Акт ввода в эксплуатацию теплового счетчика образец
———————————————————
>>><<<
———————————————————
Проверено, вирусов нет!
———————————————————
Акт ввода в эксплуатацию индивидуальных, общих (квартирных). холодной и горячей воды, тепловой энергии (далее — приборы учета). ¦Счетчик тепловой энергии ¦ ¦ ¦ ¦ —————————-+———-+————-+———————. 3. Акт ввода в эксплуатацию водосчетчиков образец бланк. Растягивать процедуру установки и приемки счетчиков на длительное время. Оформленный подписями и печатями акт ввода в эксплуатацию приборов учета. приборов учета с указанием адреса, даты установки, номера счетчика. Приборы учета тепловой энергии и горячего водоснабжения (ПУ и ИПУ). Нормативные акты: Установка теплосчетчиков. Ввод в эксплуатацию источников тепловой энергии и подключение (технологическое. установке прибора учета тепловой энергии (теплосчетчика) (с условием о предоставлении. Актом;. — первичный допуск в эксплуатацию узлов учёта тепловой энергии и. Акта допуска в эксплуатацию в соответствии с Приложением 5 Правил. Полная версия этой страницы: Установка Счетчиков Воды. и эксплуатации приборов учета потребления тепловой энергии. АКТ ВВОДА В ЭКСПЛУАТАЦИЮ ДОМОВОГО УЗЛА УЧЕТА ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ. акты на счетчики горячей воды. и акт ввода в эксплуатацию от. Утвердить прилагаемые Правила коммерческого учета тепловой энергии. включая составление акта ввода в эксплуатацию узла учета тепловой энергии. составной элемент теплосчетчика, принимающий сигналы от датчиков и. Для того, чтобы установить общедомовой прибор учета тепловой энергии. монтаж теплосчетчика, а также гарантийное и сервисное обслуживание узла. составляет акт допуска узла учета и ввода в эксплуатацию совместно с. Вопросы установки, поверки счетчиков учета энергоресурсов регулируется в той. приборов учета используемых воды, природного газа, тепловой энергии. и на каждый из них должен быть составлен акт приемки в эксплуатацию. заявлению потребителя ввод в эксплуатацию прибора учета не позднее. Ввод в эксплуатацию узла учета, установленного у потребителя. а) копию договора теплоснабжения с приложением акта. в) принципиальную схему теплового пункта с узлом учета;. Зеленым обозначено заземление системного блока счетчика, которое отсутствует в ГРШ/ВРУ. ж) схему. Организация коммерческого учета тепловой энергии, теплоносителя включает. При подписании акта о вводе в эксплуатацию узла учета узел учета. А вовсе не с даты его ввода в эксплуатацию, как многие ошибочно думают. (МУП «РМПТС» составляет АКТ допуска прибора учета в эксплуатацию и. ввод в эксплуатацию узла учета — процедура проверки соответствия узла. включая составление акта ввода в эксплуатацию узла учета тепловой энергии;. вычислитель — составной элемент теплосчетчика. Как установить / снять счетчик тепловой энергии?. осуществляет допуск узла учета тепла в эксплуатацию, пломбируя его составные части и. Специалист КИЕВЭНЕРГО снимает пломбы с приборов узла учета и составляет акт. узлов учета тепловой энергии, теплоносителя. Счетчики воды и пара, тепловычислители и теплосчетчики различаются по методу измерения. оформляется акт ввода в эксплуатацию узла учета, установленного у потребителя. С момента принятия закона не допускается ввод в эксплуатацию зданий. Кто участвует в оформлении акта ввода индивидуального прибора учета в. приборов учёта тепловой энергии и счётчика горячей воды, как правило. В завершении специалист обязан выдать собственнику квартиры акт ввода в эксплуатацию приборов учёта воды, света или других счётчиков. Согласование установки квартирного счетчика тепла. его вводу в эксплуатацию НАСТОЯТЕЛЬНО РЕКОМЕНДУЕМ заказывать весь комплекс работ в одной. При отсутствии Акта допуска теплосчетчика в эксплуатацию или при. Для ввода прибора учета в эксплуатацию собственник жилья. счетчиков в эксплуатацию (опломбирование, составление акта и так.
В.Н. Орехов, заместитель технического директора по эксплуатации,
ОАО «ТЕВИС», г. Тольятти
Введение
В процессе теплоснабжения участвуют три стороны: Источник — производитель тепла, Теплосеть — теплотранспортная компания, Потребитель — потребитель тепловой энергии. На границе раздела Источник — Теплосеть вопросов качественно-количественного характера практически не появляется, в то время как на границе раздела Теплосеть — Потребитель возникает масса коллизий юридического, технического и финансового характера. Иллюстрациями могут служить нижеперечисленные примеры, которые не требуют особых комментариев:
■ когда в присутствии представителя надзорных органов составляется акт о предоставлении коммунальных услуг ненадлежащего (!) качества (температуры воздуха в жилом помещении) и при этом измеряется температура поверхности радиаторов отопления и выявляется несоответствие температурного графика теплоснабжения с температурой наружного воздуха, тогда по решению судебного органа Потребитель, частично, в размере 16 млн руб., освобождается от оплаты потребленного энергетического ресурса, а теплоснабжающая организация штрафуется в размере 27 млн руб. (решение Арбитражного суда по Ульяновской области № 187 о назначении административного наказания, дело № 4734-К/04-2008);
■ когда на исковое заявление теплоснабжающей организации о взыскании просроченной задолженности за потребленные энергетические ресурсы, управляющая компания требует в отзыве проведения строительно-технической экспертизы соответствия качества и объема ГВС, и это не позволяет теплоснабжающей организации взыскать 44 млн руб. долга (решение Арбитражного суда Самарской области, дело № А55-25482/2010);
■ когда энергоснабжающая организация выполняет летние ремонты с нарушением законодательства в области предоставления коммунальных услуг потребителю (Постановление Правительства РФ № 307 (№ 354), СанПин 2.1.4.2496-09);
■ когда Потребитель с юридической точки зрения прав, применяя к действиям энергоснабжающей организации 542 статью Гражданского кодекса РФ о нарушении требований, предъявляемых к качеству энергии или ст. 14.31 КоАП РФ в сочетании со ст. 4, 5, 10 Закона «О защите конкуренции» (штраф до 0,15% суммы выручки);
■ когда понятие «качества» отождествляется с температурой теплоносителя подающего трубопровода теплосети. Хотя, качество температурного режима помещения обеспечивается не температурой теплоносителя подающего трубопровода, а количеством поставляемого тепла и рациональным использованием этого тепла внутри помещения, а также перерывами в предоставлении коммунальных услуг
Вопросы к качеству горячего водоснабжения возникают в основном в межотопительный, ремонтный период и носят юридический характер.
