Comunica experienta
MonitorulJuridic.ro
──────────
Aprobate prin ORDINUL nr. 63 din 26 aprilie 2023, publicat în Monitorul oficial al României, Partea I, nr. 363 din 28 aprilie 2023.
──────────
CAP. I
Dispoziţii generale
SECŢIUNEA 1
Scopul, obiectul şi domeniul de aplicare
ART. 1
(1) Prezentele reguli stabilesc liniile directoare pentru transformarea sau conversia sistemului de distribuţie a gazelor naturale în vederea pregătirii acestuia pentru injectarea unor cantităţi de hidrogen produs prin utilizarea surselor de energie regenerabilă.
(2) Liniile directoare prevăzute la alin. (1) stau la baza elaborării Planului de transformare a sistemului de distribuţie a gazelor naturale - PTDG.
(3) Sistemul de distribuţie a gazelor naturale poate fi împărţit în mai multe sisteme de distribuţie - subsisteme de distribuţie cu particularităţi diferite, respectiv:
a) în funcţie de zona de conversie;
b) în funcţie de zona administrativ-teritorială în care sunt amplasate;
c) în funcţie de sursa de alimentare: cu gaze naturale, cu amestec gaze naturale şi hidrogen, cu hidrogen etc.;
d) în funcţie de topologia SD etc.
ART. 2
(1) Liniile directoare prevăzute la art. 1 alin. (1) reprezintă o abordare unitară în procesul de transformare a sistemului de distribuţie a gazelor naturale şi sunt un instrument pentru OSD/UAT în vederea atingerii obiectivului de neutralitate climatică.
(2) PTDG consolidat, pentru toţi OSD la nivel naţional, trebuie să îndeplinească obiectivul României în materie de climă.
ART. 3
Obiectul prezentelor reguli urmăreşte planificarea zonelor de conversie a SD, care pot funcţiona pentru o perioadă cu:
a) amestec de gaze naturale şi hidrogen; sau
b) hidrogen; sau
c) gaze naturale.
ART. 4
(1) Hidrogenul, în conformitate cu prevederile art. 156^3 alin. (2) din Lege, se utilizează în scopul:
a) realizării de activităţi comerciale;
b) asigurării securităţii în alimentarea cu gaze naturale a clienţilor finali;
c) armonizării variaţiilor consumului sezonier, zilnic şi orar cu alte surse de gaze disponibile;
d) decarbonizării sistemului de transport/distribuţie al/a gazelor naturale.
(2) SD existent şi pus în funcţiune se transformă treptat într-un sistem de distribuţie pentru hidrogen.
(3) Hidrogenul în comparaţie cu gazele naturale are proprietăţi fizice şi caracteristici de ardere diferite, drept care puterea calorifică, indicele Wobbe, densitatea relativă etc. se modifică odată cu creşterea conţinutului de hidrogen în amestec.
ART. 5
(1) Prezentele reguli se aplică de:
a) OSD, pentru:
(i) SD existent şi pus în funcţiune;
(ii) SD existent şi pus în funcţiune
b) UAT care au obţinut autorizaţie de înfiinţare a sistemului de distribuţie a gazelor naturale, conform prevederilor art. 11 alin. (3) din Regulamentul pentru acordarea autorizaţiilor de înfiinţare şi a licenţelor în sectorul gazelor naturale, aprobat prin Ordinul preşedintelui ANRE nr. 199/2020, cu modificările ulterioare, pentru SD proiectat şi nepus în funcţiune;
c) operatorul economic care deţine licenţa pentru desfăşurarea activităţii de exploatare comercială a instalaţiilor de producere a hidrogenului.
