Корректор газа функции и периодичность проверки устройств корректировки объема топлива

Содержание
  1. Toyoter1 › Блог › Диагностика. Параметры корректировки состава воздушно-топливной смеси (фрагмент статьи).
  2. Решение от 9 июня 2017 г. по делу № А56-1824/2017
  3. Просят заменить счетчик газа и установить с коректором, хотя эксплуатационный период не истек
  4. Коректор газа: функции и периодичность проверки устройств корректировки объема топлива

Toyoter1 › Блог › Диагностика. Параметры корректировки состава воздушно-топливной смеси (фрагмент статьи).

В собственное время сберег себе умную статейку с умного сайта.
September 2007
V.P.Leshchenko
Images and Photos by Author
Употреблены материалы Toyota Technical Training Course 852, Course 874, Course 982
Расчет базовой продолжительности количества топлива

Корректор газа функции и периодичность проверки устройств корректировки объема топлива

Известно всем, что главное назначение БУ двигателем сегодняшнего автомобиля это не только точное
управление составом смеси (временем открытого состояния распылительных устройств) в согласии с нагрузкой на мотор и с учетом его состояния, но минимизация ущерба внешней среде и здоровью людей. Благодаря этому важные «счетные» ресурсы процессора БУ направлены на решение таких задач.

Расчет количества нужного топлива происходит поэтапно.
• Формирование «базового времени впрыска»
• Коррекция времени впрыска по эксплуатационным условиям
• Коррекция по напряжению бортовой сети
Перед началом БУ определяет параметры «базового» количества нужного топлива и значение угла опережения зажигания на основании данных о скорости вращения коленчатого вала и нагрузке на мотор. Эти значения считывается из надлежащих таблиц, запрограммированных заводом-изготовителем, и корректируется с применением поправочного коэффициента, называемого «топливным балансом» (Fuel Trim).

После чего выполняется коррекция состава смеси, которая как правило предусматривает текущие (сегодняшние) параметры системы, другими словами состояние мотора и его систем на данный момент. К таким относятся такие:
• температура охлаждающей жидкости
• температура окружающей среды во впускном коллекторе
• положение дроссельной заслонки
• состав отработавших газов
• давление в топливной системе
• атмосферное давление (высота над уровнем моря)
нагрузка на мотор (Calc Load) определяется по количеству воздуха, поступающего вцилиндры, определяется датчиком расхода/воздушного потока. Возможно применение разных типов: Vane Air Flow meter, Karman Vortex Air Flow meter, Mass Air Flow meter1 или датчиком разрежения (полного давления) во впускном коллекторе (Manifold Absolute Pressure Sensor)
• скорость вращения мотора определяется датчиком положения коленчатого вала
• скорость автомобиля — датчиком скорости
• температура мотора определяется термопреобразователем охлаждающей жидкости
• положение дроссельной заслонки определяется o датчиком положения дроссельной заслонки o датчиком хода в холостую
• температура окружающей среды определяется датчиком температуры окружающей среды
• состав отработавших газов может определяться при помощи следующих датчиков:
кислородные датчики (Oxygen Sensor)
датчики обедненной смеси (Sensor Lean Mixture)
датчики состава топливно-воздушной смеси (Air/Fuel Ratio Sensor)
измеритель содержания NOx2
• высота над уровнем моря — датчиком давления
• давление в топливной системе – соответствующим датчиком в насосе большого давления или в топливной магистрали.
Топливный баланс и обратная связь по составу отработавших газов
Величина корректировки количества топлива, подаваемого в цилиндры по напряжению датчика содержания кислорода, зависит от самых разных факторов. Цель этой корректировки состоит в обеспечении стехиометрического состава смеси.

Если степень нужного вмешательства невелика, к примеру, менее 10%, то БУ справится с этим относительно не сложно. Если необходимо изменения базового значения более чем на 20 %, т.е. для выполнения более важного изменения, компьютер проводит процедуру «переобучения» (адаптации). Делая меньше или делая больше базовое время впрыска топлива в границах допустимого, он проверяет реакцию системы и устанавливает (записывает в память) новое значение данного параметра.

При этом для точного поддержания стехиометрического состава топливно-воздушной смеси (14.7:1) все также применяется напряжение датчиков содержания кислорода. В зависимости от различных факторов, в том числе, от высоты над уровнем моря, износа поршневой группы и распылительных устройств, допусков на качество топлива и на изменения в состоянии мотора, коррекция, определяемая обратной связью по составу отработавших газов, меняется.

В режиме замкнутой обратной связи по напряжению кислородных датчиков происходит изменение состава смеси при помощи маленьких изменений (приращений). Благодаря этому, если нужна сравнительно небольшая коррекция (до 3 %), то ECM очень легко изменяет состав смеси.

В большинстве случаев диапазон потенциального изменения состава смеси составляют ± 20 % от его базового значения.

Корректор газа функции и периодичность проверки устройств корректировки объема топлива

Если необходимо больших изменений и для устранения допустимых погрешностей или уменьшения
времени отклика, в память записывается информация о результатах корректировки смеси в предыдущих поездках. Данная информация применяется в качестве начальной при следующих поездках, чтопозволяет увеличить точность поддержания благоприятного состава топливной смеси сучетом настоящего состояния
мотора. Подобным образом, реализовывается «процедура переобучения ECM», знаменитая с названием «Computer
Relearn Procedures»3. К примеру, в памяти ECM записана «фабричная установка» надобности поддержания
времени впрыска топлива прогретого мотора равного 3.0 мсек. Если после выполнения корректировки по напряжению кислородного датчика окажется, что приходится открывать распылительные устройства при прогретом двигателе импульсами напряжения продолжительностью 3,3 мсек, то при следующих поездках БУ «начнет» регулировку с данного значения.
Влияние топливного баланса на кол-во подаваемого топлива
Топливный баланс (FT-Fuel Trim) — параметр, который показывает (в процентах) на сколько нужно скорректировать продолжительность топливоподачи, для поддерживания благоприятного состава смеси (14.7:1). При применении нескольких датчиков кислорода, система впрыска различает такой параметр для любого из них.

