Schetchiksg.ru

Счетчик СГ
0 просмотров
Рейтинг статьи
1 звезда2 звезды3 звезды4 звезды5 звезд
Загрузка...

Расчет коэффициента трансформации для счетчика

Верховный суд решил, что договорное условие, в котором есть техническая ошибка, можно не применять

Стороны случайно указали в соглашении к договору неверный коэффициент потребления электричества. Из-за этого компания переплатила полмиллиона рублей. Верховный суд РФ признал это технической ошибкой и пришел к выводу, что такое условие применяться не должно (Определение ВС РФ от 01.09.2017 № 305-ЭС17-4711 по делу № А40-52520/2016).

Суть дела

Между ПАО «Мосэнергосбыт» (далее — энергоснабжающая организация) и ООО «ИКАР» (далее — общество) был заключен договор энергоснабжения. По этому договору энергоснабжающая организация поставляла обществу электроэнергию с 2012 г. Через год после заключения договора стороны заключили дополнительное соглашение в связи с изменением условий технологического присоединения. Они указали в реестре средств учета электроэнергии и мощности новый счетчик, а также номинал измерительного трансформатора 150/5 А и коэффициент трансформации 30. Такая же информация была указана в акте разграничения балансовой принадлежности и эксплуатационной ответственности. Этот акт подписали представители электросетевой организации, энергоснабжающей организации и общества. После заключения дополнительного соглашения к договору общество оплачивало потребляемую электроэнергию, определяя ее объем по показаниям счетчика с умножением на коэффициент 30.

Позже общество установило индивидуальные счетчики. С их помощью оно обнаружило, что показания за электроэнергию отличаются. Чтобы выяснить, в чем проблема, была проведена проверки узла учета. Выяснилось, что счетчик фактически подключен через трансформаторы тока с номиналом 100/5 А с коэффициентом трансформации 20, а не 30, как это было указано в дополнительном соглашении к договору и в акте разграничения балансовой принадлежности и эксплуатационной ответственности. А это значит, что общество оплатило большее количество электроэнергии, чем фактически потребило. По его расчетам, за три года переплата составила почти 500 000 руб.

Общество потребовало от энергоснабжающей организации вернуть переплаченную сумму, но та отказалась перечислить деньги. Тогда общество подало иск в суд о взыскании с энергоснабжающей организации суммы переплаты, а также процентов за пользование чужими денежными средствами на сумму чуть более 100 000 руб.

Судебное разбирательство

Энергоснабжающая организация заявила в суде, что какие-либо основания для изменения условий договора энергоснабжения отсутствуют, поскольку общество не обращалось за заменой трансформатора и оформлением нового акта о разграничении балансовой ответственности и эксплуатационной принадлежности. Перерасчет, который общество подготовило самостоятельно, не соответствовал требованиям договора энергоснабжения. В связи с этим энергоснабжающая организация просила отказать в иске.

Суд первой инстанции согласился с позицией энергоснабжающей организации и отказал в удовлетворении исковых требований. Он указал, что иск общества фактически направлен на пересмотр составления акта о разграничении балансовой принадлежности и эксплуатационной ответственности, а также дополнительного соглашения к договору энергоснабжения. К тому же эти документы общество само и подписало, без каких-либо возражений. Логика суда была следующая: раз общество согласилось с определенным коэффициентом, подписав дополнительное соглашение, значит, на таких условиях и должно было оплачивать электроэнергию.

Также суд указал, что для возникновения обязательства вследствие неосновательного обогащения необходимо наличие одновременно двух обстоятельств:

обогащения одного лица за счет другого;

nприобретения или сбережения имущества без предусмотренных законом, правовым актом или сделкой оснований.

Однако общество не представило доказательств в подтверждение таких обстоятельств.

Суды апелляционной и кассационной инстанций поддержали выводы первой инстанции и оставили ее решение без изменения.

Общество подало жалобу во вторую кассацию. Оно сослалось на то, что энергоснабжающая организация имела законные основания для получения платы только за то количество электроэнергии, которое фактически поставила потребителю (ст. 544 ГК РФ). То есть она не имела права получать плату за непоставленную электроэнергию. Применение недостоверных учетных величин привело к неосновательному обогащению энергоснабжающей организации. Искажение выразилось в неправильном применении номинала трансформатора тока и коэффициента трансформации, являющихся по своей сути техническими характеристиками электросетевого оборудования. Трансформаторы тока уменьшают токовую нагрузку на измерительный прибор, поэтому во сколько раз уменьшилась нагрузка, во столько раз подлежит увеличение измеренных величин.