Ниже рассмотрим значимость параметров теплоносителя для всех участников теплоснабжения, и попробуем разобраться в его «качестве».
Отопление
Источник. Отопительная нагрузка Источника является основой и составной частью так называемого температурного графика, который определяет необходимое количество тепловой энергии в зависимости и от температуры наружного воздуха. Режим отопительной нагрузки Источника определяется заданными параметрами температуры и расхода воды, т.к. расход воды определяется перепадом давления, температура и давление подающего и обратного трубопроводов являются контрольными параметрами режима работы теплофикационной установки (рис. 1).
Согласно «Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей», параметры могут иметь допустимые отклонения:
· ■ по температуре воды, поступающей в тепловую сеть, ±3%;
· ■ по давлению подающего трубопровода ±5%;
· ■ по давлению в обратном трубопроводе ±0,2 кгс/см2;
· ■ по температуре обратной воды из тепловой сети +3% от заданной графиком, снижение по сравнению с графиком не лимитируется.
Температура обратной сетевой воды в нижнем пределе (не регламентируемый параметр) при сохранении диспетчерской дисциплины по остальным параметрам теоретически определяет превышения нормируемой отопительной тепловой нагрузки. Фактические действия диспетчера тепловой сети, при снижении температуры обратной сетевой воды для обеспечения необходимого отпуска тепловой энергии, требуют снижения температуры воды, поступающей в теплосеть, что с юридической точки зрения является уже недотопом. Существующее тарифное законодательство, к сожалению, не стимулирует Потребителя к использованию низкотемпературного теплоносителя. На использование низкотемпературного теплоносителя необходимы большие затраты, чем на использование высокотемпературного при одинаковых конечных результатах. Так, для обогрева одного и того же помещения с равными конечными результатами Потребителю потребуется большее количество отопительных приборов, если использовать теплоноситель с меньшей температурой.
Комбинированное производство электроэнергии (которую хочешь — не хочешь, а вырабатывать необходимо) и тепловой энергии на ТЭЦ позволяет получить ощутимую экономию топлива. КПД ТЭЦ дает оценку энергетической эффективности использования тепла топлива. Использование отработавшего тепла в производственном процессе выработки электроэнергии теоретически позволяет достичь предельного значения КПД ТЭЦ — 100%. Основным способом повышения КПД, конечно же, является снижение температуры теплоносителя в обратном трубопроводе — t2. Снижения t2 можно добиться, используя тепловую энергию обратной сетевой воды для различных систем отопления. Это могут быть теплицы, производственные здания, гаражи с непосредственным водозабором из обратного трубопровода тепловой сети или жилых домов через тепловые насосы. Дополнительными положительными эффектами от снижения t2 можно считать: снижение потребления электроэнергии на транспортировку теплоносителя; увеличение располагаемых напоров пьезометрического графика. Незначительное положительное влияние могут оказать различные технические решения, такие как использование теплофикационных пучков конденсатора, применение баков-аккумуляторов как на Источнике, так и у Потребителя, и т.п. Качество работы Источника определяется коэффициентом полезного действия термодинамического цикла, который характеризуется в натуральном выражении удельным расходом условного топлива.
Максимальное значение температуры воды подающего трубопровода для Теплосети определяется Источником и учитывает коэффициент полезного действия термодинамического цикла при оценке общей тепловой экономичности совместного производства электрической и тепловой энергии. Как правило, экономически обоснованной является температура t1=150 ОС. Данная температура и отопительная нагрузка определяют конфигурацию тепловой сети, капитальные вложения в строительство и эксплуатационные затраты тепловой сети. Она определяет, в какой «транспортной упаковке» доставить товар Потребителю. И Потребителю должно быть безразлично, какой температурный график на Источнике: 170, 150, 130 или 105/70 ОС, он должен видеть «распакованный товар» в температурном графике Потребителя — 95/70 ОС с гарантированным количеством тепловой энергии.
Очевидно, что снижение температуры t1 в отопительный сезон, даже на короткое время (авария), при постоянной или растущей отопительной нагрузке (при снижении температуры наружного воздуха), потребует увеличение расхода теплоносителя, увеличение гидравлического перепада. Как только снижение температуры подачи t1 не позволит выполнить это условие, возникает гидравлическая разрегулировка тепловой сети и присоединенных потребителей. Потребитель, для обеспечения необходимой отопительной нагрузки его здания, увеличивает расход теплоносителя, забирает дополнительный гидравлический перепад («распахивается»), соседние потребители, в основном, делают то же самое. Начинается гидравлический хаос. Вернуть в исходное положение гидравлическую систему (авария ликвидирована) практически невозможно. Источник на повышенных расходах не может поднять температуру подачи t1 до нормативной. Не «распахнутые» потребители и те, которые оказались в хвосте пьезометрического графика, продолжают замерзать, им не хватает перепада. Хаос будет, пока все потребители не приведут свои циркуляционные расходы в соответствие с расчетными значениями.
Пока гидравлические параметры Теплосети соответствуют утвержденному температурному графику Источника, составляющими которого являются тепловая нагрузка, расход, давление и температура, вопросов недотопа на Источнике быть не может, и неважно по какой температуре подачи t1 он работает. Определяющим параметром в температурном графике Источника является давление, а уже потом температура. Соблюдение расчетных контрольных гидравлических параметров Источника и Потребителя — основа температурного графика Источника.
Вывод 1. Контрольным параметром качества для Источника в порядке значимости являются:
1. температура теплоносителя в обратном трубопроводе t2;
2. давление теплоносителя в обратном трубопроводе P2;
3. давление теплоносителя в подающем трубопроводе P1;
4. температура теплоносителя в подающем трубопроводе t1;
5. тепловая нагрузка Q (заданная диспетчером теплосети).
Теплосеть. Функционально Теплосеть обязана транспортировать тепловую энергию с минимальными тепловыми потерями и обеспечить необходимое и достаточное количество тепловой энергии на границе с каждым Потребителем.
Бывают случаи, когда одному дому холодно, а в соседнем доме форточки на окнах открыты, когда Теплосеть получает телефонограмму следующего содержания:
Телефонограмма № 39
07.02.2012 г.
В связи с тем, что температура подачи тепла (110 градусов при температуре наружного воздуха -20 градусов) не соответствует температурному графику работы теплосети АО «ТЕВИС», в детском саду № 169 температура в помещениях понизилась до 16 градусов, что не соответствует требованиям СанПин. Поступают жалобы от родителей, дети не посещают детский сад по состоянию здоровья. Прошу Вас обеспечить подачу тепла согласно температурному графику.