По мимо этого, применяются два разных по существу значения данного параметра.
Долгосрочный топливный баланс (Long Fuel Trim — LFT) определяет величину изменения базового значения состава смеси, которое сделано для её оптимизации. Такой параметр – результат адаптации системы управления к состоянию мотора, его систем и элементов.

К примеру, определённое снижение давления в топливной системе, негерметичность системы впуска или загрязненность распылительных устройств притягивают за собой коррекцию в сторону обогащения смеси.
Положительное значение отвечает обедненной смеси и увеличению топливоподачи. Отрицательное – уменьшению. Диапазон изменений данного параметра составляет ±20%.

Такой параметр входит в состав «потока данных» (Data Stream) при сканировании инжекторных систем.
Долгосрочный топливный баланс (LFT), в отличии от краткосрочного (Short Fuel Trim — SFT), — это коррекция, которая остается в памяти, и после выключения зажигания, и это есть характеристика базового времени топливоподачи.
Непродолжительный топливный баланс (SFT) — добавочная и временная коррекция базового состава смеси, которая предусматривает колебания напряжения кислородного датчика или тока его чувствительного элемента, другими словами «уточняет» состав смеси на данный момент. Обычный диапазон данного параметра составляет ± 20%.

При исправной системе он нечасто более чем ± 10%.
Если базовая длительность топливоподачи приводит к бедной смеси, то баланс SFT реагирует положительной коррекцией (от +1 до +20 %), с тем чтобы сделать больше топливную подачу и обогатить смесь. Если базовая продолжительность чрезмерно велика, то параметр SFT откликается на это отрицательной коррекцией состава смеси (от -1 до -20 %) Для снижения количества топлива (обеднения смеси).

Когда такой параметр находится в диапазоне ± 0%, то это считается показателем нейтрального состояния, при котором состав близок к стехиометрическому. Если изменения SFT значительно выделяются от ±10%, то коррекция LFT изменяет базовую продолжительность впрыска топлива.

Благодаря этому диапазон изменения SFT вновь становится равным ±10%.
В отличии от SFT, которое определяет длительность впрыска топлива только в режиме замкнутой обратной связи, параметр LFT корректирует поправочный показатель базовой длительности впрыска топлива и при разомкнутой обратной связи. В определенных системах значения LFT будут сохранены в энергонезависимой памяти (NVRAM nonvolatile RAM) и не «обнуляются» при отключении аккумулятора.

В данном варианте ЕСМ «помнит» текущее значение корректировки и при следующих поездках применяет сохраненные данные. Однако при этом процесс «переобучения» длится.
При проведении диагностики при помощи сканеров в автомобилях минувших лет (pre- OBD II), параметр LFT отображаются как Target A/F
При диагностике Toyota традиционными инструментальными средствами значение LFT (Learned Voltage Feedback — LVF) можно проверить меряя напряжение на контакте VF1 диагностического разъема DLC No.1.
Для лучшего понимания рассмотрим пример адаптации системы к потенциальному изменению ее
состояний (рис. 3).

Корректор газа функции и периодичность проверки устройств корректировки объема топлива

Пример #1. Представлены параметры исправной топливосистемы. Базовая продолжительность при
указанной нагрузке и скорости вращения коленчатого вала составляет 3.0 мсек. SFT меняется в диапазоне
±10%, анодное напряжение датчика кислорода переключается хорошо. Система в рабочем состоянии и не требует вмешательства.
Пример #2. Представлены параметры при появлении негерметичности впускного коллектора
(«подсос» воздуха). Так как нагрузка на мотор не поменялась, то базовая продолжительность все также составляет 3.0 мсек.
• Дополнительный воздух обедняет смесь, благодаря этому уменьшается анодное напряжение
кислородного датчика.
• SFT бесполезно пытается поправить это положение, но может достигать предела +20%.
• ЕСМ «узнает», что нужно реализовать коррекцию в сторону увеличения базовой длительности впрыска топлива (LFT) для того, чтобы анодное напряжение датчика кислорода пребывало в допустимом рабочем диапазоне.
Пример #3. Показан результат того, что ЕСМ изменил LFT на +10 %. Хотя нагрузка и частота остались прежними, базовое время впрыска топлива теперь составляет 3.3 мсек.
• В этом состоянии система впрыска поставляет достаточно топлива, чтобы возобновить практически обычное переключение напряжения датчика кислорода. Переключения происходят, но диапазон напряжения кислородного датчика смещен в территорию обедненного состава смеси.

Для устранения этого состояния требуется все еще излишняя коррекция (SFT = +15 %).
• ЕСМ проводит долгосрочную коррекцию базовой продолжительности впрыска (LFT) для того, чтобы параметр SFT опять был в диапазоне ±10%.
Пример #4. Описывает результат последующего изменения LFT.