(2) Planificarea zonelor de conversie, prevăzută la art. 3, se realizează astfel:
a) de personalul OSD, care deţine calitatea de instalator autorizat de ANRE pentru proiectarea şi/sau execuţia sistemelor de distribuţie a gazelor naturale, a sistemelor de distribuţie închise, a instalaţiilor de utilizare a gazelor naturale ce funcţionează în regim de presiune egală sau mai mică de 10·• 10^5 Pa (10 bar), pentru situaţia prevăzută la alin. (1) lit. a);
b) de proiectant, pentru situaţia prevăzută la alin. (1) lit. b).
(3) Studiile de perspectivă prevăzute la art. 138 alin. (1) lit. l) din Lege iau în considerare prevederile prezentelor reguli.
ART. 6
Prezentele reguli nu se aplică de:
a) operatorul sistemului de înmagazinare a gazelor naturale;
b) operatorul terminalului GNL;
c) furnizorii de gaze naturale;
d) traderii de gaze naturale;
e) administratorii pieţelor centralizate.
SECŢIUNEA a 2-a
Abrevieri, termeni şi expresii
ART. 7
(1) Termenii sau expresiile utilizate în prezentele reguli sunt definiţi/definite astfel:
a) pregătire pentru H - determinarea pe termen lung, adecvarea şi capacitatea de utilizare a obiectivelor SD pentru funcţionarea cu hidrogen;
b) proiectant - operatorul economic autorizat de ANRE pentru proiectarea sistemelor de distribuţie a gazelor naturale, a sistemelor de distribuţie închise, a instalaţiilor de utilizare a gazelor naturale ce funcţionează în regim de presiune egală sau mai mică de 10·• 10^5 Pa (10 bar), care a realizat documentaţia tehnică/proiectul tehnic pentru situaţia prevăzută la art. 5 alin. (1) lit. b);
c) sistemul inteligent de distribuţie a gazelor naturale - sistemul de distribuţie a gazelor naturale definit conform prevederilor art. 2 din Ordonanţa de urgenţă a Guvernului nr. 128/2020 privind unele măsuri pentru instituirea Programului naţional de racordare a populaţiei şi clienţilor noncasnici la sistemul inteligent de distribuţie a gazelor naturale, aprobată cu modificări prin Legea nr. 214/2020;
d) zona de conversie - părţi din SD, determinate logic, care pot fi separate, din punct de vedere hidraulic, pentru a funcţiona pentru o perioadă cu amestec de gaze naturale şi hidrogen sau cu hidrogen sau cu gaze naturale.
(2) Abrevierile utilizate în prezentele reguli sunt următoarele:
a) ANRE - Autoritatea Naţională de Reglementare în Domeniul Energiei;
b) CA - conducte de alimentare din amonte;
c) GNL - gaze naturale lichefiate;
d) H - hidrogen;
e) Lege - Legea energiei electrice şi a gazelor naturale nr. 123/2012, cu modificările şi completările ulterioare;
f) OH - operatorul economic care deţine licenţa pentru desfăşurarea activităţii de exploatare comercială a instalaţiilor de producere a hidrogenului;
g) OSD - operatorul de distribuţie a gazelor naturale sau operatorul sistemului de distribuţie închis, după caz;
h) PRM - postul de reglare-măsurare a gazelor naturale;
i) PM - postul de măsurare a gazelor naturale;
j) SD - sistemul de distribuţie a gazelor naturale, sistemul de distribuţie închis sau sistemul inteligent de distribuţie a gazelor naturale;
k) SM - staţia de măsurare a gazelor naturale;
l) SRM - staţia de reglare-măsurare a gazelor naturale;
m) ST - sistemul de transport al gazelor naturale;
n) subSD - subsistem de distribuţie care poate fi alimentat cu gaze naturale, amestec de gaze naturale şi hidrogen sau cu hidrogen;
o) UAT - unitate administrativ-teritorială şi/sau asocierile acesteia.
(3) Termenii prevăzuţi la alin. (1) se completează cu termenii definiţi în Lege, precum şi în legislaţia secundară aplicabilă sectorului gazelor naturale.