Для Теплосети это чревато судами, потому что недотоп на Источнике действительно есть и составляет 10 ОС, и надзорные органы не будут разбираться с внутридомовыми системами отопления: факт нарушения на лицо — несоответствие температурного графика. При оперативном реагировании на состояние здоровье детей, выясняется, что температура воздуха в игровой комнате группы № 82 составляет 16 ОС, а в остальных комнатах детского сада температура составляет от 22 до 25 ОС.
Во избежание таких ситуаций основная задача Теплосети заключается в обеспечении каждого потребителя располагаемыми напорами достаточными для подачи в абонентские установки расходов воды, соответствующих их тепловой нагрузке. Правильный учет снижения температуры теплоносителя при транспортировке в магистральных сетях меньше 1 ОС на 9 км в сети, а во внутриквартальных сетях больше 5 ОС на 1 км сети (рис. 2) имеет важное значение для обеспечения необходимой тепловой нагрузки каждого здания, в распределении располагаемого перепада по пьезометрическому графику и начальной регулировке сети по принципу «горизонтальной дорожки». Если территориально Потребитель расположен в точке с динамикой падения t1 от Источника больше 6 ОС, ему необходимо обеспечить больший гидравлический перепад для увеличения расхода теплоносителя и обеспечения необходимого объема (количества) тепловой энергии.
Благодаря тому, что заявленная проектная тепловая нагрузка зданий Потребителя обычно больше фактически используемой на 20% (и даже 50%), гидравлическая регулировка и температурный график имеют солидный запас прочности. На отопительный сезон 2011-2012 гг. суммарная заявленная нагрузка по Автозаводскому району г. Тольятти составляла 1500 Гкал/ч, а максимальная фактическая — 1100 Гкал/ч. Правильное выполнение гидравлической регулировки тепловой сети и поддержание гидравлического режима в расчетном состоянии — основной показатель качества работы Теплосети.
Подготовка теплоносителя к использованию Потребителем осуществляется Теплосетью в ЦТП или Потребителем в абонентских схемах соединения. Теплоноситель с температурой 150 ОС подготавливается для использования в системе отопления с температурой 95 ОС. Вместе с тем, расчетная температура обратной сетевой воды t2 для Источника и Потребителя имеет одно и то же значение — 70 ОС. В процессе эксплуатации на температуру обратной сетевой воды t2 влиять может только Потребитель, стараясь обеспечить расчетное значение t2. Для Теплосети t2 служит индикатором расхолаживания потребителей или отдельных зданий: если значение t2 опустилось ниже нормативного значения, Теплосеть проверяет, не замерзает ли потребитель, и принимает необходимые меры на насосных станциях или дает необходимые указания Источнику.
Применение современных индивидуальных тепловых пунктов с автоматическими регуляторами, с высоким коэффициентом гидравлической устойчивости, способных поддерживать расчетный расход воды при всех режимах работы, увеличивает располагаемые гидравлические перепады по всей сети и обеспечивает расчетные значения t2. Работа, проведенная потребителями за последние 3 года в Автозаводском районе г. Тольятти по реконструкции абонентских схем присоединения, заслуживает высокой оценки и глубокого уважения.
Соблюдение гидравлических параметров тепловой сети (по контрольным точкам) и нормативных значений температуры обратной сетевой воды — необходимое условие обеспечения тепловой нагрузки здания Потребителя.
Вывод 2. Контрольными показателями качества теплоснабжения для Теплосети в порядке значимости являются t2, P2, P1, t1, Q (распределение по каждому зданию потребителя):
1. температура теплоносителя в обратном трубопроводе t2;
2. давление теплоносителя в обратном трубопроводе P2;
3. давление теплоносителя в подающем трубопроводе P1;
4. температура теплоносителя в подающем трубопроводе t1;
5. тепловая нагрузка Q (распределение по каждому зданию потребителя).
Потребитель. Нормативная температура воздуха внутри помещения определяется количеством тепловой энергии, поступающей в помещение, и рациональным ее использованием. Температура теплоносителя в сети t1=112 ОС, и температура теплоносителя в системе отопления t3=75 ОС не определяют температуру в помещении tпом=18 ОС (см. рис. 1). Температуру в помещении определяет количество тепла:
Q=G(t3-t2),
где G — циркуляционный расход в системе отопления; t3 — температура воды в подающем трубопроводе системы отопления; t2 — температура воды обратного трубопровода.
Отопительная нагрузка каждого здания индивидуальна, она зависит от материала ограждающих конструкций, в том числе окон, режима вентиляции помещения, схемы присоединения абонентского ввода, качества и состояния приборов отопления и т.д. Каждый дом индивидуален по своим теплофизическим характеристикам, которые изменяются со временем в силу различных причин временного характера или определенных мероприятий собственника. В свете решений Федерального закона № 261-ФЗ «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности…» и наличии приборов учета (в Автозаводском районе г. Тольятти оснащенность жилых домов приборами учета практически 100%), необходимо проводить мониторинг и объективную оценку состояния каждого дома, в том числе для риелторской деятельности. Каждый житель дома и каждый житель города будет знать, где хороший, а где плохой хозяин собственности или нанятый управляющий. Графически отопительная нагрузка здания будет аналогична тепловой нагрузке Источника.
Подготовка температуры t3 для системы отопления после транспортировки может быть выполнена при помощи различных схем присоединения абонентского ввода. Схема присоединения со струйным насосом (элеватором) была разработана В.М. Чаплыгиным еще на заре развития теплофикации. Коэффициент смешения элеватора практически постоянный, т.е. температура t3 пропорциональна температуре t1 при постоянном располагаемом напоре перед элеватором. Вопрос по поддержанию нормативной температуры в помещении элеватор решить не может. В открытой гидравлической системе в зависимости от времени суток, обычный элеватор дает перетопы и недотопы зданий. Разработанный элеватор с регулируемым соплом оказался сложным в эксплуатации. При элеваторной схеме подключения нельзя допускать отклонения от заданного режима работы Теплосети по «Правилам технической эксплуатации».
Располагаемый напор перед элеватором для обеспечения необходимого коэффициента смешения должен быть не менее 10 м. За счет местного гидравлического сопротивления элеватора большая часть располагаемого напора срабатывается, что является серьезным недостатком элеваторной схемы смешения, так же как и прекращение циркуляции в отопительной системе при аварийном отключении тепловой сети. Давно назрел отказ от элеваторной схемы подключения абонентских вводов.
