средства измерений не позволяют нанести знак поверки непосредственно на средство измерений, он наносится на свидетельство о поверке.

5. Порядок проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке устанавливаются федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим функции по выработке государственной политики и нормативно-правовому регулированию в области обеспечения единства измерений.

6. Сведения о результатах поверки средств измерений, предназначенных для применения в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений, передаются в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений проводящими поверку средств измерений юридическими лицами и индивидуальными предпринимателями.

7. Средства измерений, не предназначенные для применения в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений, могут подвергаться поверке в добровольном порядке.

Косвенное измерение — измерение, при котором искомое значение величины находится на основании известной зависимости между этой величиной и величинами, подвергаемыми прямым измерениям. Мерное параллельно или вблизи мерного.

III. Особенности учета газа

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

 

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

 

3.3. Объем добытого природного газа, приведенного к стандартным условиям, подготовленного и по своему качеству соответствующего национальному (региональному или международному) стандарту, а в случае отсутствия указанных стандартов - стандарту организации, определяется как сумма количества природного газа, измеренного и переданного для транспортировки, с учетом количества фактических потерь природного газа при добыче, а также остатков природного газа во внутрипромысловых газопроводах.

В случае если на объектах сбора и подготовки природного газа его отпуск сторонним организациям и (или) на собственные производственно-технологические нужды осуществляется в составе газоводоконденсатной смеси, то количество отпущенного природного газа, определенного по показателям переданного объема газоводоконденсатной смеси и ее физико-химическим характеристикам, учитывается в объеме добытого природного газа.

На объектах сбора и подготовки природного газа его отпуск без проведения учета не допускается.
(Пункт в редакции, введенной в действие с 10 марта 2015 года приказом Минэнерго России от 26 декабря 2014 года N 997.

 

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

 

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

 

3.6. При контроле параметров технологического процесса сбора и подготовки природного газа газодобывающая организация ведет учет природного газа в составе извлекаемой из недр газовой смеси (далее - оперативный учет природного газа).

Регистрация показаний средств измерений и (или) технических систем и устройств с измерительными функциями о показателях природного газа в составе извлекаемой из недр газовой смеси при оперативном учете природного газа осуществляется в эксплуатационных документах.

Порядок ведения оперативного учета природного газа определяется газодобывающей организацией в соответствии с принятой схемой и технологией разработки месторождения, проектом обустройства месторождения или плана пробной эксплуатации скважин.

 

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

 

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

 

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

 

3.10. Учет количества природного газа, реализуемого населению, осуществляется средствами измерений в условиях их применения.

Количество природного газа, реализуемого населению, при отсутствии средств измерений газа определяется в соответствии с положениями постановления Правительства Российской Федерации от 13 июня 2006 года N 373 "О порядке установления нормативов потребления газа населением при отсутствии приборов учета газа" (Собрание законодательства Российской Федерации, 2006, N 25, ст.2733).

 

3.11. Количество добытого попутного (нефтяного) газа за отчетный период нефтегазодобывающие организации учитывают раздельно по каждому лицензионному участку недр в соответствии с проектной документацией лицензионного участка по результатам измерений средствами измерений и (или) техническими системами и устройствами с измерительными функциями.

На объектах сбора и подготовки попутного (нефтяного) газа его отбор без проведения учета не допускается.
(Пункт в редакции, введенной в действие с 10 марта 2015 года приказом Минэнерго России от 26 декабря 2014 года N 997.

 

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

 

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

 

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

 

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

 

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

 

3.17. В процессе сбора и подготовки природного газа нефтегазодобывающая организация ведет учет попутного (нефтяного) газа в составе извлекаемой из недр нефтегазоводяной смеси в целях контроля параметров технологического процесса (далее - оперативный учет попутного (нефтяного) газа).

Регистрация показаний средств измерений и (или) технических систем и устройств с измерительными функциями о показателях попутного (нефтяного) газа в составе извлекаемой из недр нефтегазоводяной смеси при оперативном учете попутного (нефтяного) газа осуществляется в эксплуатационных документах.