Читайте так же:
Телефоны подачи данных со счетчиков

В иске фактически было заявлено о возврате части произведенной оплаты в связи с ошибочной выплатой по недействительному условию. По мнению общества, оно представило достаточные доказательства его недействительности. Также общество указало, что прибор учета и трансформатор тока не меняли с момента установки, то есть с 23 мая 2013 г. Произвольный доступ общества к трансформатору тока ограничен, так как он установлен в подстанции, принадлежащей электросетевой организации.

Позиция ВС РФ

Судебная коллегия по экономическим спорам ВС РФ отменила судебные акты нижестоящих инстанций, признав, что ошибочное условие договора не должно применяться, и направила дело на новое рассмотрение.

Свою позицию суд обосновал следующим образом: законодательство обязывает осуществлять расчеты за энергоресурсы на основании данных о количественном значении потребленных энергетических ресурсов, определенных при помощи приборов учета (п. 2 ст. 13 Федерального закона от 23.11.2009 № 261-ФЗ «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации»). Характеристики приборов учета являются существенным условием договора (п. 40, 42 Основных положений функционирования розничных рынков электрической энергии, утвержденных постановлением Правительства РФ от 04.05.2012 № 442). Однако технические характеристики, в частности коэффициент трансформации измерительного трансформатора, отражают объективные физические величины, обусловленные конструкцией самого прибора, и не могут зависеть от воли сторон договора. Как правило, эти сведения указываются в технической документации (паспорте) или на самом измерительном трансформаторе. В связи с этим произвольное указание величин, не соответствующих паспортным данным, недопустимо ни в договоре, ни в документах о технологическом присоединении. Иной подход нивелирует значимость приборов учета энергоресурсов.

Помимо этого, Верховный суд РФ сделал вывод, который важен для споров по любым договорам, в которые попали ошибочные условия. Вторая кассация отметила, что указание в договоре энергоснабжения неправильного коэффициента трансформации, из-за чего общество заплатило лишнее, по существу вызвано не волеизъявлением сторон, а технической ошибкой. Причем эта ошибка была допущена при участии представителей энергоснабжающей и электросетевой организаций — профессиональных участников рынка электроэнергетики. Такая ошибка не дает права энергоснабжающей организации удерживать плату за объем энергоресурса, который фактически она не поставила. В противном случае нарушались бы требования ст. 539, 541, 544 ГК РФ, а энергоснабжающая организация неосновательно обогащалась.

При новом рассмотрении суду первой инстанции придется снова оценить все доказательства и установить обстоятельства, связанные с расчетом взыскиваемых переплаты и процентов за пользование чужими денежными средствами.

Выбор трансформатора тока для счетчика ПКУ

При заполнении опросного листа выбор трансформатора тока для счетчика ПКУ (пункта коммерческого учета) выполняется по нескольким параметрам:

  • номиналу (номинальному току первичной обмотки);
  • требуемому классу точности.

Рассмотрим подробнее условия выбора такого трансформатора, предназначающегося для подключения счетчика электроэнергии к высоковольтным линиям электропередач.

Выбор трансформатора по номиналу

При выборе измерительного трансформатора следует указать в амперах требуемый номинальный ток (номинал) его первичной обмотки. Эта величина определяется действующим значением тока в линии передач, к которой присоединяется пункт, при ее работе в аварийном режиме (когда присоединенный трансформатор работает с максимальной перегрузкой). Номинал выбранного трансформатора должен превышать значения этого тока. В опросном листе предоставлены дискретные значения этого тока (от 5 до 400 А).

Номинальный ток (номинал) вторичной обмотки трансформаторов тока, устанавливаемого в пункты учета электроэнергии составляет 5 А, в независимости от номинального значения тока первичной обмотки.

Читайте так же:
Аскуэ с одним счетчиком

После выбора номинала первичной обмотки обязательно выполняется расчетная проверка коэффициента трансформации. Он не должен быть завышен (т.е. при 25%-ной нагрузке трансформатора, работающего в нормальном режиме, ток во вторичной обмотке устройства не должен быть менее 10% от номинального значения (5*10/100=0,5 А)).