CAP. II
Planul de transformare a sistemului de distribuţie a gazelor naturale
SECŢIUNEA 1
Generalităţi
ART. 8
(1) PTDG aferent SD existent şi pus în funcţiune este un plan multianual.
(2) Analizele aferente PTDG aferent SD existent şi pus în funcţiune se aprofundează de la an la an de OSD.
ART. 9
PTDG constituie instrumentul central de planificare pentru decarbonizarea SD.
ART. 10
(1) PTDG este elaborat de OSD sau proiectant, după caz.
(2) PTDG cuprinde următoarele categorii de analize:
a) analiza privind alimentarea SD;
b) analiza capacităţii;
c) analiza clienţilor, care pot fi clienţii finali sau potenţiali viitori clienţi finali, de la caz la caz;
d) analiza tehnică a SD.
SECŢIUNEA a 2-a
Analiza privind alimentarea sistemului de distribuţie a gazelor naturale
ART. 11
Analiza prevăzută la art. 10 alin. (2) lit. a) priveşte sursa de alimentare cu gaze naturale a SD, respectiv:
a) provenienţa acestora, şi anume se subliniază dacă SD este alimentat şi cu alte gaze naturale decât cele provenite din zăcămintele de gaz metan, gazele dizolvate în ţiţei, cele din câmpul de gaze asociat zăcămintelor de ţiţei, precum şi gazele rezultate din extracţia sau separarea hidrocarburilor lichide, respectiv gaze naturale sintetice, biogaz, biometan etc.;
b) calitatea gazelor naturale prin prisma cerinţelor minime de calitate prevăzute în anexa nr. 5 la Regulamentul de măsurare a cantităţilor de gaze naturale tranzacţionate în România, aprobat prin Ordinul preşedintelui ANRE nr. 62/2008, cu modificările şi completările ulterioare.
ART. 12
Pentru realizarea analizei privind alimentarea sunt necesare următoarele:
a) crearea unei liste a surselor de alimentare cu gaze naturale a SD, provenite din CA/ST/alt SD;
b) verificarea posibilităţii alimentării cu alte tipuri de gaze decât cu gazele naturale; verificarea locaţiilor altor tipuri de gaze;
c) identificarea familiei de gaze cu care sunt alimentate SD;
d) primirea informaţiilor cu privire la continuitatea în alimentare din partea producătorilor locali de biogaz, biometan, dacă aceştia există;
e) urmărirea calităţii sursei de alimentare şi a puterii calorifice superioare şi inferioare a acesteia, respectiv: gaze naturale, amestecul gaze naturale şi biogaz/biometan, amestecul gaze naturale şi hidrogen, hidrogen etc.
ART. 13
(1) OSD/Proiectantul stabileşte proceduri adecvate de măsurare şi control:
a) al amestecului de gaze naturale şi hidrogen;
b) al prevenirii fluctuaţiei concentraţiei de hidrogen în gazele naturale.
(2) Pentru monitorizarea calităţii gazului^1 se iau în considerare următorii parametri de calitate:
a) concentraţia de H, exprimată în procente volumetrice [vol-%];
b) puterile calorifice superioare şi inferioare ale amestecului de gaze [kWh/m^3];
c) indicele Wobbe al amestecului de gaze [kWh/m^3];
d) densitatea amestecului de gaze, în condiţii standard [kg/m^3];
e) componentele amestecului de gaze, exprimate în procente molare [mol-%].
^1 Gaz - poate fi gazele naturale, amestecul gaze naturale şi biogaz/biometan, amestecul gaze naturale şi hidrogen, hidrogen etc.
SECŢIUNEA a 3-a
Analiza de capacitate şi a clienţilor
ART. 14
(1) Analizele prevăzute la art. 10 alin. (2) lit. b) şi c) se pot realiza într-o singură secţiune.
(2) Scopul analizei de capacitate este de a clasifica SD în zone de conversie - subSD.
ART. 15
(1) Scopul analizei capacităţii, prevăzută la art. 10 alin. (2) lit. b), este de a diviza SD în zone de conversie.