От указанных недостатков освобождена схема присоединения с центробежным смесительным насосом, так называемые индивидуальные тепловые пункты (ИТП). Схемы присоединения ИТП имеют место быть благодаря разработкам и внедрению современного малошумного насосного оборудования, автоматизации переходных процессов с одного гидравлического режима на другой (см. рис. 1). При расчетном гидравлическом режиме, расчетном значении t2 и снижении t1 вплоть до t3, недотоп помещения невозможен. Схема присоединения ИТП с насосом смешения и регулятором, ориентированным на t2, может вообще закрыться от внешней сети, пока фактическая t2 не будет соответствовать нормативной t2. Для Теплосети — это означает, что на одного (или нескольких одновременно) Потребителя стало меньше, что является очень полезным для пьезометрического графика.
Вместе с тем, вопросы эксплуатации ИТП оставляют желать лучшего. Потребитель, не имея соответствующей квалификации, вынужден по тендеру привлекать к эксплуатации ИТП одну или несколько сторонних организаций с невнятным уровнем специалистов. В число победителей Теплосеть обычно не попадает. Необходимо законодательно закрепить за Теплосетью обслуживание ИТП Потребителей на основе договорных отношений.
При схеме присоединения абонента, посредством ЦТП, вопросов качества коммунального ресурса не возникает, они решаются на уровне температурного графика t3 на границе раздела Теплосеть — Потребитель, который является приложением к договору теплоснабжения. Видимо в домах, подключенных через ЦТП, радиаторы отопления большие и теплые, а не маленькие и горячие — практически отсутствуют случаи превышения t2. Схема позволяет применять контрольные показатели качества теплоснабжения согласно ПТЭ — t2, P2, P1, t1. Схема зарекомендовала себя довольно надежной, но громоздкой и с экономической точки зрения уступает ИТП.
Потребитель может влиять только на один параметр термодинамического процесса теплоснабжения, это температура обратной сетевой воды t2. Только потребитель и он один определяет значение величины t2. По показателю качества t2 Потребитель может определить качество подготовки дома к отопительному сезону — промыта ли система отопления, выполнена ли постоячная регулировка системы отопления, в полном ли объеме используется купленный теплоноситель и т.п.
Вывод 3.1. После транспортировки подготовка теплоносителя для системы отопления требует непосредственного участия в процессе как Теплосети, так и Потребителя.
Вывод 3.2. Контрольными показателями качества теплоснабжения для Потребителя в порядке значимости являются:
1. температура в помещении tпом;
2. температура теплоносителя в обратном трубопроводе t2;
3. давление теплоносителя в обратном трубопроводе P2;
4. давление теплоносителя в подающем трубопроводе P1;
5. температура теплоносителя в подающем трубопроводе системы отопления t3;
6. температура теплоносителя в подающем трубопроводе t1;
7. тепловая нагрузка Q (фактическая отопительная нагрузка здания).
Горячее водоснабжение
С технической точки зрения по ГВС вопросов быть не может. Есть отопление — горячее водоснабжение никуда не исчезнет. Нет отопления — летний режим: перерывы предоставления коммунальных услуг, услуги ненадлежащего качества, прекращение ГВС и т.д. В 70% жилых домов, подключенных не через ЦТП, горячее водоснабжение для Теплосети вещь вообще непонятная, потому что Потребитель сам себе готовит горячую воду. Теплосеть входит в активную фазу подготовки к следующему отопительному сезону, включая опрессовку, текущий, капитальный ремонт, реконструкцию. У потребителя есть Постановление Правительства РФ № 307 (№ 354), СанПин 2.1.4.2496-09. Одним нужно отключать тепловые сети, другим нужна горячая вода установленного качества. Как следствие возникают проблемы, когда без юриста не обойтись. Весенние, летние, осенние разбирательства Теплосети и Потребителя иногда продолжаются и зимой.
Потребитель прав, всегда прав, Теплосеть работает для Потребителя. Провозглашенное основное требование качества коммунальных услуг — «бесперебойное и круглосуточное» — ставит Теплосеть в безвыходное положение. Ни один Потребитель не хочет покупать электрические обогреватели ГВС или насосную станцию горячей воды. Хотя, в нормативных документах написано «собственные резервные источники», «эксплуатирующая организация обязана обеспечить циркуляцию воды». Но все помнят, что «отключение систем горячего водоснабжения не должно превышать 14 суток». Дошло до того, что Потребитель, привлекая на работу более квалифицированных юристов, найдя лазейку в законодательстве, не хочет оплачивать (более того, не оплачивает) тепловые потери в системе ГВС, в том числе в полотенцесушителях, при этом в доме установлен узел учета (дело № 7880-04 от 21.12.2011 г).
Теплоснабжение, находящееся на стыке отраслей Энергетика — Жилищная сфера, нуждается в четких законодательных механизмах. Теплосеть с большой надеждой ждет реализации Постановления Правительства РФ № 124 от 14.02.2012 г. «О правилах, обязательных при заключении договоров снабжения коммунальными ресурсами для целей оказания коммунальных услуг», когда объем (количество) и качество коммунального ресурса позволяет обеспечить коммунальную услугу необходимого качества. В примерных договорах энергоснабжения Теплосеть надеется увидеть толкование п. 18 Правил в отношении границы раздела по элеваторной схеме присоединения и ИТП аналогично ЦТП (см. рис. 1), как «иное, установленное договором» ресурсоснабжения. В настоящее время, Теплосеть в подвалах домов выполняет большой объем работ различными службами, тепловой инспекцией, абонентским отделом инспекционно-надзорной деятельности и проводит большую работу по автоматизированным информационно-измерительным системам учета ресурсов и передачи показаний приборов. Лучше Теплосети обслуживать ИТП никто не сможет. Необходимо «рекомендовать» потребителю на договорной основе предоставить право обслуживания ИТП Теплосети и проблемы исчезнут, как их нет по ЦТП.
Вывод 4. Потребителю и Теплосети нужно надеяться, что примерные договоры энергоснабжения по Постановлению Правительства РФ № 124 от 14.02.2012 г. определят равноправные правила игры.
Заключение
40 лет тому назад ученый-теплоэнергетик сказал: «Из трех параметров, которые определяют режим тепловой нагрузки теплофикационной турбины, один — температура обратной сетевой воды — является неуправляемым…».
Литература
1. Рыжкин В.Я. «Тепловые электрические станции». М., Энергия, 1976.
2. Соколов Е.Я. «Теплофикация и тепловые сети». М., Энергоиздат, 1982.
3. Кириллин В.А. «Техническая термодинамика». М., Энергия, 1974.