Нагрузка и скорость вращения коленчатого вала остались без изменения (как и в примере #1), но базовая длительность впрыска топлива возросла на 20 % и теперь стала равной 3.6 мсек.
• Базовая продолжительность подачи опять в границах ±10% от заданного времени впрыска.
• Нормальные переключения датчика кислорода сопровождаются изменением SFT ±10% от базовой длительности топливоподачи.
Подобным образом, в результате адаптации системы впрыска к настоящему состоянию системы, состав смеси становится идеальным. Тогда, когда ЕСМ не в состоянии обеспечить нужный состав топливно-воздушной смеси, в его память пишутся коды поломки:
P0171 System too Lean (Bank1)
P0172 System too Rich (Bank1)
P0174 System too Lean (Bank2)
P0175 System to Rich (Bank2)
Достаточно интересно влияние отдельных «непрямых» воздействий на базовую продолжительность впрыска. К примеру, отмечено уменьшение значения данного параметра после промывки распылительных устройств. Не менее примечательна реакция системы впрыска на регулировку опережения зажигания.

После того как произошла установка правильного начального угла опережения зажигания встречается уменьшение времени впрыска на холостом ходу прогретого мотора.

Решение от 9 июня 2017 г. по делу № А56-1824/2017

Арбитражный суд города Петербурга и Ленинградской области
191015, Петербург, Суворовский пр., 50/52
Именем РФ
Дело № А56-1824/2017
09 июня 2017 года
г.Петербург

Резолютивная часть решения объявлена 05 июня 2017 года.
Полный текст решения сделан 09 июня 2017 года.
Арбитражный суд города Петербурга и Ленинградской области в составе:судьи Томпаковой Г.Н.,
при ведении протокола судебного совещания помощником судьи Ли Е.Е.,
рассмотрев в судебном совещании дело по иску:
истец: ООО «Газпром межрегионгаз Петербург» (адрес: Российская Федерация, Петербург, Конногвардейский проспект, 17, лит.А; Российская Федерация 190000, г. Петербург, ул. Галерная, 20-22/А, ОГРН: 1167847278180);
ответчик: ООО «Петербургцемент» (адрес: Российская Федерация 188561, г. Сланцы, Ленинградская обл., Сланцевский р-н, ул. Ломоносова, 25А, ОГРН: 1054700453587);
— от истца: Гливко Н.А., по доверенности №251-2017 от 09.02.2017
Лемберг С.И., по доверенности №002-2017 от 30.12.2016
— от ответчика: Бравок Н.В., по доверенности №69 от 08.09.2016
Булгакова О.Г., по доверенности №55 от 10.05.2017
ООО «Газпром межрегионгаз Петербург» обратилось в Арбитражный суд города Петербурга и Ленинградской области с иском к обществу с ограниченной серьезностью «Петербургцемент» о взыскании задолженности в размере 29 887 454 руб. 18 коп.
От ответчика поступил отзыв, в котором возражает против удовлетворения исковых требований по аргументам, изложенных в нем. Суд приобщил отзыв к материалам дела.
Суд приобщил к материалам дела расширенный отзыв ответчика, разъяснения истца, прошение ответчика об оставлении искового заявления без рассмотрения, возражения ответчика на разъяснения истца, письменную позицию истца на прошение ответчика.
В судебном совещании 24.04.2017 суд обозрел настоящее дополнительное соглашение от 03.10.2016.
При рассмотрении спора судом установлено.
Из искового заявления, с учетом письменных разъяснений Истца от 20.02.2017, следует, что в ноябре 2016 г. Поставщиком была выявлена:
неисправность узла учета газа (дальше — УУГ) Клиента,
несанкционированное вмешательство в работу УУГ,
срыв пломб Поставщика на УУГ Клиента.
Истец указывает, что неисправность УУГ подтверждается 2-мя актами (от 25.11.2016 года и от 30.11.2016), составленными с участием представителя Клиента, в которых зафиксировано, что с 10.00 часов 23 ноября 2016 года по данным УУГ с коректором СПГ-761.2 №19971 — расход газа составлял 0,0м3/ч если есть наличие использования газа.
Несанкционированное вмешательство в работу УУГ состояло, по мнению Истца, в том, что 18.11.2016 без извещения и вызова Поставщика Покупателем был демонтирован и потом вновь поставлен коректор СПГ-761.2 № 19971, а еще заменен измеритель давления. При этом, в коректор были введены несогласованные параметры базы данных.
При демонтаже маскировочного карандаша были сорваны пломбы Поставщика на крышке монтажного отсека.
Несанкционированное вмешательство в работу УУГ и срыв пломб Поставщика подтверждаются актами от 09.08.2016, 25.11.2016, актом от 30.11.2016.
После введения согласованных показателей в базу данных и выполнения приемки УУГ в коммерческую эксплуатацию, с составлением акта, с 15 часов 00 минут 30.11.2016 до 10 часов 00 минут 01.12.2016 объем поставляемого газа определялся по показаниям узла учета газа Клиента.
При подобных обстоятельствах расчет количества установленного в период с 18.11.2016 по 30.11.2016 газа был выполнен Истцом на основании п. 5.3. договора поставки газа, по проектной мощности газоиспользующего оборудования.
С учетом частичной оплаты, размер задолженности Ответчика перед Истцом за поставку газа в ноябре 2016 года составил 29 887 454,18 рублей.
Ответчик с исковыми требованиями не согласился, предоставил прошение об оставлении искового заявления без рассмотрения в связи с несоблюдением претензионного порядка урегулирования спора, предоставил отзыв от 07.02.2017 на исковое заявление и расширенный отзыв от 21.02.2017.
В собственных возражениях Ответчик указал, что УУГ в ноябре 2016 подходил требованиям нормативно-технической документации. Нулевые показания в период с 23.11.2016 по 30.11.2017 Ответчик объяснил снижением использования газа ниже диапазона измеряемых затрат преобразователя расходного ИРВИС-К300 (дальше — счетчик), в связи с чем объем использования УУГ не учитывался.