(2) Analiza de capacitate, împreună cu celelalte analize ale PTDG, oferă o bază pentru o divizare a SD în zone de conversie până la transformarea totală a SD în vederea aprovizionării viitoare cu 100% hidrogen.
ART. 16
(1) În situaţia unor scenarii intermediare sau finale cu amestec de gaze naturale şi hidrogen, acestea sunt luate în considerare în mod corespunzător pentru fiecare zonă de conversie, fiind necesară realizarea unor evaluări.
(2) Evaluările prevăzute la alin. (1) sunt:
a) evaluarea de jos în sus;
b) evaluarea de sus în jos.
(3) Evaluările prevăzute la alin. (2) sunt interdependente şi sunt gestionate împreună în practică.
ART. 17
(1) Evaluarea de jos în sus, prevăzută laart. 16 alin. (2) lit. a), presupune efectuarea următoarelor activităţi:
a) determinarea capacităţii şi a topologiei SD, respectiv:
(i) examinarea energiei şi a capacităţii necesare pentru SD sau subSD, dacă este cazul, la punctul de interconectare a SD cu sistemul amplasat în amonte; capacitatea este dată de echipamentele de măsurare la punctele de interconectare a SD şi formează baza cantităţilor de gaze naturale care urmează să fie înlocuite cu cantităţile de hidrogen; nu se iau în calcul cantităţile de biogaz, biometan, gaze naturale sintetice produse local
(ii) divizarea SD pe zone de conversie
b) determinarea şi evaluarea grupurilor de clienţi, respectiv analiza clienţilor prevăzută la art. 10 alin. (2) lit. c), se efectuează după finalizarea activităţii prevăzute la lit. a), pe principalii clienţi din zona de conversie, şi poate consta în următoarele tipuri de grupuri:
(i) clienţi cu specificaţii speciale de decarbonizare (taxonomie etc.)
(ii) clienţii individuali, mari, cu nevoi de decarbonizare precizate prin acte normative specifice sau dependenţi de un contract sau de piaţă; aceşti clienţi pot creşte prioritatea de conversie a subSD; dacă este necesar, aceşti clienţi pot fi convertiţi separat (furnizare intermediară separată cu H)
(iii) clienţi industriali care nu sunt clasificaţi în categoriile prevăzute la pct. (i) sau (ii) şi care au un potenţial mare de decarbonizare
(iv) OSD situaţi în aval de SD/subSD, pentru care se efectuează PTDG
(v) clienţii care nu au în prezent o racordare la SD, dar care şi-au exprimat interesul pentru hidrogen
(vi) clienţi cu cerinţe specifice în ceea ce priveşte calitatea gazului utilizat pentru procesele de producţie; aceşti clienţi pot influenţa şi prioritiza conversia unui SD în zone de conversie
(vii) clienţi cu alte cerinţe sau circumstanţe relevante cu impact asupra planificării; aceştia sunt clienţii despre care se ştie că pot decarboniza prin electrificare sau sunt clienţii amplasaţi în zone în care sunt soluţiile alternative de încălzire cunoscute, de exemplu, încălzirea centralizată, ambele situaţii sunt planificate ca parte a aprovizionării integrate
c) determinarea evoluţiei de-a lungul anilor - analiza valorii-ţintă se realizează pe baza rezultatelor prevăzute lalit. a) şi b), la care se adaugă ţintele globale de decarbonizare şi obiectivele strategice ale OSD în materie de climă.
(2) Analiza valorii-ţintă prevăzută la alin. (1) lit. c) se actualizează an de an, atât pentru SD, cât şi pentru zonele de conversie.
(3) Zonele de conversie se modifică anual, până când SD utilizează 100% hidrogen.