4. Гиршфельд В.Я. «Режим работы и эксплуатации ТЭС». М., Энергия 1980.
5. Жилкомаудит, часть II «Арбитражная практика по спорам ЖКХ» 4/2011.
6. Информационная система по теплоснабжению (http://www.rosteplo.ru).
Дмитрий Анисимов,
главный специалист ООО «Диамер», автор сайта «Теплопункт» (www.teplopunkt.ru)
Вышли новые Правила учета тепла, теплоносителя. Этот документ, хотя и содержит ряд полезных нововведений, однако имеет существенные недостатки. В нем нет цельной концепции, он небрежно (а местами безграмотно) написан и не способствует тому, чтобы сделать учет ресурсов простым и понятным.
О необходимости разработки «новых» Правил учета тепла и теплоносителя говорили чуть ли не с момента выхода Правил «старых» в 1995 г. Что не устраивало? В основном – нечеткость формулировок (порой, заметим, кажущаяся) и отсутствие разъяснений по поводу действий сторон в некоторых возникающих на практике ситуациях. Со временем документ еще и начал отставать от жизни, что естественно: менялись характеристики и возможности теплосчетчиков, исчезали «с исторической сцены» некоторые упомянутые в тексте государственные органы.
Эти вопросы обсуждались в сети и печатных изданиях, где не раз появлялись не только замечания и предложения, но даже целые проекты новых Правил, подготовленные организациями и отдельными специалистами. Однако учет тепла по-прежнему велся согласно документу, который требовал списывать показания приборов учета вручную ежесуточно в одно и то же время, а затем подставлять их в длинную формулу, чтобы вычислить потребленное количество тепловой энергии.
И вдруг – прошло всего 18 лет – будто гром среди ясного неба! Неожиданно для многих выходит Постановление Правительства РФ № 1034, в котором сказано: «утвердить прилагаемые Правила коммерческого учета тепловой энергии, теплоносителя». Сгорая от нетерпения, скачиваю текст из интернета, начинаю читать… смятение, расстройство, разочарование.
Красиво сказано
Небольшое отступление. Как сразу стало известно, утвержденные Правила были разработаны некоммерческим партнерством «Российское теплоснабжение». На сайте этой организации появилось благодарственное письмо разработчикам, в котором было написано, в частности, следующее (http://www.rosteplo.ru/news.php?zag=1385554865):
«…Разработка велась исключительно в инициативном порядке, при этом представители профессионального сообщества, включенные в состав Экспертного совета, вложили в него свой опыт, свои знания, с тем чтобы Правила коммерческого учета тепловой энергии, теплоносителя отвечали требованиям времени.
Несмотря на многократные экспертизы проекта Правил различными комитетами, министерствами, юридическими службами, удалось отстоять и сохранить основные, концептуальные положения, заложенные изначально в проект документа».
Красиво сказано – но хорошо ли сделано? К сожалению, в рамки данной статьи невозможно вместить более или менее полный разбор Правил, поэтому ограничусь лишь некоторыми замечаниями и примерами, способными, надеюсь, дать ответ на поставленный вопрос.
Неструктурированность
Первое, что бросается в глаза при чтении документа – это его «неструктурированность». Пункты имеют сквозную нумерацию, разделы намечены, но довольно странным образом. Так, за нумерованными заголовками «I. Общие положения» и «II. Требования к приборам учета» в тексте появляются ненумерованные «Проектирование узлов учета», «Ввод в эксплуатацию узла учета…», «Эксплуатация узла учета…». Забыли поставить цифры? Но нет — далее видим «III. Характеристики тепловой энергии…», «IV. Порядок определения…» и «V. Порядок распределения…» (здесь и далее разбирается и цитируется текст, опубликованный на сайте «Российского теплоснабжения»). Создается ощущение черновика, проекта в начальной стадии – однако это уже утвержденные Правила!
Термины и определения
Вызывает, по меньшей мере, недоумение раздел терминов и определений (см. пункт 3), которые в данных Правилах названы ласково «понятиями». Здесь нет определений таких ключевых с точки зрения коммерческого учета терминов, как система теплоснабжения, система теплопотребления, тепловая сеть, потребитель, теплоснабжающая организация, граница балансовой принадлежности. Конечно, их можно найти в других документах – однако разделы терминов в нормативных актах вводятся именно для того, чтобы читатель не искал ничего «на стороне» и был уверен, что в данном тексте этот термин имеет именно такое значение.
Имеющиеся определения даны порой совершенно невнятно (выдуманы заново, несмотря на то, что многие из них давно стандартизованы) и зачастую логически друг с другом не связаны. Например, «измерительная система учета – многоканальное средство измерений, включающее каналы измерения тепловой энергии с измерительными компонентами – теплосчетчиками, а также дополнительные измерительные каналы массы (объема) теплоносителя и его параметров – температуры и давления». Канал измерения тепловой энергии – что это? Теплосчетчики входят в эти каналы как «измерительные компоненты», и, кроме них, в составе системы есть некие «измерительные каналы массы, объема, температуры, давления»?
В то же время согласно «понятиям» Правил теплосчетчик – это «прибор, предназначенный для измерения… тепловой энергии, представляющий собой единую конструкцию либо состоящий из составных элементов – преобразователей расхода, расходомеров, водосчетчиков, датчиков температуры (давления) и вычислителя». Означает ли все это, что измерительная система – это теплосчетчики (которые уже измеряют массы, объемы, температуры, давления) плюс какие-то «левые» (?) датчики каких-то других температур, расходов, давлений?
А «узел учета»? Он здесь назван «технической системой» (не «измерительной»!). При этом «формуляр измерительной системы учета» (еще одно понятие) должен отражать состав узла учета, хотя из определений системы и узла их взаимосвязь не прослеживается. Причем в тексте Правил этот формуляр не упоминается ни разу (!), зато в пункте 55 встречаем некий «формуляр измерительной системы УЗЛА учета».
Вот еще ряд примеров невнятного использования «понятий»: даны определения водосчетчика и расходомера, а в определении теплосчетчика есть и то, и другое, и еще преобразователь расхода. Также сказано, что в составе теплосчетчика есть «датчики температуры (давления)». Но в тексте Правил (в пункте 34) встречаем иную трактовку: «Теплосчетчик состоит из ДАТЧИКОВ расхода и температуры (давления), вычислителя ИЛИ их комбинации». Зачем давать определение тому, чему оно уже было дано? Почему это определение не совпадает с определением, данным в пункте 3? Чем датчик расхода (с точки зрения Правил) отличается от преобразователя, от расходомера, от водосчетчика? Что значит «ИЛИ их комбинации»? Неужели теплосчетчик может состоять ТОЛЬКО из датчиков расхода, а может (ИЛИ) – из комбинации этих датчиков с другими датчиками (и вычислителем)? Почему пишется «датчики температуры (давления)»? Принято в скобках указывать синоним или равноценную замену, или уточнение – например, «применяются расходомеры (водосчетчики)», «используйте отвертку (шуруповерт)» и т.п. Здесь выходит, что могут быть датчики температуры, а могут (вместо них?!) – давления?