По мнению Ответчика объем потребленного газа в ноябре 2016 г. нужно было определять исходя из нижнего значения измеряемого диапазона газового счетчика. Поэтому, по мнению Ответчика, на момент подачи иска у Ответчика отсутствовала задолженность перед Истцом в ноябре 2016 года.
Послушав аргументы сторон и изучив материалы дела, суд установил, что при рассмотрении настоящего спора необходимо руководствоваться следующим.
Согласно ст. Раздел IV.

Отдельные виды обязательств > Глава 30. Купля-продажа > § 6. Энергоснабжение > Статья 544.

Плата энергии’ target=’_blank’>544 ГК Российской Федерации, плата энергии выполняется за практически принятое абонентом кол-во энергии в согласии с данными учета энергии, если иное не рассчитано законом, другими правовыми актами или соглашением сторон. Порядок расчетов за энергию определяется законом, другими правовыми актами или соглашением сторон.
Отношения между поставщиками и покупателями газа регулируются Правилами поставки газа в РФ, утвержденными постановлением Правительства РФ от 05.02.1998 № 162 (дальше — Правила поставки газа), а еще Правилами учета газа, утвержденными приказом Минэнерго России от 30.12.2013 № 961 (дальше — Правила учета газа).
В согласии с пунктом 21 Правил поставки газа поставка и отбор газа без учета его объема не разрешается.
В силу пункта 22 Правил поставки газа учет объема газа, передаваемого покупателю, выполняется контрольно-измерительными устройствами стороны, передающей газ, и оформляется документом, подписанным сторонами по форме и в сроки, оговоренные договором поставки газа.
Согласно пункту 23 Правил поставки газа при поломке или отсутствии контрольно-измерительных приборов у передающей стороны объем переданного газа принимается во внимание по контрольно-измерительным приборам принимающей газ стороны, а при их отсутствии или поломки — по объему использования газа, соответствующему проектной мощности неопломбированных газопотребляющих установок и времени, за который подавался газ в период поломки приборов, или другим методом, предусмотренным договором.
Ответственность за техсостояние и поверку контрольно-измерительных учетных приборов газа, в согласии с пунктом 25 Правил поставки газа, несут организации, которым приборы принадлежат.
Порядок организации учета газа найден Правилами учета газа.
Пунктами 1.2, 1.3 Правил учета газа установлено, что при проведении учета газа выполняется упорядоченный сбор, регистрация и обобщение информации о количественных и (или) о количественных и хороших их показателях в настоящем выражении, о наличии и движении путем документального оформления всех операций, которые связаны с добычей, транспортировкой, переработкой, хранением и потреблением. Постепенно осуществляемые действия по сбору, накоплению и составлению информации об учете газа и ее отражению в первичных учетных документах должны учитывать совокупность операций, осуществляемых для определения количественных значений объемов газа и (или) их количественных и хороших критериев, регистрацию, а если необходимо расчет его количественных и (или) количественных и хороших критериев.
В согласии с пунктом 1.8. Правил учета газа средства измерений и (или) технические системы и устройства с измерительными функциями обязаны быть защищенными от неразрешенного вмешательства.
Согласно 3.9 Правил учета газа при отсутствии либо поломки средств измерений и (или) технических систем и устройств с измерительными функциями у потребителя кол-во поданного газа поставщиком или газораспределительной организацией определяется по проектной мощности газопотребляющих объектов исходя из времени, за который подавался газ в период отсутствия либо поломки средств измерения и (или) технических систем и устройств с измерительными функциями.
Как усматривается из материалов дела, Истцом соблюдён претензионный порядок урегулирования спора. Основания для оставления иска без рассмотрения отсутствуют (ч.5. ст.

Раздел I. Общие положения > Глава 1. Важные положения > Статья 4. Право на обращение в арбитражный суд’ target=’_blank’>4 АПК РФ).
Между ООО «Газпром межрегионгаз Петербург» (Поставщик, Истец) и ООО «Петербургцемент» (Покупатель, Ответчик) заключен договор поставки газа № 47-С-4059 от 03.09.2012 (далее-Договор), в согласии с п.2.1. которого Истец обязуется поставлять Ответчику газ горючий настоящий в согласованных объёмах, а Ответчик — получать и платить поставляемый газ в размерах и в сроки, которые установлены Договором.
Прием-передача газа оформляется сторонами каждый месяц путем подписания актов о количестве поданного — принятого газа (п. 5.8.

Договора).
В согласии с пунктом 5.1. Договора поставка газа без его учёта не разрешается.

Учёт газа изготавливается на основании показаний исправных приборов учёта расхода газа, установленных у Поставщика, а при их отсутствии — у Клиента, принятых в коммерческую эксплуатацию Поставщиком (в этом случае прибор учёта газа поставлен у Клиента).
Договором рассчитано, что Покупатель обязан немедленно сообщать Поставщику об авариях, неисправностях учетных приборов и других нарушениях, появляющихся при использовании газом, делать ревизию и пуск приборов учёта только в наличии представителя Поставщика с составлением надлежащих актов (пункт 3.7. Договора); обязательно вызывать Поставщика на приёмку узлов учета газа после поверки или ремонта с необходимым пломбированием узла учёта газа. Употребление газа до приёмки узла учёта газа Поставщиком не разрешается (пункт 5.6.