Порядок ведения оперативного учета попутного (нефтяного) газа устанавливается нефтегазодобывающей организацией в соответствии с принятой схемой и технологией разработки месторождения, проектом обустройства месторождения или планом пробной эксплуатации скважин.

 

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

 

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

 

3.20. Учет при потреблении попутного (нефтяного) газа должен предусматривать измерение и регистрацию его количественных показателей на входе в газопотребляющий объект.

 

Принцип действия

Вихревая дорожка Кармана

В вихревых расходомерах для создания вихревого движения на пути движущего потока жидкости, газа или пара устанавливается тело обтекания, обычно в виде трапеции в сечении. Образовавшаяся за ним система вихрей называется вихревой дорожкой Кармана. Частота вихрей f в первом приближении пропорциональна скорости потока v и зависит от безразмерного критерия Sh (число Струхаля) и ширины тела обтекания d^[2][3][4][5]:

f = Sh ∙ v / d

Достоинством вихревых расходомеров является отсутствие каких-либо подвижных элементов внутри трубопровода, достаточно низкая нелинейность (<1,0 %) в широком диапазоне измерений (>1:10…1:40), частотный выходной сигнал, а также инвариантность метода относительно электрических свойств и агрегатного состояния движущейся среды.

Первые вихревые расходомеры жидкости появились в шестидесятых годах в США, Японии и СССР. Первые разработки вихревых расходомеров газа и пара в России относятся к 90-м годам прошлого века. Несмотря на довольно продолжительное время освоения этих приборов в измерительной технике, теория и практика вихревых расходомеров непрерывно развивается и совершенствуется. Идут поиски лучших схемных решений, более эффективных и технологичных конструкций первичных преобразователей расхода^[4][5].

Ротационный

Счетчик механического типа. Два ротора располагаются в измерительной камере поперек потока газа. При поступлении газа на вход счетчика оба ротора под его напором приходят во вращение. Форма роторов (в сечении напоминающая цифру 8) и сечение измерительной камеры рассчитывается таким образом, чтобы при вращении ротор одним концом описывал профиль поверхности стенки измерительной камеры, а другим концом описывал профиль поверхности второго, вращающегося навстречу ротора. В начальном положении ротора располагаются под углом 90° друг к другу, это взаимное положение фиксируется двумя колесами-синхронизаторами, установленными на осях роторов. Эти же колеса обеспечивают строго синхронное вращение роторов. При вращении оба ротора попеременно отсекают определенный объем газа (порцию), заключенный между ротором и стенкой измерительной камеры и перепускают его на выход счетчика. Объем прошедшего через счетчик газа пропорционален количеству порций и, соответственно, пропорционален числу оборотов роторов. Вращение ротора с его оси через механическую передачу (редуктор, магнитная муфта, система шестерен) передается на счетный механизм, в котором происходит накопление количества прошедшего газа.
Применяются для максимальных расходов Qмакс от 10…16 до 650…1000 м3/ч (реже — в бытовом секторе для Qмакс 4…10 м3/ч), с шириной диапазона расходов от 1:20 до 1:250.

Принцип измерения

Принцип ультразвукового измерения расхода

Принцип действия ультразвуковых расходомеров основан на измерении разницы во времени прохождения сигнала. При этом два ультразвуковых сенсора, расположенные по диагонали напротив друг друга, функционируют попеременно как излучатель и приёмник. Таким образом, акустический сигнал, поочередно генерируемый обоими сенсорами, ускоряется, когда направлен по потоку, и замедляется, когда направлен против потока. Разница во времени, возникающая вследствие прохождения сигнала по измерительному каналу в обоих направлениях, прямо пропорциональна средней скорости потока, на основании которой можно затем рассчитать объёмный расход. А использование нескольких акустических каналов позволяет компенсировать искажения профиля потока.

 

Принцип действия

Вид внутри канала. Видна изолирующая футеровка канала и электрод.