Почему я уделяю так много внимания именно терминам, буквально цепляюсь к ним? Просто, по моему глубокому убеждению, качество проработки терминологического раздела в подобного рода проектах говорит о качестве документа в целом. Если я вижу, что авторы «путаются в определениях», как я могу поверить в их «опыт и знания», как могу допустить, что все остальное они написали грамотно, в «соответствии с требованиями времени»? Или, может быть, это время у нас такое – время пшика, и требования у него соответствующие – слепить что-то несуразное, отчитаться, а потом хоть трава не расти? Но нам-то по этим Правилам работать…
Несуразности, нелепости, нестыковки
Уверен: и поставщики, и потребители тепла найдут (и уже находят, судя по обсуждениям на интернет-форумах) в тексте новых Правил несуразности, нелепости, нестыковки, связанные именно с их, поставщиков и потребителей, повседневными задачами. Я же «со своей колокольни» вижу то, что относится к узлам и приборам учета. И здесь есть, где разгуляться критику, и есть о чем задуматься проектировщику, монтажнику и сервисмену. В сообщении на сайте «Российского теплоснабжения», которое я цитировал выше, говорится о том, что изначально в проект документа были заложены некие концептуальные положения, которые удалось защитить и сохранить, несмотря на многочисленные экспертизы. Вероятно, одно из таких положений, связанное с приборами учета, – это контроль одних приборов при помощи других и, соответственно, одной стороной – другой стороны, а потом той стороной – снова этой. Хотели, как лучше… а что получилось?
Заглянем в пункт 9: «Теплоснабжающая организация, теплосетевая организация и потребитель имеют право установки на узле учета…». И сразу – два вопроса. Первый: почему НА узле, а не В узле? И второй, более важный: на (в) ЧЬЕМ узле? Если каждый в своем, то это и так понятно, и об этом не стоило писать в Правилах. Значит имелось в виду, что в узлах друг друга – например, теплоснабжающая организация имеет право установить что-то в узле потребителя, а потребитель – в узле теплоснабжающей организации? Невероятно!
И что же именно можно устанавливать? Читаем: «…дополнительных приборов для контроля режима подачи и потребления тепловой энергии, теплоносителя в том числе для дистанционного снятия показаний с тепловычислителя». Странная формулировка. Мне кажется, что «приборы для контроля режимов» – это некие измерительные приборы, то есть дополнительные расходомеры, термометры и т.д. Но что значит «в том числе для дистанционного снятия»? Можно установить дополнительные расходомеры, в том числе модемы?! Словосочетание «дистанционное снятие» в официальном документе тоже, кстати, выглядит странно.
Но дочитаем фразу до конца: «…не препятствующих при этом осуществлению коммерческого учета тепловой энергии, теплоносителя и не влияющих на точность и качество измерений». По-моему, здесь совершенно невозможно понять, кто, как и зачем может (должен) устанавливать эти дополнительные модемо-расходомеры, и как определить, влияют ли они на «качество измерений». И, соответственно, как вообще применять это положение на практике?
Пункт 13 развивает тему «контроля за учетом»: «В случае если обеими сторонами договора установлен прибор учета, для коммерческого учета тепловой энергии, теплоносителя по договору применяются показания того прибора учета, который установлен на границе балансовой принадлежности». Не вполне понятно, как вообще может возникнуть ситуация, при которой на одном и том же объекте «обе стороны» вдруг установили «прибор». Вряд ли здесь идет речь о тех самых «дополнительных средствах контроля на узле» из пункта 9, так как «дополнительный» по своему статусу и есть «дополнительный», у него нет функции заменять что-то «основное» на постоянной основе. Здесь же «обе стороны» установили по полноценному «прибору» и теперь должны решить, показания какого из них принимать, а какой оставить «для мебели».
И вроде бы разумное решение – пользоваться тем, который «на границе» (но повторюсь, что понятие границы в этих Правилах отсутствует). Однако почему первый узел не был установлен сразу на границе? А если был, то второй, очевидно, и ставить нет смысла. Значит, не на границе оба. И на этот случай Правила в том же пункте 13 предписывают следующее: «При наличии 2 РАВНОЗНАЧНЫХ узлов учета по разные стороны границы балансовой принадлежности для коммерческого учета тепловой энергии, теплоносителя принимаются показания узла учета, обеспечивающего учет с минимальной погрешностью. Погрешность в этом случае складывается из величины неизмеряемых тепловых потерь от границы балансовой принадлежности до узла учета и приведенной погрешности измерений».
Ничего не удивляет в этой цитате? Во-первых, что значит «равнозначные узлы»? Отмечу, кстати, что в первом абзаце пункта 13 речь шла о приборах, а здесь – уже об узлах учета. Обычно слово «равнозначные» означает, что с какой-то точки зрения (здесь, вероятно, – с точки зрения учета) абсолютно одинаковые. Но если они равнозначные, то почему у одного из них «погрешность» минимальная, а у второго – не очень? И наоборот – если «погрешности» у них разные, то с какой точки зрения они равнозначны?
Во-вторых, погрешности здесь – это вовсе не погрешности измерений, указанные в документации на приборы (узлы?), как можно было бы подумать. Это изобретенные авторами Правил (однако не описанные в «понятиях») ПОГРЕШНОСТИ УЧЕТА, складывающиеся (арифметически или как-то иначе? – не сказано) из приведенной (!) погрешности ИЗМЕРЕНИЙ и НЕИЗМЕРЯЕМЫХ (!!!) тепловых потерь. Что ж, нужно ждать выхода методики оценки неравнозначности равнозначных узлов учета, а пока – при наличии двух равнозначных выбирать чуть более равнозначный на свой вкус.
Итак, согласно новым Правилам теплоснабжающая организация, теплосетевая организация и потребитель могут устанавливать в узлах учета (друг у друга) дополнительные приборы контроля и «дистанционного снятия показаний», не влияющие на «качество измерений». Также любой из них может установить «целый узел» там, где уже есть «чужой» узел, но желательно – ближе к границе балансовой принадлежности, так как иначе подобное мероприятие не будет иметь смысла.