Договора).
При этом Поставщик в согласии с п.5.3. Договора вправе в вариантах поломки или неверной работы узлов учёта расхода газа Клиента, нарушений Правил учёта газа, требований нормативно-технической документации, регламентирующей исправную работу узлов учета газа, а еще при выявлении отсутствующих пломб поверителя или поставщика, определить кол-во установленного газа по проектной мощности неопломбированных установок, исходя из 24-х рабочих часов их в день за время отсутствия, поломки приборов учёта расхода газа, или другим расчётным методом по выбору Поставщика.
Под неисправностью узла учёта газа Стороны знают подобное состояние, при котором он не отвечает хотя бы одному из требований нормативно-технической документации, в том числе:
-если показания приборов учёта расхода газа выше или ниже паспортной величины;
-если обнаружены повреждённые или отсутствующие пломбы поверителя или Поставщика.
В ходе разбирательства в суде судом установлено, что УУГ Ответчика в период с 18.11.2016 по 30.11.2016 был неисправен, это подтверждено документами, содержащиеся в материалах дела.
23 ноября 2016 г. по модемной связи узла учета газа Ответчика с информационно-измерительной системой Поставщика Истцом была получена информация о расходе 0,0м3/ч на котельной установки Ответчика, во время работы газоиспользующего оборудования. Это обстоятельство Ответчиком не оспаривается и подтверждается 2-мя актами, составленными с участием представителя Ответчика.

Это акты от 25.11.2016 года (л.д. 121, 163, 180) и от 30.11.2016 года (л.д.

119, 181) — в которых зафиксировано, что с 10.00 23 ноября 2016 года по данным узла учёта газа с коректором СПГ-761.2 №19971 — расход газа составлял 0,0м3/ч.
В материалы дела Истцом продемонстрировано письмо производителя маскировочного карандаша СИГ 761.2 №19971 — Научно-производственной фирмы Логика (содержится в приложении к Возражениям Истца от 20.04.2017 на расширенный отзыв Ответчика). Из письма АО «НПФ «Логика» от 20.03.2017 исх. № 144 следует, что вычислитель (коректор) в случае нетактично внесенных в него настроечных показателей базы данных выдаёт неправдивые измерительные результаты, в том числе может фиксировать употребление 0,0м3/час при фактическом прохождении газа через счетчик.
Подобным образом, независимо от величины расхода газа, коректор способен выдавать неправдивые результаты, в том числе нулевые показания расхода, если в него нетактично были внесены настроечные параметры.
То обстоятельство, что в коректор СПГ 761.2 № 19971, который входит в состав УУГ, Ответчиком нетактично были внесены настроечные параметры, что в конечном счете и стало причиной нулевым показаниям расхода газа, подтверждается актом от 30.11.2016, подписанным двумя сторонами (л.д. 119, 181).
Во время проверочных работ узла учета газа 30.11.2016 г. профессионалами Ответчика вместе с экспертами Истца была правильно сформирована база данных маскировочного карандаша. После чего УУГ сразу стал правильно фиксировать объемы газопотребления.

При этом, рабочий режим газоиспользующего оборудования не менялся (л.д. 119, 181).
Поэтому аргумент Ответчика про то, что нулевые показания в маскировочном карандаше газа поясняются тем, что расход газа был ниже границ измерения газового счетчика, считается несостоятельным.
Пунктом 3.1 статьи Раздел I. Общие положения > Глава 7. Подтверждения и доказывание > Статья 70. Освобождение от доказывания обстоятельств, признанных сторонами’ target=’_blank’>70 АПК РФ рассчитано, что обстоятельства, на которые ссылается сторона в обоснование собственных требований или возражений (в этом случае — Истец), считаются признанными обратной стороной, если они ею прямо не оспорены или несогласие с подобными обстоятельствами не вытекает из других подтверждений, обосновывающих представленные возражения относительно создания заявленных требований.
Узел учета газа (узел измерений) — совокупность средств измерений и обработки результатов измерений, измерительных трубо-проводов, добавочных и дополнительных устройств, которые предназначаются чтобы провести измерения, регистрации результатов измерений и расчетов объема газа, приведенного к простым условиям (п. 3.6.

ГОСТ 8.740-2011).
Коректор — средство измерительной техники, которое превращает выходные сигналы газового счетчика, измерительных преобразователей температуры и/или давления и вычисляет объем газа, приведенный к простым условиям (п. 3.3.1.

ГОСТ 8.740-2011).
Исходя из этого, коректор считается важной частью УУГ, который конкретно исполняет функции по расчету объема газа, приведенного к простым условиям и по показаниям которого выполняется плата объемов потребленного газа.
При некорректном внесении настроечных показателей в коректор, УУГ не может рассматриваться как исправный и пригодный для получения достоверных данных по объему потребленного газа.
Подобным образом, утверждения Ответчика, что нулевые показания в маскировочном карандаше газа в неоднозначный период связаны с небольшими расходами газа (ниже нижнего значения измеряемого диапазона счетчика, равного 90 м3/час) носят предположительный характер и документально ничем не подтверждены. В паспорте на счетчик ИРВИС К300 такие сведения также отсутствуют.
Со своей стороны, в распоряжении Истца есть акт проверки УУГ от 16.01.2017 (содержится в приложении к Возражениям Истца от 20.04.2017 на расширенный отзыв Ответчика), из которого следует, что часовой расход на момент проверки составил Q=40 м3/час. Подобным образом, указанным актом, подписанным со стороны Ответчика, подтверждается, что счетчик может померить расход газа ниже Q=90 м3/час, при условиях правильно введенных настроечных показателей в маскировочном карандаше.
Со своей стороны, безучетное употребление газа прямо запрещено п. 21 Правил поставки газа и п. 5.1 Договора.
На основании п. 5.4. Договора пределы измерений приборов узла учета газа должны обеспечивать измерение расхода во всем диапазоне, а Ответчик, как сторона, у которых в собствености узел учета газа, отвечает за безошибочность учета в силу закона и договора.
Подобным образом, Истец правомерно отклонил предложение Ответчика, изложенное в письме от 29.12.2016 и потом в расширенном отзыве от 21.02.2017, утвердить объем газа в неоднозначный период исходя из нижнего значения измеряемого диапазона счетчика, равного 90 м3/час. Указанный расход абсолютно не считается наименьшим пределом измеряемых затрат.