Выбор по требуемому классу точности

В соответствии с действующими нормативными требованиями для осуществления коммерческого учета потребления электрической энергии, класс точности установленных трансформаторов тока должен равняться 0,2 или 0,5. Для внедрения пункта учета в автоматизированные системы учета электроэнергии и коммерческого учета потребления электроэнергии в воздушных линиях электропередач напряжением 220 кВ и выше, должны применяться трансформаторы тока с классом точности не хуже 0,2S. Индекс S означает, что погрешность измерительного трансформатора нормируется (сохраняется), начиная уже с 1%-го значения номинального тока первичной обмотки, а проверка изделия изготовителем выполнялась в пяти точках (при пяти величинах тока обмотки в диапазоне 1-120% от номинального). Трансформаторы без этого индекса проверяются только по четырем точкам (от 5% до 120% величины номинального тока).

Выбор трансформатора тока для счетчика ПКУ с таким классом точностью измерения позволяет минимизировать недоучет потребленной электроэнергии при небольших загрузках измерительного трансформатора, что заметно сокращает коммерческие потери в энергосистемах.

Количество трансформаторов

Требуемое для подключения пункта учёта к линии электропередачи количество измерительных трансформаторов определяется выбранной после технического и экономического расчета схемой измерения, которая зависит от индивидуальных параметров сети: способа заземления, симметрии ее нагрузки. Выбор схемы также выполняется при заполнении опросного листа.

Схемы подключения

Для нормального функционирования приборов учета требуется снижение тока до удобных для измерения значений, которое обеспечивают трансформаторы тока (ТТ). Они позволяют избежать сгорания токовой катушки и поломки прибора при высоких токах в измеряемой цепи. ТТ представляет собой магнитопровод с обмотками:

  • первичной — последовательно подключается к измеряемой силовой цепи. Выполняется с большим сечением (чаще всего в виде проходной шины) и витками, меньшими по количеству, чем у вторичной;
  • вторичной — подсоединяется к токовой катушке счетчика.

Коэффициент трансформации — это и есть отношение тока первичной обмотки к вторичной. Кроме его преобразования до допустимых значений, также происходит гальваническое разделение измерительных и первичных цепей.

Выбор схемы подключения обуславливает надежность работы всей измерительной системы. Необходимо обратить внимание на следующее:

  • нельзя включать счетчик через трансформаторы тока, если он предназначен для прямого подключения в электрическую сеть;
  • без испытательной коробки: сначала подробно анализируют схему и обозначают для нее модель трансформатора, точно соответствующую по мощности и току;
  • нужно обязательно осмотреть порядок расположения контактов, к которым будет подсоединяться трехфазный счетчик.

Сначала рассмотрим, как происходит подключение по совмещенной схеме. Сразу оговоримся, что она имеет недостатки. К ним относят довольно большую погрешность измерения потребляемой мощности, а также с помощью нее нельзя определить пробои в обмотках трансформатора.

  • Чтобы подключить к счетчику токовый провод и один конец катушки напряжения трансформатора, необходим Контакт 1.
  • Для подключения нагрузки к указанной фазной линии требуется Клемма 2.
  • Для подсоединения второго конца обмотки напряжения используют Контакт 3.

Вторая фаза «В» подключается аналогичным образом с помощью клемм К4, К5 и К6, а также фаза «С» с контактами К7, К8, К9. Поскольку клемма К10 нулевая, то относительно нее на К1, К4 и К7 счетчика поступают фазные напряжения со следующими тремя обозначениями: «А», «В» и «С».

Теперь рассмотрим, как работает более простая схема совмещенного подсоединения вторичных токовых цепей.

➢ Фазные провода от сетевого автомата и вторую клемму фазного напряжения подключают к токовому контакту счетчика.

Читайте так же:
Счетчик калорий при упражнениях

➢ Фазный ввод катушки должен одновременно стать выходом первичной обмотки трансформатора. Потом он подключается через распределительные цепи к нагрузке.

➢ По одной из фаз к первому контакту токовой катушки счетчика подсоединяют начало вторичной трансформаторной обмотки.

➢ С концом токовой обмотки подключенного счетного механизма соединяют конец вторичной трансформаторной катушки.