ART. 18
Evaluarea de sus în jos, prevăzută la art. 16 alin. (2) lit. b), presupune efectuarea următoarelor activităţi:
a) stabilirea dialogului şi obţinerea de informaţii, care constau în:
(i) determinarea secţiunilor de conducte sau a punctelor de interconectare a SD; momentul în care se introduce hidrogenul în SD/subSD, cantitatea de hidrogen ce urmează să se injecteze în SD/subSD
(ii) detalierea condiţiilor tehnice existente la SD având în vedere racordarea acestuia la CA/ST/alt SD
(iii) determinarea necesităţii ca un amestec de gaze naturale şi hidrogen să poată fi considerat o soluţie alternativă în timp
b) reevaluarea posibilităţilor:
(i) de îndată ce este disponibilă o planificare iniţială orientativă de conversie, respectiv o evaluare de jos în sus, conform prevederilor art. 17 sau în cazul unui conflict cu privire la programarea pentru analiza valorii-ţintă, operatorii sistemelor din amonte - OH sunt consultaţi de către OSD/proiectant pentru soluţionarea conflictului
(ii) determinarea cerinţelor din PTDG trebuie coordonată cu procesele corespunzătoare din partea OH
(iii) OSD/proiectantul, pe baza SD existent/proiectat şi a clienţilor, informează OH unde, când şi de câtă capacitate sau cantitate de hidrogen are nevoie, fie pentru SD existent, fie pentru noi puncte de racordare la SD
(iv) OSD/proiectantul iniţiază contacte cu operatorii sistemelor amplasaţi în aval, în timp util, clarifică şi stabileşte conţinutul schimbului de informaţii necesar ambelor părţi
SECŢIUNEA a 4-a
Analiza tehnică a SD
ART. 19
Analiza prevăzută la art. 10 alin. (2) lit. d) priveşte toate obiectivele SD şi constă în:
a) divizarea SD în zone de conversie;
b) analiza hidraulică a SD şi a subSD.
ART. 20
(1) Pentru realizarea analizei tehnice a SD, care urmează a fi convertit, inclusiv racordurile, OSD/proiectantul înregistrează în PTGN următoarele date despre conductă:
a) materialul tubular folosit;
b) diametrul şi lungimea conductelor;
c) presiunea maximă de operare pe conductă;
d) presiunea nominală (din proiect);
e) anul de construcţie a SD existent;
f) grosimea de perete a conductei;
g) producătorul materialului tubular al conductei pe SD existent (dacă este cunoscut);
h) armăturile şi fitingurile utilizate sau care urmează să se utilizeze;
i) debitul de gaze naturale distribuit sau care urmează să fie distribuit;
j) poziţionarea conductei faţă de alte canalizaţii;
k) tipul protecţiei anticorozive a conductelor din oţel, montate subteran;
l) evaluarea defectelor (cu documentarea defectelor înregistrate şi a celor posibile); se determină inclusiv tipul şi frecvenţa defectelor pentru SD existent;
m) activităţile de întreţinere şi mentenanţă;
n) modul de asigurare a electrosecurităţii conductelor şi instalaţiilor aferente, precum şi efectuarea determinărilor privind starea de coroziune;
o) rezultatele efectuării determinărilor de potenţial;
p) rezultatele metodelor nedistructive de control (pentru controlul calităţii sudurilor);
q) evaluarea analizei de risc pentru componentele şi ansamblurile prin care se atestă conversia SD din gaze naturale în amestecul de gaze naturale şi hidrogen;
r) odorizantul folosit şi condiţiile de odorizare; influenţa hidrogenului asupra odorizantului atât din punct de vedere calitativ, cât şi cantitativ;
s) rapoartele de expertiză tehnică la SD existent sau la obiectivele acestuia, dacă există;
t) testarea ulterioară a SD/subSD cu un amestec de gaze naturale şi un procent prestabilit de hidrogen.
(2) Analiza tehnică a elementelor de conductă, în condiţii normale de presiune şi temperatură a amestecului de gaze naturale şi hidrogen, trebuie să ia în calcul şi apariţia în timpul funcţionării a unei probleme tehnice - reducerea grosimii de conductă, crăpături etc.