Более того, предложенный Ответчиком способ определения объема газа не предполагается ни Правилами поставки газа, ни Договором.
При подобных обстоятельствах суд обдуманно заключил про то, что в период поставки газа с 18.11.2016 по 30.11.2016 у Ответчика отсутствовал исправный УУГ, который подходил бы требованиям существующего закона, согласованным условиям, а еще нормативно-технической документации. УУГ работал неверно как минимум с момента последней установки маскировочного карандаша, т.е. с 18.11.2016 г., что отражено в акте проверки УУГ от 30.11.2016 г. (л.д.

119, 181), и до составления акта приемки УУГ в эксплуатирование 30.11.2016 г. (л.д. 120, 182).
Суд заключил про то, что кол-во установленного газа в неоднозначный период возможным не представляется определить по данным узла учета газа Ответчика ввиду его поломки, другого способа для определения колличества газа помимо как предусмотреных пунктом 23 Правил поставки газа и пунктом 5.3 договора не имеется.
Более того, судом установлено, что Ответчик в нарушение требований пункта 1.8. Правил учёта газа и пунктов 3.7., 5.1., 5.6.

Договора допустил несанкционированное вмешательство в УУГ, а конкретно без извещения и вызова Поставщика Ответчиком был снят (демонтирован) и дальше вновь поставлен коректор СПГ 761.2 № 19971. Это обстоятельство подтверждается следующими документами.
Последняя проверка узла учёта газа (до спорных событий) была 09.08.2016 года.
Актом от 09.08.2016 года (л.д. 162, 179) зафиксировано, что после следующий поверки был поставлен коректор СПГ 761.2 №19971.

Коректор опломбирован пломбой МРГ-22039568.
Потом Ответчик своими силами демонтирует, опломбированный раньше, коректор СПГ 761.2 №19971 и вновь его устанавливает.
25.11.2016 года данный факт выявляется Поставщиком — в акте от 25.11.2016 года (л.д. 121, 163, 180) отмечено, что коректор СПГ0761.2 №19971 поставлен, однако не принят в коммерческую эксплуатацию в связи с отсутствием согласованных базы данных и настроечных показателей.
Актом от 30.11.2016 года (л.д. 119, 181), составленным также с участием представителя Ответчика, еще раз зафиксирована замена Ответчиком маскировочного карандаша СПГ-761 №8941 на СПГ-761.2 №19971, а еще замена вышедшего из строя датчика давления РПД-И № 1032880002 на подобный измеритель РПД-
И №3027250002. При этом в акте (по информации, предоставленной представителем Ответчика) была указана дата выполнения Ответчиком замен — 18.11.2016 года.

Этим же актом зафиксированы замечания по базе данных маскировочного карандаша.
30 ноября 2016 г. к 15:00 часам по результатам совместной работы представителей Поставщика и Клиента по настройке показателей программирования маскировочного карандаша (ввода базы данных), указанные нарушения были устранены, что отражено в акте приемки узла учета газа, датированном также 30 ноября 2016 г. (л.д. 120, 164, 182).

Этим актом зафиксировано, что коректор СПГ 761.2 №19971 был принят в коммерческую эксплуатацию и опломбирован пломбой МРГ-22051128.
Из распечатки подробного использования газа Ответчиком по данным телеметрии (л.д. 183-184) видно, что, начав с 16 часов 30 ноября 2016 года, возникла фиксация объёма потребляемого газа.
Актами от 25.11.2016 и 30.11.2016 года зафиксировано, что коректор СПГ 761.2 №19971 был демонтирован Ответчиком и вновь поставлен, что говорит об отсутствии в данный этап пломб Поставщика. Чтобы исключить сомнений в отсутствии пломб Истцом был направлен запрос производителю маскировочного карандаша СПГ 761.2 №19971 — Научно-производственной фирме Логика (л.д.

165).
Из ответа АО «НПФ «Логика» за №525 от 22.12.2016 (л.д. 118, 166) следует, что снятие маскировочного карандаша с места крепежа приводит к нарушению целостности пломбы Поставщика на крышке монтажного отсека и/или к ударам царапинам и так далее маскировочного карандаша.
Подобным образом, факт нарушения Правил учёта газа и поломки (неверной работы) УУГ, дающий Истцу право в согласии с пунктом 23 Правил поставки газа и пунктом 5.3 Договора произвести обозначение объёма установленного Ответчику газа по проектной мощности неопломбированных установок исходя из 24-х рабочих часов в день подтверждается имеющимися в деле подтверждениями.
В согласии с п.5.3 Договора, Покупатель обязан немедленно устанавливать в популярность Поставщика обо всех случаях поломки узла учета газа, в другом случае, расчеты по проектной мощности производятся с момента последней проверки учетных приборов газа Клиента представителем Поставщика в текущем месяце, а если проверка не производилась, — с первого числа текущего месяца до момента устранения поломки.
Так как актом от 30.11.2016 года, подписанным двумя сторонами, было зафиксировано, что замена маскировочного карандаша случилась 18.11.2016 г., то период расчета был найден с 18.11.2016 до 15 часов 30.11.2016 г. Расчет за указанный период был выполнен по проектной мощности неопломбированных установок, исходя из 24-х рабочих часов их в день.
После приемки узла учета в коммерческую эксплуатацию, с составлением акта, с 15 часов 00 минут 30.11.2016 до 10 часов 00 минут 01.12.2016 объем поставляемого газа определялся по показаниям узла учета газа ООО «Петербургцемент».
Исходя из этого, объем установленного газа в ноябре 2016 года был рассчитывается так:
— с 10 часов 00 минут 01.11.2016 до 10 часов 00 минут 18.11.2016 — по показаниям узла учета газа ООО «Петербургцемент»: V= 2 085 901 м3;
с 10 часов 00 минут 18.11.2016 до 15 часов 00 минут 30.11.2016 — по проектной мощности неопломбированных установок, исходя из 24-х рабочих часов их в день: Кол-во часов с 18.11.2016 до 15- 30.11.2016 = 293 ч. Проектная мощность =21 460 м3/ч (согласно Приложению № 1 к договору поставки газа № 47-С-4059 от 03.09.2012). V= 293 * 21 460 = 6 287 780 м3;
с 15 часов 00 минут 30.11.2016 до 10 часов 00 минут 01.12.2016 — по показаниям узла учета газа ООО «Петербургцемент»: V= 7 184 м».
07.12.2016 с сопроводительным письмом от 06.12.2016 исх.№ВС-12/12537 Ответчику были переданы на подписание акты поданного-принятого газа (в 2-х экземплярах каждый) с указыванием объема потребленного газа в ноябре 2016 и с приложение произведенного расчета колличества газа за ноябрь 2016 года, в том числе по проектной мощности (л.д. 187-194).