Все остальные фазы подсоединяются точно таким же способом. Правила устройства электроустановок регламентируют соединение и заземление вторичных обмоток счетчика. Их выполняют по схеме «звезда».

При подключении через трансформаторный ток основное — это правильно выбрать его тип. Все фазные напряжения, подключаемые к счетчику, должны следовать установленному алгоритму, контролируемому фазометром. В расчет берут следующие показатели: максимально допустимое токовое значение во вторичной обмотке не должно превышать 40% от номинального, а минимальное — 5%.

Как проходит установка трансформатора тока для счетчика

Время проведения работ может варьироваться — от 40 минут до нескольких часов. Это зависит от сложности замены трансформатора, стесненности условий и многого другого. При этом следует понимать, что процедура подразумевает отключение всей электроустановки.

  1. Оповещают инспектора Энергосбыта о необходимости новой опломбировки.
  2. Составляют акт замены.
  3. Проверяют работу трансформатора в рабочем режиме.
  4. Включают электропитание.
  5. Проверяют правильность монтажа визуально и с помощью инструментов.
  6. Устанавливают и подключают новое устройство.
  7. Демонтируют трансформатор.
  8. Провода и кабели первичных и вторичных цепей маркируют.
  9. Отключают электропитание и вывешивают предупредительную табличку: «Не включать, работают люди».
  10. Требуется заранее согласовать с инспектором Энергосбыта дату и время отключения и распломбировки устройства, которое подлежит замене.
  11. Подписывают акт сдачи-приемки выполненных работ.

Расчёт и выбор измерительных ТТ

11. Расчёт и выбор измерительных ТТ

11.1 Выбор измерительных трансформаторов тока, сечения жил кабелей. 3

11.1.1 Измерительные трансформаторы тока. 3

11.1.2. Методика выбора трансформаторов тока. 3

11.1.3. Расчёт коэффициента трансформации ТТ. 3

11.1.4. Проверка выбора коэффициента трансформации ТТ.. 4

11.2. Расчёт вторичной нагрузки ТТ. 4

Приложение 11.1. 7

11.1 Выбор измерительных трансформаторов тока, сечения жил кабелей

11.1.1 Измерительные трансформаторы тока

В проекте описан общий принцип выбора трансформаторов тока (ТТ) , приведены методики и алгоритмы расчёта параметров ТТ.

Трансформаторы тока, используемые для коммерческого учёта электроэнергии, должны быть включены в государственный реестр средств измерений, иметь действующее свидетельство (отметку в паспорте) о поверке СИ.

Трансформаторы тока выбирают по номинальному напряжению, первичному и вторичному токам, по типу установки, конструкции, классу точности.

Для присоединения расчётных счётчиков электроэнергии используются трансформаторы тока с классом точности не более 0,5S.

Установка ТТ осуществляется на присоединениях напряжением класса 0,4 кВ.

В качестве основных нормативных документов регламентирующих требования по размещению ТТ и их параметрам используется ПУЭ (Глава 1.5 «Учет электроэнергии»),

11.1.2. Методика выбора трансформаторов тока.

Выбор конструкции ТТ.

Учитывая конструктивные особенности сборок низкого напряжения, расположение токоведущих шин, необходимо использовать шинные трансформаторы тока типа ТШП-0,66, ТШ-0,66, и трансформаторы тока опорного типа ТОП-0,66, Т-0,66.

11.1.3. Расчёт коэффициента трансформации ТТ.

Коэффициент трансформации по каждой точке необходимо выбирать с учётом минимальных и максимальных первичных токов в режимные дни (летний минимум и зимний максимум) или данных о присоединённой мощности абонента, или уставок предохранителей или установленной мощности силового трансформатора (для организации технического учёта на лучах ТП). Максимальный первичный ток ТТ рассчитывается по формуле:

, А

Минимальный ток принимается равным 15% от максимального:

, А

Согласно ПУЭ (п. 1.5.17) допускается применение трансформаторов тока с завышенным коэффициентом трансформации, если при максимальной нагрузке присоединения ток во вторичной обмотке трансформатора тока будет составлять не менее 40% номинального тока счётчика, а при минимальной рабочей нагрузке — не менее 5%. Выбор ТТ заключается в подборе ТТ с номинальным первичным током, удовлетворяющем условию:

Читайте так же:
Общедомовой счетчик почему мы должны платить

11.1.4. Проверка выбора коэффициента трансформации ТТ

Выбранные коэффициенты ТТ проверяются на соответствие п. 1.5.17 ПУЭ. при применении электросчётчиков типа с Iном сч.=5 А, должны выполняться неравенства:

; .