ART. 21
(1) Analiza tehnică a SD mai cuprinde:
a) analiza altor componente ale conductei care nu sunt detaliate la art. 20, respectiv filtre, decantoare pentru SD care sunt alimentate din CA/ST şi unde există posibilitatea contaminării conductei cu impurităţi asociate gazelor extrase din zăcământ (apă sărată, fracţii grele etc.), respectiv apă meteorică datorită unor activităţi specifice de mentenanţă a conductelor de transport;
b) analiza instalaţiilor de injecţie a hidrogenului în SD, respectiv:
(i) poziţionarea acestora faţă de SD
(ii) părţile componente ale instalaţiei de injecţie a hidrogenului
(iii) calitatea şi provenienţa hidrogenului
(iv) cantitatea de hidrogen injectată etc.
c) analiza instalaţiilor de racordare din SD (racord şi SRM/SM/PRM/PM) prin prisma utilizării amestecului de gaze naturale şi hidrogen, respectiv:
(i) impactul amestecului de gaze naturale şi hidrogen asupra sistemelor/mijloacelor de măsurare care trebuie să corespundă parametrilor de calitate a amestecului măsurat
(ii) analiza funcţionării SRM/SM/PRM/PM pentru întregul domeniu de debite, presiuni şi temperaturi specifice şi în limitele de variaţie a compoziţiei chimice a amestecului de gaze naturale şi hidrogen
(iii) impactul amestecului de gaze naturale şi hidrogen asupra diametrului interior al conductelor situate în amonte de dispozitivul de reglare a presiunii din SRM
d) analiza instalaţiilor de utilizare a gazelor naturale ale clienţilor finali prin prisma arderii amestecului de gaze naturale şi hidrogen de către aparatele consumatoare de combustibili gazoşi aflate în funcţiune sau care urmează să fie puse în funcţiune, respectiv:
(i) identificarea aparatelor consumatoare de combustibili gazoşi aflate în funcţiune
(ii) adaptabilitatea sau neadaptabilitatea aparatelor consumatoare de combustibili gazoşi aflate în funcţiune la arderea amestecului de gaze naturale şi hidrogen; în cazul neadaptabilităţii acestora se recomandă înlocuirea lor
(iii) impactul amestecului de gaze naturale şi hidrogen asupra detectoarelor automate prin prisma detectării eventualelor scăpări
(iv) verificarea şi revizia tehnică a instalaţiilor de utilizare a amestecului de gaze naturale şi hidrogen etc
(2) Parametrii de calitate prevăzuţi la alin. (1) lit. c) pct. (i) sunt:
a) parametrii măsuraţi:
(i) presiunea [bar]
(ii) temperatura [°C]
(iii) debitul [m^3/h] etc.
b) parametrii calculaţi:
(i) densitatea [kg/m^3]
(ii) indicele Wobbe [MWh/m^3]
(iii) putere calorifică inferioară şi superioară [MWh/m^3]
(iv) concentraţia de H [vol-%] etc
ART. 22
(1) Analiza hidraulică a subSD se realizează înainte de conversie.
(2) Analiza tehnică a subSD presupune:
a) divizarea unui SD în două sau mai multe zone de conversie (subSD); aceasta se poate realiza în funcţie de:
(i) analiza capacităţii
(ii) analiza clienţilor
(iii) analiza valorii-ţintă
(iv) analiza de alimentare
(v) tipul SD
b) analiza hidraulică a SD înainte de conversie.
(3) OSD/Proiectantul realizează analiza SD cu accent pe subSD identificate ca fiind deosebit de relevante din analiza capacităţii/clienţilor sau care sunt deosebit de sensibile din punct de vedere tehnic.