В проводнике, пересекающем силовые линии магнитного поля, индуцируется ЭДС, пропорциональная скорости движения проводника. При этом направление тока, возникающего в проводнике, перпендикулярно к направлению движения проводника и направлению магнитного поля. Это известный закон электромагнитной индукции — закон Фарадея.

Если заменить проводник потоком проводящей жидкости, текущей между полюсами магнита, и измерять ЭДС, наведённую в жидкости по закону Фарадея, можно получить принципиальную схему электромагнит­ного расходомера, предложенную ещё самим Фарадеем. Электромагнитные расходомеры могут быть выпол­нены как с постоянными магнитами, так и с электромагнитами, питаемыми пере­менным током. Электромагнитные расходомеры имеют свои достоинства и недостатки, определяющие области их применения.

Труба в зоне измерения расходомера (длина участка 2..5 диаметров трубы) выполняется из непроводящего немагнитного материала. Чаще всего делается футеровка (вставка) из инертных пластиков (типа фторопласта, полиэтилена) в трубу из нержавеющей стали. Для уменьшения турбулентности потока в зоне измерения рекомендуется монтировать расходомер в прямолинейные участки без изменения сечения на протяжении 5..10 диаметров трубы до и после расходомера.

I. Общие положения

1. Настоящие Правила устанавливают порядок организации коммерческого учета тепловой энергии, теплоносителя, в том числе:

а) требования к приборам учета;
б) характеристики тепловой энергии, теплоносителя, подлежащие измерению в целях коммерческого учета тепловой энергии, теплоносителя и контроля качества теплоснабжения;
в) порядок определения количества поставленных тепловой энергии, теплоносителя в целях коммерческого учета тепловой энергии, теплоносителя (в том числе расчетным путем);
г) порядок распределения потерь тепловой энергии, теплоносителя тепловыми сетями при отсутствии приборов учета на границах смежных тепловых сетей.

2. Методология осуществления коммерческого учета тепловой энергии, теплоносителя определяется методикой, утвержденной Министерством строительства и жилищно-коммунального хозяйства Российской Федерации (далее - методика).

 

 

21) 4. Коммерческий учет тепловой энергии, теплоносителя организуется в целях:

а) осуществления расчетов между теплоснабжающими, теплосетевыми организациями и потребителями тепловой энергии;
б) контроля за тепловыми и гидравлическими режимами работы систем теплоснабжения и теплопотребляющих установок;
в) контроля за рациональным использованием тепловой энергии, теплоносителя;
г) документирования параметров теплоносителя - массы (объема), температуры и давления.

 

22) II. Требования к приборам учета

33. Узел учета оборудуется теплосчетчиками и приборами учета, типы которых внесены в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений.

34. Теплосчетчик состоит из датчиков расхода и температуры (давления), вычислителя или их комбинации. При измерении перегретого пара дополнительно устанавливается датчик давления пара.

Теплосчетчики снабжаются стандартными промышленными протоколами и могут быть снабжены интерфейсами, позволяющими организовать дистанционный сбор данных в автоматическом (автоматизированном) режиме. Эти подключения не должны влиять на метрологические характеристики теплосчетчика.

В случае если данные, определенные дистанционно, и данные, считанные непосредственно с теплосчетчика, не совпадают, базой для определения суммы оплаты служат данные, считанные непосредственно с теплосчетчика.

35. Конструкция теплосчетчиков и приборов учета, входящих в состав теплосчетчиков, обеспечивает ограничение доступа к их частям в целях предотвращения несанкционированной настройки и вмешательства, которые могут привести к искажению результатов измерений.

36. В теплосчетчиках допускается коррекция внутренних часов вычислителя без вскрытия пломб.

37. Вычислитель теплосчетчика должен иметь нестираемый архив, в который заносятся основные технические характеристики и настроечные коэффициенты прибора. Данные архива выводятся на дисплей прибора и (или) компьютер. Настроечные коэффициенты заносятся в паспорт прибора. Любые изменения должны фиксироваться в архиве.