Акты из расчета были доставлены в адрес ООО «Петербургцемент» и вручены секретарю Булгаковой Е.В., о чем говорит подпись секретаря с расшифровкой фамилии, имени и отчества, штамп организации с указыванием вх.№ б/н от 07.12.2016 на сопроводительном письме.
В ответ на направлены акты Ответчик предоставил собственные возражения в письме от 09.12.2016 № б/н (л.д. 195-196).
В целях оплаты поставки газа за ноябрь 2016г. Поставщик выставил Покупателю товарные накладные от 30.11.2016 № 2С4059-611-0120740, № 2С4059КГ-611-0119755, счета-фактуры от 30.11.2016 №2С4059КГ-611-0119755 и №2С4059-611-0120740 общей стоимостью 43 229 159,05 руб. (л.д.

207-210). Данные платежные документы были оплачены частично, размер задолженности Ответчика перед Истцом за поставку газа в ноябре 2016 года составил 29 887 454,18 рублей, в т.ч.

НДС, что говорит о ненадлежащем исполнении Отвечиком собственных обязательств.
Суд, оценив и исследовав в порядке, предусмотренном статьей Раздел I. Общие положения > Глава 7. Подтверждения и доказывание > Статья 71. Оценка подтверждений’ target=’_blank’>71 АПК РФ, представленные сторонами в обоснование собственных аргументов и возражений подтверждения, заключил про то, что Истец предоставил достаточные подтверждения того, что им подобающим образом исполнены обязательства по поставке газа и расчет, произведенный по проектной мощности газоиспользующего оборудования, обоснован и подтверждается материалами дела, а условие о взыскании задолженности подлежит удовлетворению.
Издержки по оплате госпошлины в согласии со ст. Раздел I. Общие положения > Глава 9. Судебные издержки > Статья 110.

Распределение судебных затрат между лицами, участвующими в деле’ target=’_blank’>110 Арбитражного Процессуального Кодекса РФ подлежат отнесению на Ответчика.
Взять с общества с ограниченной серьезностью «Петербургцемент» в пользу общества с ограниченной серьезностью «Газпром межрегионгаз Петербург» задолженность в размере 29 887 454 руб. 18 коп., а еще 172 437 руб.

27 коп. затрат на оплату госпошлины.
Решение может быть обжаловано в Тринадцатый арбитражный апелляционный суд на протяжении четырех недель со дня принятия.

Просят заменить счетчик газа и установить с коректором, хотя эксплуатационный период не истек

регионгаз требует замену счетчика газа до 1.01.2019г эксплуатационный период до 2024г однако без маскировочного карандаша

Добрый день. Требования установки счетчика газа с теромокорецией затрагивают по большей части для юр лиц.

ГОСТ 8.740-11.
Согластно ГОСТа 8.740-2011:
1. При невысоком давлении газа (не больше 0,005 МПа) и расходе не больше 100 м3/час позволяется применение газовых счетчиков с механической и автоматической коррекцией объема газа исключительно по температуре газа.
2. При высоком расходе газа более 100 м3/час, при любом давлении (невысоком, среднем, высоком), при расходе газа от 16 м3/час до 100 м3/час, при среднем и большом давлении, измерение объема газа проводят исключительно с применением измерительно-вычислительного комплекса, другими словами с использованием узла измерения газа.
Для граждан, при отсутствии счетчика с термокоррекцией действует следующее требование, пункт 26 «Правил поставки газа для обеспечения коммунально-бытовых нужд граждан» утвержденный Постановлением Правительства РФ от 21 июля 2008 г. №549: «Объем потребленного газа по показаниям учетного прибора газа, не содержащего температурной компенсации, определяется как разница показаний учетного прибора газа на начало и конец отчетного периода, помноженная на температурный показатель (показатель приведения к простым условиям), утверждаемый для этих типов учетных приборов газа Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии».
Для чего Федеральное агентство по техническому регулированию и метрологии (Росстандарт) на каждое полугодие говорит температурные коэффициенты к показаниям учетных приборов газа, которые не имеют температурной компенсации.
В отношении юрлиц все трудно:
1) Пункт 21. Правил поставки газа «Поставка и отбор газа без учета его объема не допускаются».
2) Пункт 1. статьи 5 закона Об обеспечении единства измерений «Измерения, которые относятся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений, обязаны производится по первичным референтным методикам (методам) измерений, референтным методикам (методам) измерений и иным аттестованным методикам (методам) измерений, кроме методик (методов) измерений, которые предназначены для выполнения прямых измерений, с использованием средств измерений утвержденного типа, прошедших поверку. Измерительные результаты обязаны быть выражены в единицах величин, допущенных к использованию в РФ».
3) В пункт 1.6. Правила учета газа «Средства измерений и (или) технические системы и устройства с измерительными функциями, используемые для учета газа в сферах государственного регулирования, должны соответсвовать требованиям законодательства РФ об обеспечении единства измерений».
4) Пункт 2.9. Правила учета газа «Измерения объема газа делаются по аттестованным в соответствии с правилами методикам (методам) измерений».
Обычными словами можно объяснить так: При использования узла измерения, измерения объема газа должно делаться по аттестованному в соответствии с правилами методике (методу) измерения. А это в автоматизированном порядке предполагает использование измерительно-вычислительного комплекса для перерасчета температуры, давления, плотности газа, коэфф. сжимаемости газа и т.д.