Трансформаторы тока необходимо установить типа ТШП-0,66, или ТШ-0,66, с классом точности 0,5S, с номинальной вторичной нагрузкой 5 ВА.

Расчётные токи присоединений и выбранные коэффициенты трансформации приведены в Приложении 11.1. таблица 11.1.

11.2. Расчёт вторичной нагрузки ТТ.

Чтобы погрешность ТТ не превысила допустимую для данного класса точности, нагрузка вторичных обмоток измерительных трансформаторов в соответствии с ГОСТ 7746 должна удовлетворять следующим требованиям: «для трансформаторов с номинальными вторичными нагрузками 1; 2; 2,5; 3; 5 и 10 ВА нижний предел вторичных нагрузок — 0,8; 1,25; 1,5; 1,75; 3,75 и 3,75 ВА соответственно». Для ТТ с номинальными вторичными нагрузками выше 10 Вт вторичная нагрузка должна быть не менее 25 % от номинальной и не должна превышать номинальную, задаваемую в каталогах.

В проекте предусмотрено использование трансформаторов тока типа ТШП -0,66 и Т-0,66. Класса точности ТТ — 0,5S, номинальная вторичная нагрузка — 5 ВА и номинальный вторичный ток 5 А. В соответствии с требованиями ГОСТ 7746 расчётное значение вторичной нагрузки ТТ должно находится в пределах: 3,75 ВА … 5 ВА (0,15 Ом…0,2 Ом).

Согласно ГОСТ 7746 номинальная вторичная нагрузка — полное сопротивление внешней вторичной цепи трансформатора тока, имеющей коэффициент мощности cos φ = 0,8, при котором гарантируются класс точности трансформатора тока.

Нагрузка трансформатора тока складывается из следующих элементов: сопротивления проводов, связывающих счётчик электрической энергии с трансформаторами тока; сопротивления приборов, включённых в цепь трансформатора тока; переходного сопротивления в контактных соединениях.

Внешняя нагрузка на трансформатор тока определяется с учетом схемы соединения трансформаторов тока, данных каталогов на счетчики и расчётных данных длины вторичных цепей ТТ приведённых в кабельном журнале.

При расчёте внешней нагрузки трансформатора тока для упрощения принимается, что все полные сопротивления имеют одинаковые углы, т. е. могут складываться арифметически. Указанное допущение приемлемо, поскольку вносимая этим ошибка обычно невелика и идет в сторону дополнительного запаса.

Вторичная нагрузка трансформаторов тока определяется по формуле,

, где

— переходное сопротивление в контактах принимается равным — 0,05 Ом;

— сопротивление проводов, Ом (в случае соединения трансформаторов тока звездой в испытательной клеммной коробке, сопротивление увеличить в 2- раза);

— сопротивление приборов, Ом

При выборе трансформаторов тока должно выполняться условие

,

где — номинальная допустимая нагрузка трансформатора тока в выбранном классе точности.

Сопротивление проводов для схемы включения счётчика и ТТ по схеме «звезды», определяют по формуле:

,

где — длина провода, м ;

— удельная проводимость, Ом/м;

— сечение провода или жилы кабеля;

Сопротивление счетчика, определяется из каталога на соответствующую аппаратуру непосредственно или пересчетом по имеющимся в каталоге данным о потребляемой мощности и токе по формуле,

,

где — мощность, ВА, потребляемая прибором при токе I, А.

Для рассматриваемых в проекте типов счетчиков мощность, потребляемая каждой токовой цепью, не превышает 0,1 ВА, следовательно, = 0,004 Ом.

Расчёты нагрузки вторичных измерительных цепей трансформаторов тока приведены в Приложении 11.1., Таблица 11.2.

Приложение 11.1

Выбор коэффициента трансформации и проверка выбранного коэффициента трансформации ТТ на присоединениях в соответствии п. 1.5.17 ПУЭ. Данные по присоединённой мощности, разрешённой единовременной мощности, рабочих токах взяты на основании материалов предпроектного обследования объекта.