На этом, однако, концепция контроля за учетом не заканчивается. В пункте 27 сказано, что те же (теплосетевая и теплоснабжающая организации, потребитель) в тех же целях (контроля) могут использовать… «контрольные (параллельные) приборы учета при условии уведомления одной из сторон договора другой стороны договора об использовании таких приборов учета»! Я не понимаю в данном контексте определения «параллельный»: очевидно, что для контроля одного прибора учета второй нужно устанавливать ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНО, на той же трубе. Допустим, речь идет не об установке, а об измерениях – параллельных, в том смысле, что они осуществляются одновременно, «параллельно во времени». Важнее другое.
В пункте 13 Правил говорится о двух приборах или узлах, из которых коммерческим должен быть (стать) тот, у которого «погрешность учета» ниже. В пункте 27 речь идет о «контрольных» приборах. Чем они отличаются от тех, о которых сказано в пункте 13? Если «контрольные» точнее «контролируемых», то они становятся коммерческими – и точка. Или там речь шла о «целых» узлах или комплектах приборов, полностью дублирующих друг друга, а здесь имеются в виду какие-то отдельные «контрольные» приборы (тогда чем они отличаются от «дополнительных» из пункта 9 – те были «для контроля режима подачи и потребления тепловой энергии, теплоносителя», а эти – для «контроля объемов поставленной (полученной) тепловой энергии, теплоносителя»)?
Но далее в пункте 28 читаем: «Показания контрольного (параллельного) прибора учета используются в целях коммерческого учета тепловой энергии, теплоносителя на период неисправности, поверки основного прибора учета, а также в случае нарушения сроков представления показаний приборов учета». И здесь моя версия про отдельные приборы (части теплосчетчика, элементы узла учета) рушится, ибо как мы можем для коммерческого учета тепловой энергии использовать показания какого-то отдельного прибора, например, расходомера или термометра?
Еще раз: если одна сторона учета соорудила узел учета, то вторая может поставить в нем «дополнительные приборы» и даже средства «дистанционного снятия показаний» (см. пункт 9). Последняя также может установить целый дублирующий узел, и если он будет «равнозначней» дублируемого, то их роли поменяются (пункт 13).
Кроме того, любая сторона может установить (где-то) «параллельные» приборы учета (пункт 27), чтобы надзирать за приборами второй стороны, даже если те «равнозначней». Например, у потребителя был узел, а теплоснабжающая организация поставила свой ближе к границе балансовой принадлежности… или не ближе, но с более низкой «погрешностью учета». Приборы потребителя стали мебелью. Тогда потребитель берет и монтирует (где-то) «параллельные» приборы и ждет, когда те, которым они параллельны, выйдут из строя или будут сданы в поверку. Поверка необязательно будет очередной и плановой: «В случае различия показаний контрольных (параллельных) приборов учета и основных приборов учета более чем на погрешность измерения таких приборов учета за период, составляющий не менее одного расчетного месяца, лицо, установившее контрольный (параллельный) прибор учета, может потребовать у другой стороны проведения учета внеочередной поверки эксплуатируемого этой стороной прибора учета».
В связи с этим возникают следующие вопросы:
- какая погрешность имеется в виду (мы ведь уже столкнулись в Правилах с чудесной «погрешностью учета», не похожей на погрешность измерений или погрешность средства измерений)?
- что такое «погрешность за период»?
- если у основного и контрольного приборов погрешности измерений в «текущем» диапазоне разные (например, у одного 2%, а у другого – 1%), то какую из них принимать во внимание?
- представляют ли авторы Правил, что значит «установить» прибор учета (например, расходомер или даже хотя бы термопреобразователь)? Это дело непростое, требующее вмешательства в инженерные системы и, желательно, разработки отдельного проекта.
Зачем «пробивали» концепцию?
Вот и выходит, что концепция «контроля контролируемых и контролирующих» как бы есть и как бы описана. Все стороны учета как бы должны быть благодарны за это авторам новых Правил, потому что теперь никто никого не обманет… Только вот даже если они пойдут на эти колоссальные затраты на установку дополнительных, параллельных и прочих лишних приборов, то разобраться друг с другом, какой прибор «равнозначней», какой пора везти на внеочередную поверку, а по какому они рассчитываться, увы, не смогут.
Так зачем авторы Правил несколько лет (один из предварительных проектов этого документа появился в сети еще летом 2011 г.) разрабатывали и «пробивали» эту концепцию? Как они прошли (или обошли) «многократные экспертизы»? И кто были те эксперты, не заметившие бессмысленность и безграмотность всех этих пунктов про «дополнительные», «равнозначные» и «параллельные» приборы для контроля, «в том числе для дистанционного снятия показаний»?
«Перезаписываемый» вычислитель
А теперь прочтите «требования к приборам учета» (то ли они относятся только к «основным», то ли и к параллельно-дополнительным тоже), и у вас, как и у меня, непременно возникнут вопросы. С одной стороны, пункт 33 разрешает применять для учета любые сертифицированные средства измерений соответствующих физических величин. Это замечательно, и это была бы правильная концепция. На мой взгляд, Правила учета должны описывать учет именно с применением существующих приборов, а не выдумывать какие-то «свои», специфические средства учета. Здесь же за «либеральным» и абсолютно понятным пунктом 33 следуют плохо сформулированные и потому открывающие простор для воображения (а мы знаем, к чему это обычно ведет на практике) пункты 35 и 37.
Как понимать следующую фразу: «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»? Что в данном контексте означает слово «доступ»? В руководствах по эксплуатации многих приборов можно прочесть, что место монтажа выбирается так, чтобы ОБЕСПЕЧИТЬ ДОСТУП к приборам для их обслуживания. А по Правилам нужно ОБЕСПЕЧИТЬ ОГРАНИЧЕНИЕ ДОСТУПА. Что будем делать? Как это ограничение доступа должна обеспечивать именно сама конструкция приборов учета? Кто (и как) определит, обеспечивает она это или нет, и, следовательно, можно ли применять данный прибор на практике?
Еще одна цитата: «Вычислитель теплосчетчика должен иметь нестираемый архив, в который заносятся основные технические характеристики и настроечные коэффициенты прибора». Я не понимаю, как можно в какой бы то ни было архив занести «основные технические характеристики». Они, как правило, «занесены» в техническую документацию: паспорт, руководство по эксплуатации. Также я не нахожу в Правилах определения «настроечных коэффициентов». Не понимаю, подходит ли под данное требование вычислитель, который можно перепрограммировать (перенастроить). Ведь находящийся в нем «архив, в который заносятся настроечные коэффициенты» (если я правильно толкую смысл этой формулировки), нельзя считать «нестираемым» – он в лучшем случае «перезаписываемый». А таких вычислителей на российском рынке – довольно много.
Главная «засада»
Но главная «засада» скрывается, как ни странно, «снаружи» Правил. В Постановлении № 1034, помимо пункта «утвердить Правила», есть еще и другой пункт: «Министерству строительства и жилищно-коммунального хозяйства Российской Федерации утвердить в 2-недельный срок методику осуществления коммерческого учета тепловой энергии, теплоносителя». А в Правилах есть пункты 2 и 114, в которых сказано, что организация учета осуществляется в соответствии именно с данной (не разработанной одновременно с Правилами!) методикой. Постановление, напомню, датировано 18 ноября 2013 г., но на момент написания данной статьи (начало марта 2014 г.) этот, как видно, основополагающий документ существует только в виде проекта. Требования к приборам учета в нем гораздо более развернуты и оставляют выпускаемым ныне теплосчетчикам очень мало шансов на выживание. Причем сама целесообразность этих требований вызывает очень большие сомнения. Но поскольку методика еще не утверждена, я о ней говорить сейчас не буду. Будет повод для новой статьи, причем гораздо более объемной.
Отменить и переписать
Признаюсь, что писать такие статьи мне, честно говоря, не очень приятно. Отлично понимаю, что будут отзывы типа: «Люди работали в поте лица, не спали ночами, создавая эпохальный документ. Ты же, сидя в уютном кресле, огульно охаиваешь результаты их, пусть и несовершенного, но такого масштабного труда!». Действительно, не ошибается тот, кто ничего не делает. Тем не менее, я считаю, что разработчики Правил взялись не за свой гуж. Это видно уже по тому, какие «понятия» они использовали, как в них путались и как придумали неуклюжую и практически бессмысленную концепцию контроля контролируемых и контролирующих приборов учета. И лучше об этом не молчать. Чем больше людей об этом скажут, тем вероятней, что через очередные 10–20 лет вместо этих Правил выйдут новые, и они будут хоть немного, но лучше.
Да, в обсуждаемых Правилах все же есть несколько нужных и понятных нововведений, о которых я не упомянул здесь сознательно. Но в основе этого документа нет, на мой взгляд, цельной концепции, и написан он небрежно, а местами и вообще откровенно безграмотно. В результате эти новые Правила не делают учет простым и понятным делом, а значит – для чего они созданы? По-хорошему, их нужно сразу отменять и переписывать. Вместе с неутвержденной еще методикой.
О прежних Правилах, кажется, говорили то ж самое…
УП ПО «Тошиссиккуввати», рассмотрев Ваше обращение, сообщает следующее: Начисление за тепловую энергию по вышеуказанному адресу производилось согласно Договора на поставку и оплату тепловой энергии, заключенному с Баженовой А.В, по отоплению исходя из площади 28,7 м², по ГВС: — с 01.01.02 г.на 1 человека; — с 01.01.08 года согласно показаний ИПУГВ, установленного и опломбированного на линии ГВС с начальными показаниями 11 м³. Для разъяснения причин образования дебиторской задолженности за тепловую энергию, был произведён анализ взаиморасчётов (таб. 1 прилагается). В ходе анализа было выявлено следующее: В соответствии с п. 2.3 Договора на поставку и оплату тепловой энергии «Потребитель» обязуется при изменении численности состава семьи немедленно предоставить «Поставщику» заверенную товариществом собственников жилья справку. Однако, в нарушение данного пункта справка ф-17 о составе семьи была предоставлена Вами только 17.02.2015 г. Согласно справки ф-17 от 24.01.2015 г. начисление по ГВС в связи с пропиской произведено: с 01.01.03 г. на 2 человека; с 01.01.08 г. на 3 человека. Сумма доначисления составила 174 023,10 сум Следует отметить, что ст. 399 Гражданского Кодекса РУз предусмотрено, что в случае, когда продавец передал покупателю товар в количестве, превышающем указанное в договоре купли-продажи, покупатель обязан известить об этом продавца в порядке, предусмотренном частью первой статьи 416 настоящего Кодекса. Если в разумный срок после получения сообщения покупателя продавец не распорядится соответствующим товаром, покупатель вправе, если иное не предусмотрено договором, принять весь товар. В случае принятия покупателем товара в количестве, превышающем указанное в договоре купли-продажи, соответствующий товар оплачивается по цене, установленной договором, если иная цена не определена соглашением сторон. С учётом вышеуказанного доначисления, на момент установки ИПУГВ (01.01.08 г.), по Вашему адресу сложилась дебиторская задолженность в размере 18 058,30 сум. Все последующие производимые Вами оплаты учитывались в начислении согласно ст. № 248 ГК РУз., в которой указано: «Сумма произведенного платежа, недостаточная для исполнения денежного обязательства полностью, при отсутствии иного соглашения погашает, прежде всего, издержки кредитора». Кроме того, авансовый платёж за тепловую энергию, в последующие годы Вами регулярно производился в ноябре месяце, тогда как согласно п. 2.3 вышеуказанного Договора «Потребитель» имеет право производить предоплату на период не превышающий 12 месяцев (со дня произведения оплаты) без последующего перерасчёта при увеличении тарифа за этот период (согласно Постановлению Кабинета министров РУз от 18.04.2001 г. № 178). В связи с вышеизложенным, с учётом производимых оплат, по состоянию на 01.01.2014 г. по Вашему адресу образовалась дебиторская задолженность в размере 53 864,64 сум. За 2014 год оплата Вами произведена согласно квитанции от 24.09.2014 г. в размере 285 000 сум. Однако, с учётом предоставленной в 2015 году справки ф-17 и произведённых в связи с этим доначислений, данной суммы оказалось не достаточно для оплаты за отопление до 01.01.2015 г. и показаний ИПУГВ 210 м³. С учётом вышеизложенного, по состоянию на 01.01.2015 г. по Вашему адресу сложилась дебиторская задолженность в размере 142 378,50 сум. Также сообщаем, что согласно предоставленным документам (квитанции об оплате за горячую воду, сертификат прохождения госповерки ИПУГВ), в начисления по ГВС были внесены изменения, показания ИПУГВ были учтены в начислении по тарифам действующим на момент произведения оплаты. По состоянию на 15.09.2015 г. по вышеуказанному адресу имеется дебиторская задолженность за тепловую энергию в размере 247 481,30 сум (с учётом показаний ИПУГВ 229 м³ согласно оплаченной квитанции от 16.02.2015 г.)