Коректор газа: функции и периодичность проверки устройств корректировки объема топлива

Корректор газа функции и периодичность проверки устройств корректировки объема топлива
Корректор газа функции и периодичность проверки устройств корректировки объема топлива

На Ваше обращение по вопросу надобности установки электронного
маскировочного карандаша сообщаю.
Кол-во газа должно определяться при помощи узла учета газа,
состоящего из комплекта средств измерений, надлежащих
существующим и аттестованным в соответствии с правилами методикам
(методам) измерений, методиками выполнения измерений.
УУГ должен также подходить Правилам учета газа, Правилам
поставки газа и остальными существующим нормативным документам, в том числе
утвержденным Федеральным агентством по техническому регулированию и
метрологии (ГОСТ Р8.740-2011 для турбинных, ротационных и вихревых
газовых счетчиков и по ГОСТ 8.586-2005, МИ 2638-2001,РД50-411, для
измерения расхода и количества жидкостей и газов при помощи типовых
сужающих устройств).
Пределы позволяемой относительной неточности измерения объема
газа, приведенного к простым условиям для УУГ должны
подходить п.7.2.1 ГОСТ Р 8.741-2011.
Установка средств измерения. и их работа обязаны производится
в согласии с документацией в техническом плане на них и методиками
измерений (методиками выполнения измерений).
Средства измерения, входящие в состав УУГ, подбираются на
основании техзадания (решения) и проекта в согласии с
тратами газопотребляющего оборудования и эксплуатационными условиями.
Тех. задание (решение) и проект обязаны быть согласованы со всеми
заинтересованными сторонами.
В состав УУГ обязаны входить:
— Датчики полного (лишнего) давления различных
изготовителей. Лучше всего применять датчики полного давления
с выходным сигналом тока 4-20мА и совместимым с коректором
(вычислителем). В случае измерения расхода газов при помощи типовых
сужающих устройств применяются датчики разности давления с выходным
сигналом тока 4-20мА, совместимые с вычислителем.
— Температурные датчики. Лучше всего применять
датчики температуры сопротивления Pt 100П(100 Ом) с 3-х и 4-х проводной
линией подсоединения к маскировочному карандашу (вычислителю).
— Средства контроля измения давления (при измерении по ГОСТ Р 8.740-2011).
— Коректор (вычислитель) совместимый с оборудованием телеметрии
АСУПГ «Мособлгаз».
Согласно п. 3.20 Правил учета газа, утвержденными приказом
Минэнерго России от 30.12.2013 № 961: «Учет при потреблении попутного
(нефтяного) газа должен учитывать измерение и регистрацию его
количественных критериев при входе в газопотребляющий объект».
Раздел 9 ГОСТ Р 8.740-2011 «Государственная система обеспечения
единства измерений. Расход и кол-во газа. Методика измерений с
помощью турбинных, ротационных и вихревых расходомеров и счетчиков»
определяет требования к составу средств измерений, средств обработки
результатов измерений, добавочных и дополнительных устройств.
Основные фонды измерения в себя включают средства измерения
давления, температуры, расходомер-счетчик газа.
для обработки результатов измерений используют маскировочные карандаши,
вычислители, измерительно- вычислительные комплексы.
Средства обработки результатов измерений должны в зависимости от
используемого метода перерасчета изменить выходные сигналы от
основных фондов измерений, автоматично определять объемный расход
и/или объем газа. приведенный к простым условиям.
Измерительно-вычислительные комплексы (ИВК) в собственном составе имеют
первичный преобразователь (счетчик), средства измерения полного
давления, средства измерения температуры, коректор, по специализированному
заказу в набор ИВК включается преобразователь измения давления (для
определения степени загрязненности счетчика).
Средства измерения, входящие в состав УУГ ставящиеся у
частных лиц, используемые для индивидуального учета, подбираются
проектной организацией в согласии с тратами газопотребляющего
оборудования и эксплуатационными условиями. Проект должен быть согласован
со всеми заинтересованными сторонами.
У частных лиц в зависимости от затрат и эксплуатационных условий
монтируются узлы учета газа на базе диафрагменных счетчиков
типоразмера от G 1/6 до G-16, коммунально-диафрагменных счетчиков
типоразмера от G-25 до G-65, счетчиков с вмонтированным запорным клапаном и
смарт-картой, счетчиков с вмонтированным запорным клапаном и GSM-
модулем, ротационных и турбинных счетчиков с вычислителем (коректором).
Перед счетчиками топоразмера от G-6 до П-65 дополнительно
устанавливается отсечной клапан со смарт-картой.[SIZE=16px]

Комментариев нет, будьте первым кто его оставит

Вам нужно войти, чтобы оставить комментарий.