Учет электроэнергии в здании

Чаще всего в качестве ОДПУ используется трехфазный цифровой электросчетчик, например типа «Меркурий 230». Счетчики могут быть однотарифные и многотарифные, определяющие потребление в раз­ное время суток, периоды, когда применяются разные тарифы для расчетов: «пик», «полупик», «ночь». Цифровые счетчики в силу своих принципов работы имеют потребность в потреблении энергии (самопотребление). Это означает, что даже при полностью выключенных электрических приборах ежемесячные показания счетчика будут все-таки увеличиваться, впрочем, очень незначительно. Также у каждого счетчика есть еще один немаловажный параметр — максимальный и минимальный измеряемый ток. Минимальный ток обусловлен уровнем чувствительности прибора, а максимальный ограничен его физическими возможностями.

Читайте так же:
Поверка счетчиков лицензия или сертификат

Если ток в цепи не превышает максимального тока прибора учета, то прибор включается непосредственно в цепь — в разрыв. В противном случае необходимо использовать подключение ПУ к цепи энергопотре­бления через измерительные трансформаторы тока. Такой трансформатор служит для кратного снижения измеряемого тока, пропорционально соотношению числа витков его обмоток. Например для трансформатора типа ТТ 100/5 коэффициент трансформации (понижения значения) измеряемого тока равен 20, для ТТ 200/2 — коэффициент равен 100. Данный коэффициент принимается к расчету потребляемой энергии, и это должно быть указано в договоре со сбытовой организацией. В этом случае показания счетчика за расчетный период умножаются на коэф­фициент трансформации.

Использование в ВРУ трансформаторов тока влечет одну немалую проблему. Дело в том, что срок поверки измерительных трансфор­маторов составляет, как правило, 3 года, в то время как для цифро­вых счетчиков «Меркурий» установлен срок поверки 16 лет. Повер­ку (или замену) трансформаторов необходимо производить только с отключением щита ВРУ от сети. Это означает, что здание остается без электроснабжения на довольно длительный период, иногда до часа и более.

Подобные работы проводятся только по согласованию со сбыто­вой организацией, все приборы учета и трансформаторы тока после установки на место должны быть опломбированы. Кроме изначальных пломб завода-изготовителя, на ПУ свои пломбы ставит и ресурсоснаб­жающая (сбытовая ) организация. Составляется акт ввода прибора учета в эксплуатацию, который подписывается сторонами договора поставки электроэнергии, в нашем случае — представителями энергосбытовой и управляющей организаций.

Современные цифровые приборы учета позволяют использовать их в автоматической системе коммерческого учета электроэнер­гии (АСКУЭ). Данная система позволяет снимать показания с при­боров учета дистанционно, в режиме онлайн. АСКУЭ позволяет ав­томатизировать процесс снятия показаний с ПУ и контролировать сторонние утечки электричества. Если такая система не внедрена на объекте, необходимо ежемесячно составлять акт о снятии показаний с ОДПУ. В акте обычно указываются показания ПУ за прошлый и те­кущий месяцы и разница между ними, указывающая месячный расход энергии.

Кроме основных ОДПУ, в здании дополнительно могут быть уста­новлены и контрольные ПУ. Они исполняют роль резервных приборов, на случай выхода из строя основных. В договоре должно быть указано, какие именно ПУ используются для расчетов (основные в договоре обо­значаются «О»), а какие ПУ — контрольные («1»).

Сумма оплаты за электроэнергию, потребленную в отчетном пери­оде, рассчитывается по формуле, исходя из показаний прибора учета:

Р(ээ) = Gпу х Kтрф х Тээ

где Gпy — расход энергии по прибору учета; Ктрф — коэффициент трансформации (указан в договоре); Тээ — тариф на энергию.

Тарифы на электроэнергию устанавливаются комитетом по ценам и тарифам субъекта Федерации. Для населения они различаются в зави­симости от типа населенного пункта, от наличия в МКД электрических или газовых плит, от времени суток — день/ночь; пик/полупик/ночь.

Во многих нормативных актах (и в частности, в указанных) существует ряд про­тиворечий касательно условий поставки и учета электроэнергии. Надо обязательно иметь в виду, что для жилых помещений безусловным при­оритетом является жилищное законодательство. На сегодняшний день продуманная трактовка и грамотное применение законодательства — это, по существу, единственный способ противостоять монополизму поставщиков.

голоса
Рейтинг статьи
Ссылка на основную публикацию