 

23) III. Характеристики тепловой энергии, теплоносителя, подлежащие измерению в целях их коммерческого учета и контроля качества теплоснабжения

94. Коммерческому учету тепловой энергии, теплоносителя подлежат количество тепловой энергии, используемой в том числе в целях горячего водоснабжения, масса (объем) теплоносителя, а также значения показателей качества тепловой энергии при ее отпуске, передаче и потреблении.

95. В целях коммерческого учета тепловой энергии, теплоносителя и контроля качества теплоснабжения осуществляется измерение:

а) времени работы приборов узла учета в штатном и нештатном режимах;
б) давления в подающем и обратном трубопроводах;
в) температуры теплоносителя в подающем и обратном трубопроводах (температура обратной воды в соответствии с температурным графиком);
г) расхода теплоносителя в подающем и обратном трубопроводах;
д) расхода теплоносителя в системе отопления и горячего водоснабжения, в том числе максимального часового расхода;
е) расхода теплоносителя, израсходованного на подпитку системы теплоснабжения, при наличии подпиточного трубопровода.

96. В целях коммерческого учета тепловой энергии, теплоносителя и контроля качества теплоснабжения на источнике тепловой энергии при использовании в качестве теплоносителя пара осуществляется измерение:

а) времени работы приборов узла учета в штатном и нештатном режимах;
б) отпущенной тепловой энергии за час, сутки и расчетный период;
в) массы (объема) отпущенного пара и возвращенного источнику теплоты конденсата за час, сутки и расчетный период;
г) температуры пара, конденсата и холодной воды за час и за сутки с последующим определением их средневзвешенных значений;
д) давления пара, конденсата за час и за сутки с последующим определением их средневзвешенных значений.

97. В открытых и закрытых системах теплопотребления на узле учета тепловой энергии и теплоносителя с помощью прибора (приборов) определяются:

а) масса (объем) теплоносителя, полученного по подающему трубопроводу и возвращенного по обратному трубопроводу;
б) масса (объем) теплоносителя, полученного по подающему трубопроводу и возвращенного по обратному трубопроводу за каждый час;
в) среднечасовая и среднесуточная температура теплоносителя в подающем и обратном трубопроводах узла учета.

98. В открытых и закрытых системах теплопотребления, суммарная тепловая нагрузка которых не превышает 0,1 Гкал/ч, на узле учета с помощью приборов определяется только время работы приборов узла учета, масса (объем) полученного и возвращенного теплоносителя, а также масса (объем) теплоносителя, расходуемого на подпитку.

99. В системах теплопотребления, подключенных по независимой схеме, дополнительно определяется масса (объем) теплоносителя, расходуемого на подпитку.

100. В открытых системах теплопотребления дополнительно определяются:

а) масса (объем) теплоносителя, израсходованного на водоразбор в системах горячего водоснабжения;
б) среднечасовое давление теплоносителя в подающем и обратном трубопроводах узла учета.

101. Среднечасовые и среднесуточные значения параметров теплоносителя определяются на основании показаний приборов, регистрирующих параметры теплоносителя.

102. В паровых системах теплопотребления на узле учета с помощью приборов определяются:

а) масса (объем) полученного пара;
б) масса (объем) возвращенного конденсата;
в) масса (объем) получаемого пара за каждый час;
г) среднечасовые значения температуры и давления пара;
д) среднечасовая температура возвращаемого конденсата.

103. Среднечасовые значения параметров теплоносителя определяются на основании показаний приборов, регистрирующих эти параметры.

104. В системах теплопотребления, подключенных к тепловым сетям по независимой схеме, определяется масса (объем) конденсата, расходуемого на подпитку.

 

Глава 2. Требования к измерениям, единицам величин, эталонам единиц величин, стандартным образцам, средствам измерений

1) Статья 5. Требования к измерениям

1. Измерения, относящиеся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений, должны выполняться по аттестованным методикам (методам) измерений, за исключением методик (методов) измерений, предназначенных для выполнения прямых измерений, с применением средств измерений утвержденного типа, прошедших поверку. Результаты измерений должны быть выражены в единицах величин, допущенных к применению в Российской Федерации.

2. Методики (методы) измерений, предназначенные для выполнения прямых измерений, вносятся в эксплуатационную документацию на средства измерений. Подтверждение соответствия этих методик (методов) измерений обязательным метрологическим требованиям к измерениям осуществляется в процессе утверждения типов данных средств измерений. В остальных случаях подтверждение соответствия методик (методов) измерений обязательным метрологическим требованиям к измерениям осуществляется путем аттестации методик (методов) измерений. Сведения об аттестованных методиках (методах) измерений передаются в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений проводящими аттестацию юридическими лицами и индивидуальными предпринимателями.

3. Аттестацию методик (методов) измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений, проводят аккредитованные в установленном порядке в области обеспечения единства измерений юридические лица и индивидуальные предприниматели.

4. Порядок аттестации методик (методов) измерений и их применения устанавливается федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим функции по выработке государственной политики и нормативно-правовому регулированию в области обеспечения единства измерений.

5. Федеральные органы исполнительной власти, осуществляющие нормативно-правовое регулирование в областях деятельности, указанных в частях 3 и 4 статьи 1 настоящего Федерального закона, по согласованию с федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим функции по выработке государственной политики и нормативно-правовому регулированию в области обеспечения единства измерений, определяют измерения, относящиеся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений, и устанавливают к ним обязательные метрологические требования, в том числе показатели точности измерений.

6. Федеральный орган исполнительной власти, осуществляющий функции по оказанию государственных услуг и управлению государственным имуществом в области обеспечения единства измерений, ведет единый перечень измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений.

 

2) Статья 1. Цели и сфера действия настоящего Федерального закона

1. Целями настоящего Федерального закона являются:

1) установление правовых основ обеспечения единства измерений в Российской Федерации;

2) защита прав и законных интересов граждан, общества и государства от отрицательных последствий недостоверных результатов измерений;

3) обеспечение потребности граждан, общества и государства в получении объективных, достоверных и сопоставимых результатов измерений, используемых в целях защиты жизни и здоровья граждан, охраны окружающей среды, животного и растительного мира, обеспечения обороны и безопасности государства, в том числе экономической безопасности;

4) содействие развитию экономики Российской Федерации и научно-техническому прогрессу.

2. Настоящий Федеральный закон регулирует отношения, возникающие при выполнении измерений, установлении и соблюдении требований к измерениям, единицам величин, эталонам единиц величин, стандартным образцам, средствам измерений, применении стандартных образцов, средств измерений, методик (методов) измерений, а также при осуществлении деятельности по обеспечению единства измерений, предусмотренной законодательством Российской Федерации об обеспечении единства измерений, в том числе при выполнении работ и оказании услуг по обеспечению единства измерений.

3. Сфера государственного регулирования обеспечения единства измерений распространяется на измерения, к которым в целях, предусмотренных частью 1 настоящей статьи, установлены обязательные требования и которые выполняются при:

1) осуществлении деятельности в области здравоохранения;

2) осуществлении ветеринарной деятельности;

3) осуществлении деятельности в области охраны окружающей среды;

4) осуществлении деятельности по обеспечению безопасности при чрезвычайных ситуациях;

5) выполнении работ по обеспечению безопасных условий и охраны труда;

6) осуществлении производственного контроля за соблюдением установленных законодательством Российской Федерации требований промышленной безопасности к эксплуатации опасного производственного объекта;

7) осуществлении торговли и товарообменных операций, выполнении работ по расфасовке товаров;

8) выполнении государственных учетных операций;

9) оказании услуг почтовой связи и учете объема оказанных услуг электросвязи операторами связи;

10) осуществлении деятельности в области обороны и безопасности государства;

11) осуществлении геодезической и картографической деятельности;

12) осуществлении деятельности в области гидрометеорологии;

13) проведении банковских, налоговых и таможенных операций;

14) выполнении работ по оценке соответствия промышленной продукции и продукции других видов, а также иных объектов установленным законодательст