ART. 23
Prin întocmirea PTDG, OSD/proiectantul urmăreşte aspectele centralizate în lista de verificare, respectiv:
a) crearea defalcării iniţiale în zone de conversie pe baza analizei capacităţii şi analizei de alimentare;
b) derularea discuţiilor iniţiale cu operatorul sistemului din amonte OH şi cu operatorii sistemului din aval în vederea ajustării zonelor de conversie, dacă este necesar, cu menţinerea unui schimb regulat de informaţii asupra modificărilor;
c) efectuarea analizei clienţilor, impactul acesteia asupra zonelor de conversie; determinarea cât mai exactă a punctelor din SD unde pot apărea zone de conversie - subSD;
d) efectuarea analizei de pregătire pentru H a materialului tubular al conductei;
e) efectuarea analizei valorii-ţintă, cu includerea analizei operatorului sistemului din amonte şi centralizarea rezultatelor;
f) informarea clienţilor cu privire la amestecul de gaze naturale şi hidrogen:
(i) motivul introducerii hidrogenului, precum şi importanţa acestuia
(ii) avantajele şi dezavantajele introducerii unui procent de H în gazele naturale utilizate de aparatele consumatoare de combustibili gazoşi etc
ART. 24
(1) Proiectarea zonelor de conversie se bazează pe circumstanţele şi evaluările individuale ale OSD.
(2) Zonele de conversie diferă de la un SD la altul, respectiv de la un OSD faţă de alt OSD.
(3) Zona de conversie trebuie să aibă o dimensiune care să îi permită OSD să o convertească în decurs de un an.
ART. 25
(1) OSD situat în amonte trebuie să informeze toţi OSD din aval despre întocmirea PTDG aferent SD, existent şi pus în funcţiune.
(2) PTDG propriu OSD poate fi finalizat doar în situaţia în care toţi OSD din aval sunt implicaţi şi au propriul PTDG.
ART. 26
SubSD care nu sunt pregătite pentru H sunt separate hidraulic de SD.
CAP. III
Dispoziţii finale
ART. 27
(1) PTDG aferent SD-urilor existente şi puse în funcţiune se întocmeşte şi se actualizează de OSD, anual.
(2) OSD transmite la ANRE PTDG prevăzut la alin. (1), până în data de 1 februarie a anului în curs pentru anul calendaristic precedent.
ART. 28
(1) Pentru PTDG consolidat, prevăzut la art. 2 alin. (2), se iau în considerare toate PTDG aferente SD puse în funcţiune la data întocmirii acestuia.
(2) PTDG consolidat, realizat de OSD, se realizează anual, până la data de 31 martie a anului în curs.
ART. 29
Standardele recomandat a fi utilizate, fără a se limita la acestea, sunt prevăzute în anexa care face parte integrantă din prezentele reguli.
ANEXA 1
la reguli
Listă standarde
1. ISO^1/TR^2 15916:2015 Consideraţii de bază pentru siguranţa sistemelor de hidrogen;
2. ISO 16110-1:2007 Generatoare de hidrogen folosind tehnologii de prelucrare a combustibilului. Partea 1: Siguranţă;
3. ISO 16110-2:2010 Generatoare de hidrogen folosind tehnologii de prelucrare a combustibilului. Partea 2: Metode de testare pentru performanţă;
4. ISO 16111:2018 Dispozitive transportabile de stocare a gazelor - Hidrogen absorbit în hidrură metalică reversibilă;
5. ISO 22734:2019 Generatoare de hidrogen folosind electroliza apei - Aplicaţii industriale, comerciale şi rezidenţiale;
6. ISO 26142:2010 Aparate de detectare a hidrogenului - Aplicaţii staţionare;
7. ISO/TC^3 197 Hydrogen technologies.
^1 ISO - Organizaţia Internaţională de Standardizare.
^2TR - Raport tehnic.
^3 TC - Comitet tehnic.
--------
Newsletter GRATUIT
Aboneaza-te si primesti zilnic Monitorul Oficial pe email
Comentarii
Fii primul care comenteaza.
MonitorulJuridic.ro este un proiect:
