РІШЕННЯ

ІМЕНЕМ УКРАЇНИ

м. Київ

21.01.2022Справа № 910/9557/20
За позовом Акціонерного товариства "Київгаз"

до Товариства з обмеженою відповідальністю "Оператор газотранспортної системи України"

про визнання договору укладеним

Суддя Мельник В.І.

за участю секретаря судового засідання Федорової О.В.

Представники сторін: відповідно до протоколу судового засідання

ВСТАНОВИВ:

Акціонерне товариство "КИЇВГАЗ" подало на розгляд Господарського суду міста Києва позовну заяву до Товариства з обмеженою відповідальністю "ОПЕРАТОР ГАЗОТРАНСПОРТНОЇ СИСТЕМИ УКРАЇНИ" про визнання договору укладеним.

Позовні вимоги обґрунтовано позивачем наявністю розбіжностей щодо редакції Технічної угоди між сторонами, в зв`язку із чим дані розбіжності мають бути вирішенні в судовому порядку.

Ухвалою Господарського суду міста Києва від 07.07.2020 відкрито провадження у справі № 910/9557/20 та призначено підготовче засідання на 31.07.2020.

31.07.2020 відділом діловодства суду від позивача отримано клопотання про відкладення підготовчого заідання.

31.07.2020 розгляд справи не відбувся, у зв`язку із перебуванням судді Мельника В.І. на лікарняному.

11.08.2020 відділом діловодства суду від відповідача отримано відзив на позовну заяву.

Ухвалою суду від 01.09.2020 розгляд справи призначено на 21.09.2020.

17.09.2020 відділом діловодства суду від позивача отримано відповідь на відзив.

21.09.2020 розгляд справи не відбувся, у зв`язку із перебуванням судді Мельника В.І. на лікарняному.

Ухвалою суду від 28.09.2020 розгляд справи призначено на 30.10.2020.

06.10.2020 відділом діловодства суду від відповідача отримано заперечення на відповідь на відзив.

Ухвалою суду від 30.10.2020 підготовче засідання відкладено на 04.12.2020.

Ухвалою Господарського суду міста Києва від 04.12.2020 закрито підготовче провадження у справі та призначено розгляд справи по суті на 25.01.2021.

В судовому засіданні 25.01.2021 судом оголошено перерву до 26.02.2021.

В судовому засіданні 26.02.2021 судом оголошено перерву до 29.03.2021.

В судовому засіданні 29.03.2021 судом оголошено перерву до 16.04.2021.

Ухвалою суду від 17.05.2021 розгляд справи призначено на 23.06.2021.

В судовому засіданні 23.06.2021 судом оголошено перерву до 20.08.2021.

В судовому засіданні 20.08.2021 судом оголошено перерву до 24.09.2021.

24.09.2021 ухвалою суду відкладено розгляд справи на 05.11.2021.

05.11.2021 розгляд справи не відбувся.

Ухвалою Господарського суду міста Києва від 22.11.2021 відкладено розгляд справи на 21.01.2021.

В судове засідання 21.01.2021 з`явився представник позивача, надав суду усні пояснення у справі та просив суд задовольнити позовні вимоги в повному обсязі.

В судове засідання 21.01.2021 представник відповідача з`явився, надав суду усні пояснення у справі.

Заслухавши пояснення представників позивача та відповідача, дослідивши наявні в справі матеріали, всебічно і повно з`ясувавши всі фактичні дані, на яких ґрунтуються позовні вимоги та заперечення, об`єктивно оцінивши докази, які мають значення для розгляду справи і вирішення спору по суті, суд з`ясував наступне.

15.05.2020 Акціонерним товариством «КИЇВГАЗ» (Позивач) як оператором газорозподільної системи було направлено на адресу Товариства з обмеженою відповідальністю «Оператор газотранспортної системи України» (Відповідач) лист №1360/09-2 із підписаними зі сторони Позивача двома примірниками проєкту Технічної угоди про умови приймання-передачі природного газу (Технічна угода) та пропозицією укладення цієї угоди.

09.06.2020 Позивач отримав від Відповідача лист за вх. №2196, яким ТОВ «Оператор газотранспортної системи України» повідомило про наявність заперечень щодо запропонованої АТ «КИЇВГАЗ» редакції Технічної угоди та запропонувало Позивачу підписати угоду в редакції доданого Протоколу розбіжностей.

30.06.2020 Позивач, не погодившись із текстом Технічної угоди в редакції, передбаченій Протоколом розбіжностей, направив на адресу Відповідача лист з підписаним та скріпленим печаткою Позивача Протоколом узгодження розбіжностей та пропозицією його підписати.

Позивач звернувся до Господарського суду м. Києва з позовом про визнання Технічної угоди укладеною в запропонованій ним редакції у зв`язку з наявністю неврегульованих розбіжностей між Відповідачем та Позивачем щодо погодження умов Технічної угоди.

Відповідно до пункту четвертого Глави 1 Розділу І Кодексу газорозподільних систем оператор газорозподільної системи - суб`єкт господарювання, що на підставі ліцензії здійснює діяльність з розподілу природного газу газорозподільною системою, яка знаходиться у його власності або користуванні відповідно до законодавства, та здійснює щодо неї функції оперативно-технологічного управління.

Оператор газотранспортної системи - суб`єкт господарювання, який на підставі ліцензії здійснює діяльність із транспортування природного газу газотранспортною системою на користь третіх осіб (замовників).

Згідно з пунктом дев`ятим Глави 2 Розділу ІІІ Кодексу газотранспортної системи особливості обліку природного газу в точках входу та точках виходу між оператором газотранспортної системи та операторами суміжних систем або іншими суб`єктами, безпосередньо підключеними до газотранспортної системи, регулюються Кодексом та технічною угодою, що укладається між вказаними суб`єктами (далі - технічна угода), яка не може суперечити вимогам Кодексу.

Отже, укладення технічної угоди між Позивачем та Відповідачем є обов`язковим в силу прямої вказівки закону.

Відповідно до частини сьомої ст. 181 Господарського кодексу України (в редакції станом на дату подання позову) якщо сторона, яка одержала протокол розбіжностей щодо умов договору, заснованого на державному замовленні або такого, укладення якого є обов`язковим для сторін на підставі закону, або сторона - виконавець за договором, що в установленому порядку визнаний монополістом на певному ринку товарів (робіт, послуг), яка одержала протокол розбіжностей, не передасть у зазначений двадцятиденний строк до суду розбіжності, що залишилися неврегульованими, то пропозиції другої сторони вважаються прийнятими.

Відповідачем не було прийнято пропозицію Позивача про укладення Технічної угоди на запропонованих останнім умовах, а Позивачем не було прийнято пропозицію Відповідача про укладення Технічної угоди в редакції підписаного ним протоколу розбіжностей, відтак цей спір щодо врегулювання розбіжностей на підставі положень частини сьомої ст. 181 Господарського кодексу України підлягає розгляду Господарським судом міста Києва.

Щодо неврегульованих розбіжностей за пунктами договору суд зазначає наступне.

Щодо врегулювання розбіжностей за пунктами 1.2., 2.1., 2.4.

Відповідач вважає, що Технічна угода має регулюватися положеннями виключно Кодексу газотранспортної системи, а Позивач наполягає на тому, що відносини між сторонами мають регулюватися як Кодексом газотранспортної системи, так і Кодексом газорозподільних систем.

Доводи Відповідача зводяться до того, що на нього, як на Оператора газотранспортної системи України, не розповсюджується дія Кодексу ГРМ.

За таких обставин суд вважає, що доводи Позивача є нормативно обґрунтованими, оскільки дія Кодексу ГРМ хоча і не розповсюджується на газотранспортну систему, проте визначає взаємовідносини оператора газорозподільних систем із суб`єктами ринку природного газу, а також визначає правові, технічні, організаційні та економічні засади функціонування газорозподільних систем, зокрема умови забезпечення:

1) надійної і безпечної експлуатації газорозподільних систем та гарантованого рівня розподілу (переміщення) природного газу до/від суміжних суб`єктів ринку природного газу відповідної якості;

2) комерційного, у тому числі приладового обліку природного газу в газорозподільній системі та визначення його об`ємів і обсягів передачі до/з газорозподільної системи, у тому числі в розрізі суб`єктів ринку природного газу;

5) механізмів взаємодії оператора газорозподільної системи з операторами суміжних систем та з іншими суб`єктами ринку природного газу. (п. 2 гл. 1 р. І Кодексу ГРМ)

Оскільки Оператор ГТС є суміжним суб`єктом ринку природного газу по відношенню до Оператора ГРМ, то у взаємовідносинах обидві сторони мають керуватися в тому числі й Кодексом ГРМ.

Відтак, суд вважає, що пункти 1.2., 2.1., 2.4. мають бути прийняті в редакції запропонованій Позивачем, оскільки така редакція узгоджується з положеннями Кодексу ГРМ та не суперечить положенням Кодексу ГТС.

1.2. Дана Технічна угода регулюється положеннями Закону України «Про ринок природного газу», Кодексу газотранспортної системи (затверджений постановою НКРЕКП № 2493 від 30.09.2015 р., надалі - Кодекс ГТС), Кодексу газорозподільних систем (затверджений постановою НКРЕКП № 2494 від 30.09.2015 р., надалі - Кодекс ГРМ) та визначає:

засади обміну інформацією, в тому числі специфікаціями у форматі даних і протоколів, які дають можливість співпраці з системою обміну інформацією оператора газотранспортної системи;

порядок надання доступу до телеметричних та вимірювально-розрахункових даних, у тому числі порядок отримання вихідної інформації від комерційних та дублюючих вузлів обліку газу (надалі - ВОГ);

встановлення граничнодопустимих значень мінімального та максимального тиску газу;

порядок визначення кількості газу та порядок визначення фізико-хімічних показників (надалі - ФХП) газу;

порядок перевірки, повірки (у тому числі спільної) та введення в експлуатацію комерційних та дублюючих ВОГ;

порядок обмеження (припинення) транспортування газу у випадку його не відповідності ФХП, зазначеним в Кодексі ГТС та/або в даній Технічній угоді;

порядок узгодження графіків та порядок проведення ремонтних робіт і робіт з модернізації, які мають вплив на умови роботи суміжних систем;

порядок дій на випадок виникнення перебоїв у роботі суміжних систем;

порядок повідомлення про аварії та порядок взаємодії сторін у разі їх виникнення;

порядок взаємодії та контактні дані диспетчерських служб Сторін;

порядок обміну інформацією стосовно запланованих інвестицій, робіт з ремонту та/або модернізації, які мають вплив на умови роботи суміжних систем;

порядок врегулювання спорів;

інші питання.

« 2.1. Порядок обміну даними визначається відповідно до Кодексу ГТС та Кодексу ГРМ.»

« 2.4. Вимоги до наповнення інформаційної платформи поточними та статистичними даними визначено Кодексом ГТС та Кодексом ГРМ.»

Щодо врегулювання розбіжностей за пунктом 1.3.

Обґрунтування Позивачем власної редакції п. 1.3. ґрунтується лише на тому, що запропонована Відповідачем редакція містить не вичерпний перелік нормативних актів, якими керуються Сторони при виконанні даної Технічної угоди.

Суд вважає такі доводи Позивача необґрунтованими, оскільки запропонована Відповідачем редакція включає, окрім Кодексу газотранспортних систем, також інші нормативно-правові акти, що регулюють правила обліку природного газу.

Враховуючи, що нормативно-правові акти, які регулюють правила обліку природного газу, можуть бути скасовані або прийняті нові, то відсутня необхідність у визначенні конкретного вичерпного переліку таких нормативно-правових актів. Відтак редакція п. 1.3. Відповідача жодним чином не порушує прав Позивача, а навпаки спрямована на уникнення необхідності постійного внесення змін до цього пункту.

« 1.3. Основними нормативно-правовими документами, якs визначають предмет даної технічної угоди, порядок приймання-передачі природного газу і взаємовідносини між Сторонами є Кодекс газотранспортних систем та інші чинні нормативно-правові акти, що регулюють правила обліку природного газу.

Облік газу, що передається з ГТС Сторони 1 в газорозподільну систему Сторони 2 у фізичних точках входу/виходу, перелік яких наведено у Додатку 1 до цієї Технічної угоди, який є його невід`ємною частиною, здійснюється комерційними ВОГ, для результатів вимірювання яких відомі відповідні характеристики похибок або невизначеність вимірювання.»

Щодо врегулювання розбіжностей за пунктом 2.3.

Позивач обґрунтовує власну редакцію пункту 2.3. Технічної угоди тим, що пунктом 2 Глави 3 Розділу IV Кодексу ГТС встановлено, що інформаційна платформа має бути доступною всім суб`єктам ринку природного газу та операторам торгових платформ у межах їх прав, визначених цим Кодексом, для забезпечення ними дій, пов`язаних із укладанням угод за короткостроковими стандартизованими продуктами, замовленням, наданням та супроводженням послуг транспортування природного газу, у тому числі для подання номінацій/реномінацій, перевірки величин грошових внесків (фінансової гарантії), а також інших дій, передбачених цим Кодексом.

Оператор ГРМ (АТ «Київгаз») зобов`язаний виконувати нормативно встановлений перелік обов`язків щодо обміну інформацією за допомогою Платформи (абз. 4 п. 6 гл. 3 р. І Кодексу ГРМ, п. 3 гл. 3 р. ІХ Кодексу ГРМ, п. 2 гл. 4 р. ІХ Кодексу ГРМ, п. 5 гл. 4 р. IV Кодексу ГТС, п. 1 гл. 1, п. 4 - 7 гл. 2, п. 2 гл. 3, п. п. 1 та 2 гл. 4, п. 6 гл. 7 р. ХІІ Кодексу ГТС тощо).

Пунктом 4 гл. 1 р. ХІІ Кодексу ГТС встановлено, що відповідальність за своєчасність, повноту і достовірність інформації, що надається відповідно до цього розділу, несе той суб`єкт, на якого покладається обов`язок щодо надання інформації оператору газотранспортної системи відповідно до цього розділу.

На оператора ГРМ, за результатами обміну інформацією на Платформі, покладене також виконання інших дій (абз. 5 п. 1 гл. 5 р. IV Кодексу ГТС, абз. 4 п. 1 гл. 5 р. IV Кодексу ГТС, абз. 6 п. 2 гл. 5 р. IV та абз. 3 п. 5 гл. 5 р. IV Кодексу ГТС, абз. 5 п. 5 гл. 5 р. IV Кодексу ГТС, абз. 6 п. 5 гл. 5 р. IV Кодексу ГТС тощо)

Суд погоджується з доводами Позивача в частині того, що обмеження припинення доступу до інформаційної платформи оператора ГТС, встановлене в договірному порядку, зможе убезпечити АТ «Київгаз» від самовільної зміни Відповідачем такого порядку та, як наслідок, загрози неможливості виконання АТ «Київгаз» своїх функціональних обов`язків на Платформі.

Разом з тим, таке обмеження припинення доступу до інформаційної платформи жодним чином не порушує права Відповідача.

Суд вважає, що пункт 2.3. має бути прийнятий в редакції запропонованій Позивачем.

« 2.3. Відповідно до вимог розділу І Кодексу ГТС для забезпечення електронної взаємодії та документообігу між суб`єктами ринку природного газу використовується інформаційна платформа оператора ГТС.

Припинення доступу Сторони 2 до інформаційної платформи оператора ГТС та/або обмеження функціональних можливостей Сторони 2, як оператора газорозподільних систем, на інформаційній платформі оператора ГТС не допускається.»

Щодо врегулювання розбіжностей за пунктом 3.2.

Розбіжності між сторонами наявні виключно щодо періоду надання діагностичної інформації з ультразвукового лічильника, Позивач наполягає на щомісячному наданні інформації, а Відповідач на щоквартальному.

Оскільки чинним нормативно-правовими актами не врегульовано питання періодичності надання інформації власником ВОГ, то суд вважає, що якомога частіший обмін такою інформацією не буде обмежувати прав сторін та сприятиме досягненню мети безпечного та надійного транспортування газу до споживачів.

Відтак, суд вважає, що пункт 3.2. має бути прийнятий в редакції запропонованій Позивачем.

« 3.2. За запитом, Власник ВОГ зобов`язаний надати іншій стороні діагностичну інформацію з ультразвукового лічильника, в т.ч. архів втручань та аварійних повідомлень. Власник ВОГ щомісяця надає звіт з обчислювача про аварійні повідомлення та інші події в роботі ультразвукового лічильника, отриманий за допомогою спеціалізованого програмного забезпечення.»

Щодо врегулювання розбіжностей за пунктом 3.3.

Обґрунтування Відповідачем запропонованої ним редакції пункту 3.3. шляхом посилання на власні корпоративні стандарти є нормативно необґрунтованим на відміну від доводів Позивача.

Суд приймає до уваги доводи Позивача, оскільки відповідно до п. п. 2 та 3 гл. 6 р. ІІІ Кодексу ГТС, сторона, яка приймає газ у точці виходу, має право на безперервне отримання інформації в електронному вигляді відповідно до розробленого проекту системи передачі даних (обладнання, лінії зв`язку), погодженого з власником комерційного вузла обліку. На підставі погодженого проекту сторона, яка приймає газ, забезпечує придбання, установлення та налагодження системи передачі даних. Інформація надається з персональної електронної обчислювальної машини підрозділу оператора газотранспортної системи, до якої надходить інформація з обчислювачів та коректорів.

Відтак, суд вважає, що пункт 3.3. має бути прийнятий в редакції запропонованій Позивачем.

« 3.3. Сторони мають право на безперервне отримання інформації з первинної бази даних обчислювачів та коректорів ВОГ з використанням систем передачі даних, погоджених з Власником ВОГ. На вимогу Сторони 2 Сторона 1 зобов`язана погодити проект та надати можливість встановити на ВОГ або ЗВТ власні системи передачі даних.»

Щодо врегулювання розбіжностей за пунктом 3.4.

Позивач наполягає на тому, що пункт 3.4. має містити положення щодо заборони зміни порядку інформації в односторонньому порядку.

Проте попередній абзац цього пункту, щодо якого розбіжності у сторін відсутні, вже передбачає неможливість внесення змін до угоди порядку передачі інформації в односторонньому порядку, а лише внаслідок укладення додаткової угоди. Тому суд вважає, що відсутня необхідність в дублюванні вже узгоджених раніше положень щодо неможливості зміни положень Технічної угоди в односторонньому порядку.

Відтак суд приймає пункт 3.4. редакції запропонованій Відповідачем.

« 3.4. Станом на момент укладення даної Технічної угоди передача інформації в електронному вигляді здійснюється в порядку, визначеному «Технічними вимогами щодо організації надання/отримання даних ТОВ «Оператор ГТС» про обсяг та фізико-хімічні показники газу у точках входу та точках виходу до/з газотранспортної системи», що затверджена Стороною 1.

Будь-які зміни до запровадженого на момент укладення даної Технічної угоди порядку передачі інформації в електронному вигляді можуть бути обов`язковими для виконання Сторонами лише після укладення додаткової угоди або додатку до даної Технічної угоди.»

Щодо врегулювання розбіжностей за пунктами 3.5., 3.6.

Пунктом 2 Глави 3 Розділу IV Кодексу ГТС передбачено, що інформаційна платформа має бути доступною всім суб`єктам ринку природного газу та операторам торгових платформ у межах їх прав, визначених цим Кодексом, для забезпечення ними дій, пов`язаних із укладанням угод за короткостроковими стандартизованими продуктами, замовленням, наданням та супроводженням послуг транспортування природного газу, у тому числі для подання номінацій/реномінацій, перевірки величин грошових внесків (фінансової гарантії), а також інших дій, передбачених цим Кодексом.

У зв`язку з цим суд вважає, що безпосередній доступ Позивача до діагностичної інформації узгоджується з положеннями пункту 2 Глави 3 Розділу IV Кодексу ГТС в частині доступу до інформаційної платформи всім суб`єктам ринку природного газу, а тому пункти 3.5., 3.6.приймаються в редакції Позивача.

« 3.5. Сторони погодили, що оскільки даною Технічною угодою регулюються в тому числі й відносини щодо обліку газу за допомогою ВОГ на основі ультразвукового лічильника, технічною можливістю якого є накопичення та збереження діагностичної інформації про втручання в роботу лічильника, аварійні ситуації, калібрування та інші дані, які прямо впливають на результати вимірювання, то належним доступом до даних ВОГ вважається не лише безпосередній доступ до коректора/обчислювача/ інших ЗВТ, але й доступ до діагностичної інформації.

Безпосереднім доступом в розумінні цієї Угоди є такий доступ, при якому інформація (дані) передається безпосередньо з ВОГ до отримувача, а не через проміжні ланки, на яких інформація (дані) додатково зберігається та/або обробляється (або може бути оброблена).»

« 3.6. Сторона, яка є власником комерційного ВОГ, зобов`язана без перешкод і зволікань надавати іншій Стороні достовірну погодинну інформацію в електронному вигляді у повному обсязі з автоматичних обчислювачів/коректорів, для кожної точки виходу з ГТС, а також діагностичну інформацію з встановлених ЗВТ.»

Щодо врегулювання розбіжностей за пунктами 6.1., 6.1.1.- 6.1.6.

Суд погоджується з доводами Позивача щодо необхідності визначення в Технічній угоді нормативних (стандартних) значень ФХП, яким повинен відповідати газ, що передається. Такі ФХП газу чітко визначені п. 13 гл. 1 Розділу ІІІ Кодексу ГТС та є ідентичними показникам, які передбачені пунктами 6.1.1., 6.1.2., 6.1.3., 6.1.4., 6.1.5., 6.1.6. Технічної угоди в редакції Позивача.

Редакція Відповідача, в якій він пропонує вказати компонентний склад газу із посиланням на «мольні відсотки», не зазначаючи допустимі значення компонентів у мольних відсотках, є некоректною та нормативно необґрунтованою.

Природний газ, що подається з ГТС Відповідача до газорозподільної системи Позивача, повинен відповідати вимогам п. 13, гл. 1 Розділу ІІІ Кодексу ГТС.

Позивач (Оператор ГРМ) згідно п. 7, гл. 3, Розділу I Кодексу ГРМ відповідає за якість природного газу з моменту його надходження в ГРМ до моменту його передачі в пунктах призначення.

Жодним актом чи договором не визначена додаткова компенсації за недотримання параметрів якості природного газу за параметрами, які визначені п. 13 гл. 1 р. ІІІ Кодексу ГТС, а саме вміст метану, азоту та вуглецю.

Доводи Відповідача відносно того, що договором транспортування природного газу встановлюється додаткова плата щодо недотримання параметрів якості газу є необґрунтованими, оскільки в матеріалах справи відсутні докази погодження такої додаткової плати умовами договору транспортування.

У зв`язку з відсутністю відповідного нормативного регулювання суд вважає, що запропонована Позивачем формула визначення додаткової компенсації за недотримання вмісту метану забезпечить права Позивача на отримання від Відповідача газу належної якості.

Отже, суд приходить до висновку, що редакція пунктів 6.1., 6.1.1., 6.1.2., 6.1.3., 6.1.4., 6.1.5., 6.1.6. має узгоджуватися з положеннями п. 13 гл. 1 Розділу ІІІ Кодексу ГТС, а тому приймається редакція Позивача, яка є нормативно обґрунтованою.

6.1. Загальна частина

ФХП та властивості газу в точках виходу повинні відповідати вимогам, встановленим у п.п. 6.1.1. - 6.1.6. даної Технічної угоди.

Визначення ФХП газу у точках виходу з ГТС проводиться Стороною 1 на умовах, визначених з урахуванням Кодексу ГТС та погоджених з Стороною 2, з використанням автоматичних потокових приладів (автоматичних хроматографів та вологомірів), лабораторних (переносних) приладів та/або вимірювальних хіміко-аналітичних лабораторій.

Відповідальність за визначення ФХП газу в точках виходу з ГТС несе власник ВОГ.

Визначення ФХП газу для кожної окремої фізичної точки виходу з ГТС може проводитись як на ГРС такої фізичної точки, так і в інших точках магістральних газопроводів, від яких подається газ до вищезазначеної фізичної точки. В такому випадку Сторона 1 самостійно визначає точки визначення ФХП (місця відбору проб) та гарантує, що значення теплоти згорання відібраної проби не відрізняється більше ніж на +/- 5% у ту саму добу від теплоти згорання газу по фізичній точці виходу, на яку ці значення ФХП розповсюджуються.

У разі якщо до точки виходу з ГТС газ надходить одночасно від різних джерел, визначення ФХП газу, що подається на таку точку виходу з ГТС, проводиться після точки змішування.

Сторона 1 повинна розробити, затвердити та розмістити на офіційному сайті відповідні маршрути руху газу та точки відбору проб для визначення ФХП газу, в яких описано та схематично зображено маршрут переміщення газу від точки/точок визначення ФХП газу до точок виходу з ГТС з відображенням місць відбору проб ФХП газу та/або місць встановлення автоматичних потокових приладів визначення ФХП газу.

Маршрут може бути розроблений як для однієї точки виходу з ГТС, так і для групи точок виходу з ГТС з однаковими ФХП газу.

У випадку транспортування газу до точки виходу різними маршрутами складаються і затверджуються всі можливі маршрути.

Вимірювальна хіміко-аналітична лабораторія повинна бути уповноважена/акредитована/пройти оцінку технічної компетенції на проведення вимірювань у встановленому порядку.

Відповідно до умов Кодексу ГТС визначаються такі ФХП газу:

6.1.1. Компонентний склад газу (у мольних відсотках), що подається в газотранспортну систему, повинен відповідати таким вимогам:

вміст метану (C1), мол. % мінімум 90

вміст етану (C2), мол. % максимум 7

вміст пропану (C3), мол. % максимум 3

вміст бутану (C4), мол. % максимум 2

вміст пентану та інших більш важких вуглеводнів (C5+), мол. % максимум 1

вміст азоту (N2), мол. % максимум 5

вміст вуглецю (CO2), мол. % максимум 2

вміст кисню (O2), мол. % максимум 0,02

Додатково можуть бути враховані концентрації гелію (Не) та водню (Н2), які не вимірюються, а враховуються в складі газу як умовно постійні величини.

Примітка: Потоковий газовий хроматограф може визначати вміст азоту разом з киснем (якщо він є в газі). При цьому вміст кисню визначається окремо лабораторним хроматографом раз на місяць.

У разі не виконання наведених вимог та/або вимог п. 13 гл. 1 р. ІІІ Кодексу ГТС Сторона 1 має сплатити Стороні 2 компенсацію за недотримання параметру якості газу по вмісту метану.

У разі подачі в точках виходу з ГТС газу, склад якого не відповідає вищенаведеним вимогам та/або вимогам п. 13 гл. 1 р. ІІІ Кодексу ГТС за вмістом метану (C1), а саме вміст метану (С1) нижчий від значення 90 мол. %, Сторона 1 зобов`язана сплатити Стороні 2 компенсацію, яка розраховується за формулою:

BGCV = Qi ЧБЦГ Ч (1- C/С1),

де

ВGCV - компенсація за недотримання параметра якості газу по вмісту метану, гривні;

Qi - обсяг газу з недотриманим параметром якості по вмісту метану, тисяч м3;

БЦГ - базова ціна природного газу, визначена відповідно до Кодексу ГТС, гривень за одну тисячу м3;

C - значення вмісту метану в газі, що поданий в точці виходу з ГТС або на межі балансової належності об`єкта прямого споживача, мол. %;

C1 - мінімальне значення вищої теплоти згорання, визначене Кодексом ГРМ, мол. %.

6.1.2. Вміст сірки і сірчистих сполук (в мг/м3 ), що відноситься до таких компонентів:

вміст сірководню, г/м-3 максимум 0,006

вміст меркаптанової сірки, г/м-3 максимум 0,02.

6.1.3. Теплота згоряння.

Вища теплота згоряння (25 °C/20 °C)

мінімум 36,20 МДж/м-3 (10,06 кВт?год/м-3)

максимум 38,30 МДж/м-3 (10,64 кВт?год/м-3)

Вища теплота згоряння (25 °C/0 °C)

мінімум 38,85 МДж/м-3 (10,80 кВт?год/м-3)

максимум 41,10 МДж/м-3 (11,42 кВт?год/м-3)

Нижча теплота згоряння (25 °C/20 °C)

мінімум 32,66 МДж/м-3 (09,07 кВт?год/м-3)

максимум 34,54 МДж/м-3 (09,59 кВт?год/м-3)

Вища та нижча теплота згоряння за стандартних умов (в МДж / м3, кВт*год / м3 або кКал/м3).

6.1.4. Температура точки роси за вологою, °С:

при абсолютному тиску газу 3,92 МПа не перевищує мінус 8 (-8).

6.1.5. Температура точки роси за вуглеводнями

при температурі газу не нижче 0°С не перевищує 0°С

6.1.6. Вміст механічних домішок: відсутні.»

Щодо врегулювання розбіжностей за пунктами 6.4.8., 6.4.9.

Відповідач у відзиві на позовну заяву зазначає, що Позивач виклав п. 6.4.8. в редакції п. 6.4.9. Відповідача, а п. 6.4.9. в редакції п. 6.4.10. Відповідача тобто заперечення щодо змісту пунктів у сторін відсутні.

Суд вважає, що певна нумерація пунктів Технічної угоди за умови відсутності спору щодо їх змісту, не може порушити права сторін Технічної угоди.

Проте з метою уніфікації тексту Технічної угоди та задля уникнення протиріч між сторонами суд керується нумерацією, запропонованою Позивачем, тому пункти 6.4.8., 6.4.9. приймаються в редакції Позивача.

« 6.4.8. Термін дії результатів вимірювань.

Значення ФХП, визначені дискретно (з заданою періодичністю), вважаються дійсними від моменту їх визначення до моменту часу, поки нове визначення не зроблено.

У випадку, коли результат окремого вимірювання не чинний (з ознакою аварії), повинен бути використаний попередній чинний результат вимірювання до отримання наступного чинного результату вимірювань.

У разі використання потокових ЗВТ визначається середнє арифметичне із чинних значень ФХП газу, визначених у кожному розглянутому періоді.

6.4.9. Втручання у обладнання контролю ФХП.

Про всі заходи втручання в роботу потокових ЗВТ визначення ФХП (технічне обслуговування, заміна калібрувальної суміші, тощо) власник комерційного ВОГ повинен повідомити іншу Сторону за 2 робочих дні до початку втручання. Сторона має право направити представників для участі в заходах втручання в роботу потокових ЗВТ та роботах. За результатами робіт/втручань повинен бути складений звіт. Про випадки несанкціонованого втручання в роботу потокових ЗВТ визначення ФХП власник ВОГ повинен повідомляти негайно після виявлення таких випадків.

У разі, якщо інша Сторона не направила представників для участі в роботах, власник ВОГ може провести роботи самостійно зі складанням акту (протоколу) в односторонньому порядку. Акт (протокол) після завершення робіт надсилається іншій Стороні електронною поштою та у паперовому вигляді.»

Щодо врегулювання розбіжностей за пунктом 7.1.

Відповідач вважає, що Технічна угода має регулюватися положеннями виключно Кодексу газотранспортної системи, а Позивач наполягає на тому, що відносини між сторонами мають регулюватися як Кодексом газотранспортної системи, так і Кодексом газорозподільних систем.

Доводи Відповідача зводяться до того, що на нього, як на Оператора газотранспортної системи України, не розповсюджується дія Кодексу ГРМ.

За таких обставин суд вважає, що доводи Позивача є нормативно обґрунтованими, оскільки дія Кодексу ГРМ хоча і не розповсюджується на газотранспортну систему, проте визначає взаємовідносини оператора газорозподільних систем із суб`єктами ринку природного газу, а також визначає правові, технічні, організаційні та економічні засади функціонування газорозподільних систем, зокрема умови забезпечення:

1) надійної і безпечної експлуатації газорозподільних систем та гарантованого рівня розподілу (переміщення) природного газу до/від суміжних суб`єктів ринку природного газу відповідної якості;

2) комерційного, у тому числі приладового обліку природного газу в газорозподільній системі та визначення його об`ємів і обсягів передачі до/з газорозподільної системи, у тому числі в розрізі суб`єктів ринку природного газу;

5) механізмів взаємодії оператора газорозподільної системи з операторами суміжних систем та з іншими суб`єктами ринку природного газу. (п. 2 гл. 1 р. І Кодексу ГРМ)

Оскільки Оператор ГТС є суміжним суб`єктом ринку природного газу по відношенню до Оператора ГРМ, то у взаємовідносинах обидві сторони мають керуватися в тому числі й Кодексом ГРМ, тому суд приймає редакцію пункту 7.1. Позивача, як нормативно обґрунтовану.

« 7.1. Загальна частина.

Вимоги до складових частин ВОГ, правил експлуатації приладів обліку, порядку вимірювання його обсягів та визначення якості визначаються законодавством України з питань метрології, технічними регламентами та нормами, правилами і стандартами.

Особливості обліку газу у точках виходу з ГТС регулюється положеннями Кодексу ГТС, Кодексу ГРМ та цією Технічною угодою.»

Щодо врегулювання розбіжностей за пунктом 7.2.1.

Позивач, обґрунтовуючи розміщення ВОГ лише у точці виходу з газотранспортної системи, посилається на те, що після ВОГ на ГРС в газопроводі знаходиться природний газ, який вже обліковується, як переданий Позивачу.

Відповідач вважає, що ВОГ має розташовуватись у точці входу/виходу з газотранспортної системи, оскільки точка приєднання має співпадати з межею балансової належності між операторами суміжних систем або іншими суб`єктами, безпосередньо підключеними до газотранспортної системи. А газопроводи від межі балансової належності до будинків операторів ГРС не є власністю Відповідача.

Суд приходить до висновку, що ВОГ має бути розміщений у точці виходу з газотранспортної системи, оскільки лише в цій точці газ вважається переданим Позивачу, а за втрати газу до точки виходу відповідальність несе Відповідач

Для розрахунку виробничо-технологічних втрат природного газу необхідно застосовувати Методику визначення питомих виробничо-технологічних втрат природного газу під час його транспортування газорозподільними мережами, яка затверджена Наказом Міністерства палива та енергетики України від 30.05.2003 № 264, зареєстрована в Міністерстві юстиції України від 09.07.2003 № 570/7891.

Згідно п. 4 гл. 1, р. IX Кодексу ГРМ комерційний вузол обліку встановлюється (організовується) в точці вимірювання, яка має збігатися з межею балансової належності (точкою комерційного обліку) між суміжними суб`єктами ринку природного газу.

Розрахунки втрат і витрат природного газу розраховуються відповідно до Методик визначення питомих виробничо-технологічних втрат/витрат природного газу.

Порядок розрахунку втрат і витрат природного газу оформлюється окремим додатком до договору розподілу природного газу (технічної угоди про умови приймання-передачі газу ГРМ чи договору транспортування природного газу).

За таких обставин, суд приймає пункт 7.2.1. в редакції Позивача.

« 7.2.1. Комерційний ВОГ у точці виходу з ГТС має бути розташований у точці приєднання, яка має співпадати з межею балансової належності між Сторонами. У випадку, якщо комерційний ВОГ у точці виходу з ГТС не розташований у точці приєднання, або точка приєднання не співпадає з межею балансової належності між Сторонами, власник комерційного ВОГ за домовленістю з оператором ГТС передає йому на обслуговування на підставі договору відповідну інфраструктуру від комерційного ВОГ до межі балансової належності, який передбачає покриття відповідних витрат оператора ГТС.

Сторони домовились вважати ділянку газопроводу від ВОГ до межі балансової належності між Сторонами, включаючи газопроводи, прокладені до будинків операторів газорозподільних станцій, розподільчим газопроводами, на які розповсюджується дія Методики визначення питомих виробничо-технологічних втрат природного газу під час його транспортування газорозподільними мережами, що затверджена Наказом Міністерства палива та енергетики України 30.05.2003 № 264 та зареєстрована в Міністерстві юстиції України 09.07.2003 р. за № 570/7891.»

Щодо врегулювання розбіжностей за пунктом 7.4.5.

Запропонована Відповідачем редакція п. 7.4.5. фактично відповідає першому абзацу п. 7.4.6. в редакції Позивача з урахуванням необхідності дотримання положень Закону України «Про метрологію та метрологічну діяльність». Відтак відсутня необхідність в дублюванні однакових положень Технічної угоди.

Тому суд вважає, що запропонована Позивачем редакція п. 7.4.5. сприятиме справедливому балансу інтересів сторін, оскільки цим пунктом передбачено спільне узгодження сторонами порядку експлуатації вимірювальних систем ВОГ.

Враховуючи наведене а також те, що Відповідач у відзиві на позовну заяву заперечень щодо змісту п. 7.4.5. в редакції Позивача не висловив, суд не вбачає підстав для відмови у прийнятті редакції Позивача.

« 7.4.5. При введенні в експлуатацію комерційних ВОГ Сторони узгоджують та передбачають в акті введення в комерційну експлуатацію ВОГ порядок експлуатації основної, дублюючої та контрольної вимірювальної системи ВОГ.»

Щодо врегулювання розбіжностей за пунктом 7.4.6.

Реакції п. 7.4.6. Позивача та Відповідача відрізняються посиланням Позивача на необхідність дотримання положень Закону України «Про метрологію та метрологічну діяльність».

Відповідно до частини другої ст. 8 Закону України «Про метрологію та метрологічну діяльність» експлуатація засобів вимірювальної техніки, які застосовуються у сфері законодавчо регульованої метрології (далі - законодавчо регульовані засоби вимірювальної техніки), здійснюється з дотриманням правил застосування таких засобів, встановлених у нормативно-правових актах, і вимог щодо їх експлуатації, встановлених в експлуатаційних документах на такі засоби.

У випадку, якщо сторони не погодили порядок експлуатації вимірювальних систем, доречним є використання системи, яка відповідає вимогам Закону України «Про метрологію та метрологічну діяльність», відтак в цій частині судом приймається редакція пункту 7.4.6. Позивача.

Крім цього, Позивач вирішив врегулювати питання щодо проведення процедури повірки лічильників та передбачив необхідність присутності представників обох сторін під час проведення повірки як в Україні, так і на території іноземних держав.

Суд вважає, що в цій частині редакція п. 7.4.6. також сприятиме справедливому балансу інтересів сторін, оскільки передбачено можливість проведення повірки лише за участі представників Позивача та Відповідача.

« 7.4.6. Якщо Сторони не погодили порядок експлуатації вимірювальних систем (ВОГ), комерційною системою вважається основна або дублююча система (ВОГ), що має найменшу невизначеність відповідно до документів щодо оцінки відповідності ВОГ, за умови дотримання при цьому вимог Закону України «Про метрологію та метрологічну діяльність», Кодексу ГТС, а також за умови, що всі вимірювальні канали основної та дублюючої систем перебувають у справному робочому стані.

Перед введенням в експлуатацію та під час експлуатації лічильники повинні пройти повірку (калібрування) за таких умов :

- робочий надлишковий тиск менше 0,4 МПа:

Власник ВОГ забезпечує проведення повірки лічильників газу уповноваженими організаціями на повітрі при атмосферному тиску згідно вимог чинних методик повірки на лічильники газу.

Інша сторона має право на проведення додаткової перевірки метрологічних характеристик лічильника газу під робочим тиском на середовищі - природний газ. Власник ВОГ надає лічильник газу іншій Стороні для проведення додаткової перевірки.

- робочий надлишковий тиск 0,4-1,2 МПа:

Власник ВОГ забезпечує проведення повірки лічильників газу уповноваженими організаціями на повітрі при атмосферному тиску на середовищі повітря та додаткову перевірку лічильника газу під тиском до 6 бар на середовищі - природний газ;

- робочий надлишковий тиск більше 1,2 МПа:

Власник ВОГ забезпечує проведення повірки лічильників газу уповноваженими організаціями під атмосферним тиском на середовищі - повітря згідно вимог чинних методик повірки на лічильники газу та додаткове калібрування під робочим тиском на середовищі природний газ на сертифікованих метрологічних стендах.

Представники обох Сторін повинні бути присутні під час проведення повірки УЗЛ в Україні та калібруванні лічильників в європейських випробувальних центрах. Власник ВОГ повинен своєчасно повідомити іншу Сторону про дату, час та місце проведення повірки та калібрування лічильників з метою необхідності оформлення документів на відрядження.»

Щодо врегулювання розбіжностей за пунктом 7.4.7.

Оскільки між сторонами відсутній спір щодо змісту пункту 7.4.7., то суд вважає за необхідне керуватися нумерацією, запропонованою Позивачем, задля уніфікації єдиної редакції Технічної угоди.

« 7.4.7. Перед введенням в комерційну експлуатацію відповідність ВОГ вимогам чинних нормативно-правових актів, стандартів повинна бути підтверджена відповідними організаціями, уповноваженими державними органами з урахуванням вимог Закону України «Про метрологію та метрологічну діяльність».

Щодо врегулювання розбіжностей за пунктом 7.4.8.

Суд приймає редакцію пункту 7.4.8. Позивача (зі збереженням нумерації Позивача), оскільки вона містить ширший перелік технічної документації, яка зможе підтвердити коректну роботу елементів ВОГ, та передбачає необхідність надання саме оригіналів такої документації.

« 7.4.8. При введенні в експлуатацію комерційного ВОГ (основної та/або дублюючої вимірювальної систем) власник ВОГ надає іншій Стороні копії та, для перевірки, оригінали такого комплекту технічної документації:

- Паспорти на всі ЗВТ та діафрагму (для методу змінного перепаду тиску) у складі вимірювальної системи;

- Свідоцтва про повірку вимірювальних комплексів та інших ЗВТ (або декларацію про відповідність з копією документу, що підтверджує відповідність метрологічних характеристик);

- Сертифікати з додатками та Декларацію відповідності ВОГ, що підтверджує проведення процедури оцінки відповідності вимогам Технічного регламенту законодавчо регульованих ЗВТ за модулями, що дозволяє введення в обіг;

- Звіт інспектування монтажу ВОГ;

- Проектну документацію на ВОГ;

- Акти або протоколи вимірювань геометричних розмірів камер усереднення і вимірювальних трубопроводів (для методу змінного перепаду тиску);

- Протокол розрахунку витратоміру змінного перепаду тиску зі стандартним звужувальним пристроєм (для методу змінного перепаду тиску);

- Паспорт витратомірного пристрою (для методу змінного перепаду тиску);

- Звіт конфігураційних параметрів обчислювача/коректора;

- Звіт конфігураційних параметрів УЗЛ та звіт втручань в його роботу на момент введення в експлуатацію.

Документи про калібрування лічильників в європейських випробувальних центрах (із офіційним перекладом українською мовою).»

Щодо врегулювання розбіжностей за пунктами 7.4.9., 7.4.10.

Оскільки між сторонами відсутній спір щодо змісту пунктів 7.4.9., 7.4.10., то суд вважає за необхідне керуватися нумерацією, запропонованою Позивачем, задля уніфікації єдиної редакції Технічної угоди.

« 7.4.9. Всі документи повинні бути належним чином оформлені та підписані. Документи, оригінали яких викладені іноземною мовою, мають бути надані з офіційним засвідченим перекладом українською мовою. При прийнятті в експлуатацію ВОГ Власник ВОГ надає іншій Стороні для ідентифікації та ознайомлення оригінали документів, зазначених у п. 7.4.8.

7.4.10. Для введення ВОГ в експлуатацію Власник ВОГ не менш, як за 10 робочих днів направляє листа іншій Стороні, в якому вказує дату, час проведення робіт з введення ВОГ в експлуатацію (основної та/або дублюючої вимірювальної системи) та місце розташування ВОГ.»

Щодо врегулювання розбіжностей за пунктом 7.8.4.

Доводи Відповідача відносно того, що введені раніше вимірювальні комплекси Позивача не можуть мати статус дублюючих, є необґрунтованими, а тому суд не приймає їх до уваги.

Суд вважає, що запропонована Позивачем редакція пункту 7.8.4. передбачає більш широкий спектр можливостей для встановлення та використання дублюючих систем вимірювання, що підвищить надійність вимірювання та попередить можливі зловживання сторін Технічної угоди. Крім цього, редакція Позивача сприятиме дотриманню справедливого балансу інтересів сторін, оскільки кожна зі сторін матиме можливість встановити дублюючі системи вимірювання та перевірити показники ВОГ.

« 7.8.4. Для підвищення надійності вимірювань об`єму газу комерційними ВОГ та для забезпечення контролю правильності їх роботи інша Сторона має право встановити дублюючі (контрольні) системи вимірювань (ВОГ) та/або дублюючі вимірювальні комплекси. Введені раніше дублюючі вимірювальні комплекси продовжують працювати в попередньому порядку.»

Щодо врегулювання розбіжностей за пунктом 7.8.7.

Суд приймає редакцію пункту 7.8.7. Позивача, оскільки вона визначає порядок розрахунку об`єму газу за час існування розбіжностей між даними основного (комерційного) та дублюючого ВОГ або дублюючого вимірювального комплексу.

Відповідач вказує на те, що різниця між показниками двох ВОГ буде завжди.

Проте саме редакція Позивача направлена на врегулювання розбіжностей між такими показниками та передбачає обрахунок показників ВОГ лише, коли така різниця буде суттєвою (понад 3%).

Суд вважає, що встановлення різниці між показами основного (комерційного) та дублюючого ВОГ на рівні 3% відповідає принципу розумності та сприятиме добросовісній поведінці кожної зі сторін.

« 7.8.7. У разі перевищення величини допустимої розбіжності основного та дублюючого ВОГ або дублюючого вимірювального комплексу, що визначені у Таблиці 3 Додатку 5, проводиться їх позачергова перевірка.

За час існування розбіжностей між показами основного (комерційного) та дублюючого ВОГ, якщо різниця становить менше ніж 3 %, обсяг газу визначається шляхом обрахунку середнього арифметичного між показами основного (комерційного) та дублюючого ВОГ.

У разі, якщо різниця між показами основного (комерційного) та дублюючого ВОГ становить більше, ніж 3 %, обсяг газу за час існування розбіжностей визначається в порядку, встановленому Кодексом ГТС.»

Щодо врегулювання розбіжностей за пунктом 7.8.9.

Редакція Позивача надає сторонам можливість використовувати контрольні системи вимірювання (ВОГ) за їх прямим призначенням - контролювати основний (комерційний) ВОГ та попередити неконструктивні дії/заходи з боку іншої сторони у разі виявлення розбіжностей у результатах вимірювання.

Суд вважає, що редакція Відповідача, яка передбачає, що «результати вимірювань контрольних систем вимірювань (ВОГ) можуть використовуватись при виході з ладу комерційних ВОГ тільки за погодженням Сторін», не сприяє врегулюванню відносин між сторонами.

Позивач вважає, що таке погодження має бути досягнуте саме при укладанні цієї Технічної угоди задля уникнення спорів у майбутньому.

Суд погоджується з доводами Позивача та приймає його редакцію пункту 7.8.9 як таку, що чітко визначає конкретні випадки використання результатів вимірювань контрольних систем вимірювань (ВОГ) без будь-яких подальших узгоджень.

« 7.8.9. Контрольна система вимірювань (ВОГ).

Сторона має право на встановлення контрольних систем вимірювань на об`єкті власника ВОГ або контрольного ВОГ до/на межі розмежування балансової належності та експлуатаційної відповідальності з газопроводами власника ВОГ.

Контрольні системи вимірювань (ВОГ) використовуються для контролю працездатності комерційного ВОГ.

Порядок введення в експлуатацію та подальшої експлуатації контрольної системи погоджується окремим протоколом. Сторона 1 не має права відмовити Стороні 2 в видачі/погодженні технічних умов/проекту на встановлення контрольної системи вимірювань (ВОГ), а також відмовитися від введення контрольної системи вимірювань (ВОГ) в експлуатацію.

Результати вимірювань контрольних систем вимірювань (ВОГ) використовуються при виході з ладу комерційних ВОГ, а також в інших випадках, коли результати вимірювання комерційного ВОГ є такими, які можна піддати сумніву.

При одночасній наявності дублюючих ВОГ та контрольних систем вимірювання (ВОГ), пріоритет мають покази дублюючого ВОГ.»

Щодо врегулювання розбіжностей за пунктами 9.1., 9.2.-9.6.

Оскільки в редакції Відповідача пункт 9.1. взагалі відсутній, то суд не вбачає обґрунтованих перешкод для прийняття його в редакції Позивача. Вказаним пунктом вводиться поняття «перевірка», визначення якого спрощує порядок проведення перевірок та сприяє скороченню тексту самої Технічної угоди.

Оскільки суд приймає пункт 9.1. в редакції Позивача, то наступні пункти 9.2.-9.6., щодо яких відсутні розбіжності у сторін викладаються зі збереженням нумерації Позивача задля уніфікації єдиної редакції Технічної угоди.

« 9.1. Сторони погодили, що термін «Перевірка», що використовується у даному розділі Технічної угоди, означає проведення планової чи позапланової технічної перевірки комерційного ВОГ, контрольний огляд комерційного ВОГ, контрольне визначення ФХП газу, перевірки стану пломб та/або пломбувального матеріалу.»

9.2. У разі необхідності Перевірки Сторона письмово доводить це до відома Сторони, що є власником комерційного ВОГ.

9.3. Сторона, що проводить Перевірку, повинна повідомити іншу Сторону про перелік фахівців, які уповноважені на здійснення Перевірки. Перелік фахівців є чинним протягом року з дня видачі та може бути уточненим Стороною, яка проводить перевірку, шляхом повідомлення іншої Сторони.

Працівники Сторони, що включені до переліку, допускаються до Перевірки за пред`явлення посвідчення працівника цієї Сторони.

9.4. Планова технічна перевірка проводиться у присутності інженерно-технічного персоналу власника ВОГ не пізніше ніж у 3-денний строк з дня надходження письмового повідомлення.

9.5. Позачергова технічна перевірка проводиться у присутності інженерно-технічного персоналу власника ВОГ не пізніше ніж у 5-денний строк з дня надходження письмового повідомлення.

9.6. У разі необхідності позачергового контрольного огляду комерційного ВОГ та/або позачергового контрольного визначення ФХП газу та/або перевірки стану пломб та пломбувального матеріалу власник ВОГ повинен забезпечити негайний безперешкодний доступ до комерційного ВОГ працівникам іншої Сторони у робочий день, робочий час та в присутності уповноваженого представника або працівника власника ВОГ.»

Щодо врегулювання розбіжностей за пунктом 10.3.

Суд приймає редакцію п. 10.3. Позивача, оскільки вона сприятиме дотриманню справедливого балансу інтересів сторін та спрямована на уникнення несанкціонованої втрати газу шляхом визначення того, що можливі місця відборів/витоків/скидів газу, у разі їх неопломбування, можуть бути джерелом безконтрольного необлікованого витрачання/втрати/скидання газу.

Крім цього, під час судового засідання Відповідач підтвердив, що приймає редакцію пункту 10.3. Позивача.

« 10.3. Пломбування комерційного ВОГ та його складових проводиться у місцях, передбачених паспортами заводів-виробників ЗВТ, та в інших місцях, де можливе несанкціоноване втручання в роботу складових комерційного ВОГ та/або несанкціонований відбір/виток/скидання (в тому числі аварійне) газу. Перелік місць пломбування комерційного ВОГ та обладнання ГРС не є вичерпним та може бути розширений за пропозицією однієї із Сторін.

Місця та порядок встановлення пломб Власника ВОГ та пломб іншої Сторони обумовлюється для кожного ВОГ єдиною погодженою Сторонами схемою пломбування.»

Щодо врегулювання розбіжностей за пунктом 10.4.

Пункт 10.4. в редакції Відповідача є ідентичним другому абзацу п. 10.3. в редакції Позивача, який вже було прийнято судом. Оскільки Відповідача вказує, що пункт 10.4. в редакції Позивача відповідає пункту 10.6. в редакції Відповідача, то суд вважає за необхідне задля уніфікації єдиної редакції Технічної угоди зберегти нумерацію Позивача та викласти п. 10.4. в його редакції.

« 10.4. Порушення встановлених пломб в односторонньому порядку не дозволяється, крім аварійних випадків, безпосередньо пов`язаних з безпекою транспортування газу. Про порушення (в тому числі його причини) встановлених пломб іншої Сторони власник ВОГ має негайно повідомити іншу Сторону.»

Щодо врегулювання розбіжностей за пунктом 10.5.

Пункт 10.5. в редакції Відповідача є ідентичним положенням п. 10.3. в редакції Позивача, який вже було прийнято судом.

Оскільки сторони погодили проведення процедури пломбування, то обґрунтованою є необхідність документально підтвердження факту такого пломбування (шляхом складення акту).

Оскільки Відповідач під час судового засідання підтвердив, що приймає редакцію пункту 10.5. Позивача, а у відзиві на позовну заяву ним не висловлено зауважень щодо змісту пункту 10.5., то суд приймає редакцію Позивача як обґрунтовану.

« 10.5. За результатами пломбування складається акт про пломбування. В такому акті зазначається:

- час та вид робіт, що були проведені;

- які охоронні пломби (номери/реквізити) та звідки були зняті;

- які охоронні пломби (номери/реквізити) та куди були встановлені.

Акт про пломбування має бути підписаний уповноваженими особами Сторін, які проводили пломбування та були присутніми при проведенні робіт. Результати пломбування відображаються у відповідних журналах пломбування (у разі їх наявності), які зберігаються на ГРС.»

Щодо врегулювання розбіжностей за пунктом 10.6.

Відповідач у відзиві на позовну заяву заперечень щодо змісту п. 10.6. в редакції Позивача не висловив, а під час судового засідання Відповідач підтвердив, що приймає редакцію Позивача, а тому суд не вбачає підстав для відмови у прийнятті редакції Позивача (зі збереженням нумерації Позивача).

« 10.6. Відповідальність за збереження і цілісність пломб (номерних, з відбитками тавр), пломбувального матеріалу, на якому встановлено пломби (дріт, кордова нитка, тощо), та гвинтів на яких закріплено пломбувальний матеріал, несе власник комерційного ВОГ або сторона, відповідальна за обслуговування комерційного ВОГ, згідно акту про пломбування чи іншого документа, який був оформлений при проведенні робіт.»

Щодо врегулювання розбіжностей за пунктом 11.3.

Оскільки судом вже було прийнято п. 7.2.1., яким визначено порядок розрахунку виробничо-технологічних витрат газу та відповідну методику, то суд вважає за необхідне прийняти редакцію пункту 11.3. з посиланням на методику, яка визначена п. 7.2.1. Технічної угоди.

« 11.3. Обсяги інших виробничо-технологічних витрат газу, які не визначаються за показами лічильника газу та виникають після комерційного ВОГ, у тому числі на газопроводах, газорегулюючому обладнанні, запобіжних пристроях, скидних клапанах, продувних свічках тощо, а також обсяги витоків газу визначаються розрахунковим методом за методикою, визначеною у п. 7.2.1. цієї Технічної угоди.»

Щодо врегулювання розбіжностей за пунктом 12.6.

Суд вважає, що погодження в Технічній угоді порядку виправлення можливих помилок в актах приймання-передачі забезпечить захист прав як Позивача, так і Відповідача.

Також суд приходить до висновку, що обґрунтованою є вказівка на точку виходу з газотранспортної системи, оскільки лише в цій точці газ вважається переданим Позивачу.

Враховуючи наведене, суд приймає п. 12.6. в редакції Позивача.

« 12.6. Підставою для складання місячних актів приймання-передачі газу є погодинна інформація в електронному вигляді у повному обсязі з автоматичних обчислювачів/коректорів для кожної точки виходу. У разі допущення помилки в одному з місячних актів вона підлягає виправленню, що оформлюється Сторонами окремим протоколом.»

Щодо врегулювання розбіжностей за пунктами 12.7., 12.8., 12.9.

В редакції Відповідача вказані пункти відсутні, і він заперечує проти їх наявності в Технічній угоді взагалі.

Запропонована Позивачем редакція пунктів 12.7., 12.8., 12.9. встановлює порядок узгодження об`ємів переданого газу в разі виникнення суперечки та передбачає активну взаємодію обох Сторін для досягнення взаємовигідного та прийнятного результату.

Суд вважає, що визначений Технічною угодою порядок вирішення спорів щодо об`ємів переданого газу сприятиме дотриманню справедливого балансу інтересів сторін та запобігатиме виникненню суперечок між сторонами, а тому суд приходить до висновку, що дія пунктів 12.7., 12.8., 12.9. в редакції Позивача забезпечить захист рівний захист прав сторін.

« 12.7. У разі виникнення суперечки між Сторонами у визначенні кількості переданого газу (в тому числі на підставі наявних розбіжностей у даних комерційних ВОГ, дублюючих ВОГ, дублюючих та/або контрольних вимірювальних систем тощо), складається попередній акт приймання-передачі природного газу.»

12.8. Сторона, яка не погоджується з визначенням добової чи місячної кількості газу, який переданий з газотранспортної до газорозподільної системи, заявляє про це іншій Стороні протягом 10 днів з моменту складання акта приймання-передачі природного газу або попереднього акта приймання-передачі природного газу.

12.9. Після узгодження питань, що викликали суперечку, складається кінцевий місячний акт приймання-передачі, у якому обов`язково вказуються причини, що призвели до необхідності корегування об`ємів газу.»

Щодо врегулювання розбіжностей за пунктами 12.10.-12.13.

Оскільки між сторонами відсутній спір щодо змісту пунктів 12.10.-12.13., то суд вважає за необхідне керуватися нумерацією, запропонованою Позивачем, задля уніфікації єдиної редакції Технічної угоди.

« 12.10. Розбіжності у частині обсягу переданого (прийнятого) газу врегульовуються шляхом переговорів з урахуванням чинного законодавства України та цієї Технічної угоди, а в разі недосягнення згоди - в судовому порядку. До винесення остаточного судового рішення об`єм переданого (прийнятого) газу встановлюється відповідно до показань комерційних приладів обліку газу.»

12.11. Разом з місячним актом приймання-передачі природного газу власник комерційного ВОГ повинен надати іншій Стороні місячний паспорт-сертифікат ФХП газу, в якому вказуються всі ФХП, що підлягають контролю згідно р. 6 цієї Технічної угоди, у тому числі середньозважене значення вищої теплоти згоряння за місяць (у кВт*год/м3 з розрядністю відображення два знаки після цілої частини).

12.12. При використанні автоматичних потокових приладів в місячному паспорті-сертифікаті вказуються середньодобові (для теплоти згоряння - середньозважені) значення ФХП за кожну добу звітного місяця.

12.13. При проведенні визначення ФХП вимірювальними хіміко-аналітичними лабораторіями в місячному паспорті-сертифікаті вказуються всі результати вимірювань за звітний місяць. Форму місячного паспорту-сертифікату наведено в Додатку 9.»

Щодо врегулювання розбіжностей за пунктом 17.3.

Заперечення Відповідача щодо запропонованої Позивачем редакції п. 17.3. зводяться до того, що кодексом ГТС не передбачено складання попередніх актів приймання-передачі.

Суд зауважує на тому, що положення Технічної угоди, в тому числі, спрямовані на регулювання господарських відносин між сторонами, а тому сторони вправі узгодити умови Технічної угоди на власний розсуд. Під час врегулювання розбіжностей суд має надати оцінку тим чи іншим умовам угоди з точки зору порушення положень актів законодавства.

Відтак, суд не приймає до уваги доводи Відповідача щодо відсутності в кодексі ГТС поняття попередніх актів приймання-передачі, та приймає редакцію п. 17.3. Позивача, яка передбачає конкретний порядок дій у випадку відсутності між сторонами згоди щодо кількості поданого газу.

« 17.3. Сторона, яка не згодна з визначенням добової чи місячної кількості поданого газу, повинна заявити про це іншій стороні протягом п`яти днів з моменту складання акта приймання-передачі природного газу або попереднього акта приймання-передачі природного газу (р. 12 цієї Технічної угоди), та вправі вимагати проведення перевірки та/або експертної повірки засобів вимірювальної техніки та/або калібрування лічильників газу під робочим тиском на середовищі «природний газ» на сертифікованих метрологічних стендах в одному з європейських випробувальних центрів: PIGSAR (Федеративна Республіка Німеччина), EUROLOOP (Королівство Нідерландів), FORCE Technology (Королівство Данія). Місце проведення експертної повірки та калібрування засобів вимірювальної техніки та/або лічильників газу визначається Стороною, яка ініціює зазначені процедури.»

Щодо врегулювання розбіжностей за пунктом 18.3.

Позивач доповнив п. 18.3. власними реквізитами, у Відповідача заперечення щодо змісту відсутні, тому суд приймає пункт 18.3. зі збереженням нумерації Позивача задля уніфікації єдиної редакції Технічної угоди.

Сторона 1Сторона 2
Ім`я, прізвищеБайханов Михайло ДжамаловичІскімжи Олег Васильович
ПосадаЗаступник головного інженераДиректор Департаменту метрології та телеметрії
Номер телефонуНОМЕР_1
Електронна пошта

Щодо врегулювання розбіжностей за пунктом 19.6.

Заперечення Відповідача щодо запропонованої Позивачем редакції п. 19.6. ґрунтуються на тому, що питання обмеження транспортування газу здійснюється у встановленому законом порядку.

Відтак, суд не приймає до уваги доводи Відповідача, оскільки положення Технічної угоди, в тому числі, спрямовані на регулювання господарських відносин між сторонами, а тому сторони вправі узгодити умови Технічної угоди на власний розсуд.

Оскільки запропонована Позивачем редакція не порушує положень будь-яких законодавчих актів, то суд приймає пункт 19.6. в редакції Позивача.

« 19.6. Припинення (обмеження) транспортування газу здійснюється у встановленому законодавством порядку.

Припинення (обмеження) передачі газу з газотранспортної системи Сторони 1 до газорозподільної системи Сторони 2 не допускається, крім випадків неможливості здійснення транспортування газу, викликаних аваріями на газопроводах, елементах газотранспортної чи газорозподільної систем Сторін.»

Щодо врегулювання розбіжностей за пунктом 20.1.

Суд погоджується з доводами Позивача щодо неможливості розповсюдження дії Технічної угоди на відносини, що існували до її укладення за відсутності відповідної згоди Позивача.

Суд приймає п. 20.1. в редакції Позивача, оскільки строк дії Технічної угоди (до 31.12.2027) відповідає строку користування газовою мережею, що підтверджується наявним в матеріалах справи договором на користування.

« 20.1. Ця Технічна угода набуває чинності з моменту її підписання уповноваженими представниками Сторін та діє до 31.12.2027 р.»

Щодо врегулювання розбіжностей за додатками до Технічної угоди

Оскільки між сторонами відсутній спір щодо змісту додатків №1-7 до Технічної угоди, то суд приймає додатки №1-7 в редакції Позивача.

Додаток №8 (акт приймання-передачі природного газу) суд приймає також в редакції Позивача, оскільки він містить всі обов`язкові реквізити для здійснення прийому-передачі газу (обсяг газу, момент передачі, дані уповноважених представників) та складається безпосередньо уповноваженими представниками під час приймання-передачі. В той же час акт приймання-передачі, запропонований Відповідачем формується автоматично з інформаційної платформи.

Частинами 3, 4 статті 13 ГПК України передбачено, що кожна сторона повинна довести обставини, які мають значення для справи і на які вона посилається як на підставу своїх вимог або заперечень, крім випадків, встановлених законом.

Кожна сторона несе ризик настання наслідків, пов`язаних з вчиненням чи невчиненням нею процесуальних дій.

Відповідно до ч.1 ст.73 ГПК України доказами є будь-які дані, на підставі яких суд встановлює наявність або відсутність обставин (фактів), що обґрунтовують вимоги і заперечення учасників справи, та інших обставин, які мають значення для вирішення справи.

Згідно з ч. 1 статті 74 ГПК України кожна сторона повинна довести ті обставини, на які вона посилається як на підставу своїх вимог або заперечень.

Належними є докази, на підставі яких можна встановити обставини, які входять в предмет доказування. Суд не бере до розгляду докази, які не стосуються предмета доказування (ч. 1 статті 76 ГПК України).

Відповідно до ч. 1 статті 77 ГПК України обставини, які відповідно до законодавства повинні бути підтверджені певними засобами доказування, не можуть підтверджуватися іншими засобами доказування.

Згідно зі ст. 79 ГПК України наявність обставини, на яку сторона посилається як на підставу своїх вимог або заперечень, вважається доведеною, якщо докази, надані на підтвердження такої обставини, є більш вірогідними, ніж докази, надані на її спростування.

Питання про вірогідність доказів для встановлення обставин, що мають значення для справи, суд вирішує відповідно до свого внутрішнього переконання.

Суд зазначає, що враховуючи положення частини 1 статті 9 Конституції України та беручи до уваги ратифікацію Законом України від 17.07.1997 N475/97-ВР Конвенції про захист прав людини і основоположних свобод 1950 року і Першого протоколу та протоколів № 2,4,7,11 до Конвенції та прийняття Закону України від 23.02.2006 №3477-IV (3477-15) "Про виконання рішень та застосування практики Європейського суду з прав людини", суди також повинні застосовувати Конвенцію про захист прав людини і основоположних свобод (Рим, 4 листопада 1950 року) та рішення Європейського суду з прав людини як джерело права.

З приводу доводів Позивача та Відповідача суд враховує практику Європейського суду з прав людини, який у рішенні в справі "Серявін та інші проти України" вказав, що згідно з його усталеною практикою, яка відображає принцип, пов`язаний з належним здійсненням правосуддя, у рішеннях, зокрема, судів мають бути належним чином зазначені підстави, на яких вони ґрунтуються. Хоча пункт 1 статті 6 Конвенції про захист прав людини і основоположних свобод зобов`язує суди обґрунтовувати свої рішення, його не можна тлумачити як такий, що вимагає детальної відповіді на кожний аргумент. Міра, до якої суд має виконати обов`язок щодо обґрунтування рішення, може бути різною залежно від характеру рішення.

У рішенні Суду у справі Трофимчук проти України №4241/03 від 28.10.2010 Європейським судом з прав людини зазначено, що хоча пункт 1 статті 6 Конвенції зобов`язує суди обґрунтовувати свої рішення, це не може розумітись як вимога детально відповідати на кожен довод сторін.

Відповідно до ст. 129 ГПК України судовий збір покладається на сторін пропорційно задоволеним вимогам.

На підставі викладеного, керуючись ст.ст. 2, 73, 74, 76, 77-79, 86, 91, 129, 236-241 Господарського процесуального кодексу України, Господарський суд міста Києва

ВИРІШИВ:

1. Позов Акціонерного товариства "Київгаз" задовольнити частково - визнати Технічну угоду про умови приймання-передачі природного газу укладеною між Акціонерним товариством «КИЇВГАЗ» (01103, м. Київ, вул. Михайла Бойчука, 4-Б, ідентифікаційний код 03346331) та Товариством з обмеженою відповідальністю «ОПЕРАТОР ГАЗОТРАНСПОРТНОЇ СИСТЕМИ УКРАЇНИ» (01010, м. Київ, Кловський узвіз, 7, поверх 16, ідентифікаційний код 42795490) в такій редакції:

ТЕХНІЧНА УГОДА

про умови приймання-передачі природного газу

№ ________

м. Київ "___" __________ 20__ р.

Товариство з обмеженою відповідальністю «Оператор газотранспортної системи України» (надалі - Сторона 1) в особі головного інженера Зябченка Юрія Дмитровича, що діє на підставі довіреності № 7322 від 31.12.2019 р., з однієї сторони, та Акціонерне товариство «Київгаз» (надалі - Сторона 2) в особі заступника голови правління з юридичних питань Лебедєва Юрія Володимировича, якій діє на підставі довіреності № Д-59/20 від 05.06.2020 року, з другої сторони (надалі - Сторони), уклали цю Технічну угоду про наступне.

1. Предмет Технічної угоди

1.1. Ця Технічна угода (надалі також - Угода, Технічна угода) визначає порядок приймання-передачі природного газу (надалі - газ) з газотранспортної системи оператора газотранспортних систем (Сторона 1) до газорозподільної системи оператора газорозподільної системи (Сторона 2) у точках виходу з газотранспортної системи (надалі - ГТС).

Сторони зобов`язуються спільно та ефективно співпрацювати з метою досягнення мети безпечного та надійного транспортування газу до споживачів.

1.2. Дана Технічна угода регулюється положеннями Закону України «Про ринок природного газу», Кодексу газотранспортної системи (затверджений постановою НКРЕКП № 2493 від 30.09.2015 р., надалі - Кодекс ГТС), Кодексу газорозподільних систем (затверджений постановою НКРЕКП № 2494 від 30.09.2015 р., надалі - Кодекс ГРМ) та визначає:

- засади обміну інформацією, в тому числі специфікаціями у форматі даних і протоколів, які дають можливість співпраці з системою обміну інформацією оператора газотранспортної системи;

- порядок надання доступу до телеметричних та вимірювально-розрахункових даних, у тому числі порядок отримання вихідної інформації від комерційних та дублюючих вузлів обліку газу (надалі - ВОГ);

- встановлення граничнодопустимих значень мінімального та максимального тиску газу;

- порядок визначення кількості газу та порядок визначення фізико-хімічних показників (надалі - ФХП) газу;

- порядок перевірки, повірки (у тому числі спільної) та введення в експлуатацію комерційних та дублюючихВОГ;

- порядок обмеження (припинення) транспортування газу у випадку його не відповідності ФХП, зазначеним в Кодексі ГТС та/або в даній Технічній угоді;

- порядок узгодження графіків та порядок проведення ремонтних робіт і робіт з модернізації, які мають вплив на умови роботи суміжних систем;

- порядок дій на випадок виникнення перебоїв у роботі суміжних систем;

- порядок повідомлення про аварії та порядок взаємодії сторін у разі їх виникнення;

- порядок взаємодії та контактні дані диспетчерських служб Сторін;

- порядок обміну інформацією стосовно запланованих інвестицій, робіт з ремонту та/або модернізації, які мають вплив на умови роботи суміжних систем;

- порядок врегулювання спорів;

- інші питання.

1.3. Основними нормативно-правовими документами, якs визначають предмет даної технічної угоди, порядок приймання-передачі природного газу і взаємовідносини між Сторонами є Кодекс газотранспортних систем та інші чинні нормативно-правові акти, що регулюють правила обліку природного газу.

Облік газу, що передається з ГТС Сторони 1 в газорозподільну систему Сторони 2 у фізичних точках входу/виходу, перелік яких наведено у Додатку 1 до цієї Технічної угоди, який є його невід`ємною частиною, здійснюється комерційними ВОГ, для результатів вимірювання яких відомі відповідні характеристики похибок або невизначеність вимірювання.

1.4. На кожну точку виходу з ГТС між Сторонами повинен бути складений та підписаний Акт розмежування балансової належності газопроводів та експлуатаційної відповідальності.

2. Засади обміну даними

2.1. Порядок обміну даними визначається відповідно до Кодексу ГТС та Кодексу ГРМ.

2.2. Обмін будь-якими даними між Сторонами здійснюється на засадах:

- Рівності та взаємності Сторін в праві та можливості доступу до інформації та джерел інформації незалежно від права власності на ВОГ;

- Відкритості інформації шляхом створення режиму максимального, прямого та безпосереднього доступу до будь-яких приладів, які отримують та/або накопичують інформацію.

- Конфіденційності інформації про об`єми газу, порядок та режим роботи ВОГ, порядок та режим обміну інформацією, а саме недопустимість розголошення такої, подібної та пов`язаної інформації третім особам крім випадків, передбачених чинним законодавством України.

2.3. Відповідно до вимог розділу І Кодексу ГТС для забезпечення електронної взаємодії та документообігу між суб`єктами ринку природного газу, у тому числі для організації замовлення та супроводження послуг транспортування природного газу в умовах добового балансування газотранспортної системи, а також між суб`єктами ринку природного газу та операторами торгових платформ використовується інформаційна платформа оператора ГТС.

2.4. Вимоги до наповнення інформаційної платформи поточними та статистичними даними визначено Кодексом ГТС та Кодексом ГРМ.

2.5. Сторони можуть узгоджувати інші протоколи комунікацій, які будуть задовольняти вимогам нормативно-правових документів.

3. Порядок надання доступу до телеметричних та вимірювально-розрахункових даних

3.1. Власник комерційного ВОГ додатково до інформації, що надається у порядку, передбаченому розділом 2 даної Технічної Угоди, щодобово, у форматі Hostlib-файлів, надає Стороні, що не є Власником ВОГ (далі - іншій Стороні) повну інформацію про об`єм, ФХП газу, переданого через комерційний ВОГ, характер і тривалість аварійних ситуацій і втручань.

3.2. За запитом, Власник ВОГ щоквартально надає іншій стороні діагностичну інформацію з ультразвукового лічильника, в т.ч. архів втручань та аварійних повідомлень.

3.3. Сторони мають право на безперервне отримання інформації в електронному вигляді з обчислювачів та коректорів Власника ВОГ з використанням систем передачі даних погоджених з Власником ВОГ.

3.4. Станом на момент укладення даної Технічної угоди передача інформації в електронному вигляді здійснюється в порядку, визначеному «Технічними вимогами щодо організації надання/отримання даних ТОВ «Оператор ГТС» про обсяг та фізико-хімічні показники газу у точках входу та точках виходу до/з газотранспортної системи», що затверджена Стороною 1.

Будь-які зміни до запровадженого на момент укладення даної Технічної угоди порядку передачі інформації в електронному вигляді можуть бути обов`язковими для виконання Сторонами лише після укладення додаткової угоди або додатку до даної Технічної угоди..

3.5. Сторони погодили, що оскільки даною Технічною угодою регулюються в тому числі й відносини щодо обліку газу за допомогою ВОГ на основі ультразвукового лічильника, технічною можливістю якого є накопичення та збереження діагностичної інформації про втручання в роботу лічильника, аварійні ситуації, ФХП газу, калібрування та інші обставини, які прямо впливають на результати вимірювання, то належним доступом до даних ВОГ вважається не лише безпосередній доступ до коректора/обчислювача/ЗВТ, але й доступ до діагностичної інформації.

Безпосереднім доступом в розумінні цієї Угоди є такий доступ, при якому інформація (дані) передається безпосередньо з ВОГ до отримувача, а не через проміжні ланки, на яких інформація (дані) додатково зберігається та/або обробляється (або може бути оброблена).

3.6. Сторона, яка є власником комерційного ВОГ, зобов`язана без перешкод і зволікань надавати іншій Стороні достовірну погодинну інформацію в електронному вигляді у повному обсязі з автоматичних обчислювачів/коректорів, для кожної точки виходу з ГТС, а також діагностичну інформацію.

4. Граничнодопустимі значення мінімального та максимального тиску газу та обсягів газу

4.1. Сторони встановлюють у Додатку 1 по кожній точці виходу з газотранспортної системи граничнодопустимі значення для літнього та зимового режимів споживання:

- мінімального та максимального тиску газу;

- мінімальної та максимальної витрати газу за стандартних умов по кожній фізичній точці виходу.

Примітка.

1) Прийняті значення тисків газу для точок виходу не повинні виходити за межі допустимих діапазонів роботи обладнання ГРС (регуляторів тиску, ВОГ тощо). При цьому значення мінімального абсолютного тиску на виході ГРС встановлюється не нижче 0,35 МПа (для літнього режиму роботи допускається встановлення мінімального абсолютного тиску не нижче 0,25 МПа). За згодою Сторін та за наявності технічної можливості, можливе встановлення інших меж допустимих діапазонів роботи обладнання ГРС.

2) Прийняті значення мінімальної та максимальної витрати газу за стандартних умов не повинні перевищувати граничні значення, що обмежені характеристиками газопроводів, газорозподільчих станцій, тощо.

5. Умови визначення обсягу та ФХП газу, одиниці вимірювань

5.1. Визначення обсягу газу проводиться за стандартних умов:

Тиск Рс101,325 кПa (760 мм. рт. ст)
Температура Тс293,15 K (=20?C)

5.2. Визначення нижчої теплоти згоряння проводиться за стандартних умов:

Тиск Рс101,325 кПa
Температура згоряння Тзг298,15 K (= 25?C)
Температура вимірювання Тс293,15 K (= 20?C)
5.3. Визначення обсягу Визначення обсягу газу в енергетичних одиницях проводиться шляхом множення об`єму на вищу теплоту згоряння за відповідних умов.

Перерахунки значень об`єму та теплоти згоряння на різні стандартні умови проводяться згідно з ДСТУ ISO 13443:2015 «Природний газ. Стандартні умови».

6. Норми якості, ФХП та інші характеристики газу.

6.1. Загальна частина

ФХП та властивості газу в точках виходу повинні відповідати вимогам, встановленим у п.п. 6.1.1. - 6.1.6. даної Технічної угоди.

Визначення ФХП газу у точках виходу з ГТС проводиться Стороною 1 на умовах, визначених з урахуванням Кодексу ГТС та погоджених з Стороною 2, з використанням автоматичних потокових приладів (автоматичних хроматографів та вологомірів), лабораторних (переносних) приладів та/або вимірювальних хіміко-аналітичних лабораторій.

Відповідальність за визначення ФХП газу в точках виходу з ГТС несе власник ВОГ.

Визначення ФХП газу для кожної окремої фізичної точки виходу з ГТС може проводитись як на ГРС такої фізичної точки, так і в інших точках магістральних газопроводів, від яких подається газ до вищезазначеної фізичної точки. В такому випадку Сторона 1 самостійно визначає точки визначення ФХП (місця відбору проб) та гарантує, що значення теплоти згорання відібраної проби не відрізняється більше ніж на +/- 5% у ту саму добу від теплоти згорання газу по фізичній точці виходу, на яку ці значення ФХП розповсюджуються.

У разі якщо до точки виходу з ГТС газ надходить одночасно від різних джерел, визначення ФХП газу, що подається на таку точку виходу з ГТС, проводиться після точки змішування.

Сторона 1 повинна розробити, затвердити та розмістити на офіційному сайті відповідні маршрути руху газу та точки відбору проб для визначення ФХП газу, в яких описано та схематично зображено маршрут переміщення газу від точки/точок визначення ФХП газу до точок виходу з ГТС з відображенням місць відбору проб ФХП газу та/або місць встановлення автоматичних потокових приладів визначення ФХП газу.

Маршрут може бути розроблений як для однієї точки виходу з ГТС, так і для групи точок виходу з ГТС з однаковими ФХП газу.

У випадку транспортування газу до точки виходу різними маршрутами складаються і затверджуються всі можливі маршрути.

Вимірювальна хіміко-аналітична лабораторія повинна бути уповноважена/акредитована/пройти оцінку технічної компетенції на проведення вимірювань у встановленому порядку.

Відповідно до умов Кодексу ГТС визначаються такі ФХП газу:

6.1.1. Компонентний склад газу (у мольних відсотках), що подається в газотранспортну систему, повинен відповідати таким вимогам:

вміст метану (C1), мол. %мінімум90
вміст етану (C2), мол. %максимум7
вміст пропану (C3), мол. %максимум3
вміст бутану (C4), мол. %максимум2
вміст пентану та інших більш важких вуглеводнів (C5+), мол. %максимум1
вміст азоту (N2), мол. %максимум5
вміст вуглецю (CO2), мол. %максимум2
вміст кисню (O2), мол. %максимум0,02
Додатково можуть бути враховані концентрації гелію (Не) та водню (Н2), які не вимірюються, а враховуються в складі газу як умовно постійні величини.

Примітка: Потоковий газовий хроматограф може визначати вміст азоту разом з киснем (якщо він є в газі). При цьому вміст кисню визначається окремо лабораторним хроматографом раз на місяць.

У разі не виконання наведених вимог та/або вимог п. 13 гл. 1 р. ІІІ Кодексу ГТС Сторона 1 має сплатити Стороні 2 компенсацію за недотримання параметру якості газу по вмісту метану.

У разі подачі в точках виходу з ГТС газу, склад якого не відповідає вищенаведеним вимогам та/або вимогам п. 13 гл. 1 р. ІІІ Кодексу ГТС за вмістом метану (C1), а саме вміст метану (С1) нижчий від значення 90 мол. %, Сторона 1 зобов`язана сплатити Стороні 2 компенсацію, яка розраховується за формулою:

BGCV = Qi ЧБЦГ Ч (1- C/С1),

де

ВGCV-компенсація за недотримання параметра якості газу по вмісту метану, гривні;
Qi-обсяг газу з недотриманим параметром якості по вмісту метану, тисяч м3;
БЦГ-базова ціна природного газу, визначена відповідно до Кодексу ГТС, гривень за одну тисячу м3;
C-значення вмісту метану в газі, що поданий в точці виходу з ГТС або на межі балансової належності об`єкта прямого споживача, мол. %;
C1-мінімальне значення вищої теплоти згорання, визначене Кодексом ГРМ, мол. %.
6.1.2. Вміст сірки і сірчистих сполук (в мг/м3 ), що відноситься до таких компонентів:

вміст сірководню, г/м-3максимум 0,006
вміст меркаптанової сірки, г/м-3максимум 0,02
6.1.3. Теплота згоряння.

Вища теплота згоряння (25 °C/20 °C)

мінімум36,20 МДж/м-3 (10,06 кВт?год/м-3)
максимум38,30 МДж/м-3 (10,64 кВт?год/м-3)
Вища теплота згоряння (25 °C/0 °C)
мінімум38,85 МДж/м-3 (10,80 кВт?год/м-3)
максимум41,10 МДж/м-3 (11,42 кВт?год/м-3)
Нижча теплота згоряння (25 °C/20 °C)
мінімум32,66 МДж/м-3 (09,07 кВт?год/м-3)
максимум34,54 МДж/м-3 (09,59 кВт?год/м-3)
Вища та нижча теплота згоряння за стандартних умов (в МДж / м3, кВт*год / м3 або кКал/м3)
6.1.4. Температура точки роси за вологою, °С:

при абсолютному тиску газу 3,92 МПане перевищує мінус 8 (-8)
6.1.5. Температура точки роси за вуглеводнями

при температурі газу не нижче 0°Сне перевищує 0°С
6.1.6. Вміст механічних домішок: відсутні.

6.2. Обладнання.

Точки виходу з ГТС, через які передається газ з максимальною витратою за стандартних умов, що перевищує 30 000 м3/годину, мають бути обладнані засобами вимірювальної техніки (ЗВТ), які на безперервній основі забезпечують контроль компонентного складу, теплоти згоряння та температури точки роси по волозі газу (зокрема автоматичними хроматографами та вологомірами), з можливістю дистанційного їх контролю та передачі даних іншій Стороні.

У разі виходу з ладу автоматичних потокових ЗВТ, на період усунення несправності, допускається використовувати результати вимірювань теплоти згоряння, компонентного складу газу та температури точки роси за вологою, визначені хіміко-аналітичними лабораторіями.

6.3. Відбір проб.

6.3.1. Проби газу для визначення ФХП газу повинні відбиратись відповідно до вимог ДСТУ ISO 10715 "Природний газ. Настанови щодо відбору проб".

6.4. Порядок та періодичність визначення ФХП газу.

6.4.1. Порядок визначення.

Місця відбору проб, точки визначення ФХП газу та періодичність проведення вимірювань узгоджуються Сторонами окремим протоколом/графіком.

Форму протоколу наведено у Додатку 2.

Протокол визначає:

перелік місць відбору проб газу;

вимірювальні хіміко-аналітичні лабораторії, що проводять вимірювання;

точки виходу з газотранспортної системи, на які розповсюджуються результати визначення ФХП газу;

місця встановлення потокових засобів визначення ФХП;

періодичність та/або дати відбору проб, проведення аналізу та внесення ФХП до автоматичних обчислювачів, коректорів, тощо.

Представники Сторони 2 мають право бути присутніми при проведенні відбору проб газу та вимірювань ФХП газу.

У разі, якщо представники іншої Сторони мають зауваження до дотримання порядку відбору проб та/або проведення вимірювань ФХП газу, проводяться спільні повторні відбори проб та/або вимірювання ФХП газу.

6.4.2. Періодичність визначення.

Для точок виходу з ГТС до газорозподільних систем Сторони 2 визначення компонентного складу, густини та теплоти згорання, а також внесення ФХП газу до вимірювальних комплексів при використанні вимірювальних хіміко-аналітичних лабораторій, визначення температури точки роси за вологою та вуглеводнями при використанні лабораторних (переносних) вологомірів повинніздійснюватися не рідше, ніж один раз на тиждень.

У разі зміни потоків газу (зупинка, ремонтні роботи тощо) проводиться позачергове визначення ФХП газу та внесення ФХП до вимірювальних комплексів.

Визначення компонентного складу, густини та теплоти згорання, температури точки роси за вологою та вуглеводнями при використання автоматичних потокових хроматографів та вологомірів повинне здійснюватися не менше ніж 1 (один) раз на годину. При цьому Сторона 1 щоденно (крім офіційно встановлених вихідних та святкових днів) передає Стороні 2 узгодженими каналами зв`язку (в тому числі, але не виключно - на електронну пошту) дані результатів вимірювань ФХП.

6.4.3. Визначення ФХП газу за запитом.

Сторона 2 має право вимагати проведення позачергового контрольного визначення ФХП газу в будь-якій точці відбору проб або щодо будь-якої точки виходу з ГТС.

Порядок допуску до ГРС для відбору проб викладено в розділі 9 даної Технічної угоди.

6.4.4. Компонентний склад.

6.4.4.1. Загальні положення.

Визначення компонентного складу газу методом газової хроматографії здійснюється відповідно до вимог нормативних документів згідно Додатку 3.

Визначаються всі компоненти газу, мольна частка яких перевищує 0,005%. Метан може бути обчислений як різниця між 100% і сумою всіх інших компонентів. «Гексани+ вищі» можуть бути визначені як єдиний компонент з властивостями н-гексану. Азот і кисень можуть бути визначені в сукупності як єдиний компонент з властивостями азоту. В такому випадку, вміст кисню в газі визначається окремо лабораторним хроматографом не рідше, ніж один раз на місяць.

Нео-пентан, гелій і водень можуть бути не виміряні і рахуватися як умовно постійні компоненти.

Періодичність оновлення значення умовно постійних компонентів повинна становити не рідше ніж один раз на рік.

6.4.4.2. Визначення компонентного складу газу вимірювальними хіміко-аналітичними лабораторіями.

Проби газу відбираються в контейнер (балон) у місцях, узгоджених Протоколом, і передаються у вимірювальну хіміко-аналітичну лабораторію для проведення аналізу.

Вимірювальна хіміко-аналітична лабораторія проводить визначення компонентного складу газу з використанням лабораторних хроматографів із періодичністю відповідно до погодженого Протоколу/графіку.

6.4.4.3. Визначення компонентного складу газу в разі використання автоматичних потокових газових хроматографів.

Компонентний склад газу, наведений у п. 6.1.1, визначається не менш ніж 1 (один) раз на годину за допомогою автоматичного потокового хроматографа.Також розраховується їх середньогодинні та середньодобові значення.

Компонентний склад газу за добу розраховується як середнє арифметичне з компонентних складів, отриманих з чинного аналізу газу протягом доби.

Градуювання автоматичного потокового хроматографа повинно проводитись з використання калібрувальної газової суміші автоматично.

Звіт про результати градуювання за кожну добу та звіт результатів вимірювання компонентного складу газу за кожну добу повинні бути збережені в електронному вигляді з використання спеціалізованого програмного забезпечення та доступні для Сторін протягом одного року.

Калібрувальна газова суміш повинна відповідати компонентному складу, вказаному в п. 6.1.1.

Калібрувальна газова суміш повинна бути виготовлена гравіметричним методом уповноваженою (акредитованою) організацією, яка засвідчує склад таких сумішей газів відповідно до ДСТУ 3214-2003 або іншого чинного нормативного документу.

Власник комерційного ВОГ має право використовувати градуювання відповідно до методів А або В (як це передбачено в пункті 5.2 ДСТУ ISO 6974-2:2007) в залежності від діапазону вимірювання компонентів.

Для градуювання хроматографа за методом B необхідно, щоб відносне відхилення значення мольної частки компоненту в градуювальному та аналізованому газі було не більше зазначених у таблиці 2 Додатка 5.

Калібрувальна газова суміш повинна бути замінена позачергово (для методу В), коли концентрації більше, ніж одного з компонентів аналізованого газу відрізняються принаймні протягом одного місяця від концентрації цих компонентів у калібрувальній газовій суміші більш ніж у межах, встановлених в у таблиці 2 Додатка 5.

Сторона має право використовувати калібрувальну газову суміш до завершення терміну придатності.

В разі виходу з ладу автоматичних потокових газових хроматографів, до відновлення їх роботи, визначення компонентного складу газу проводиться вимірювальними хіміко-аналітичними лабораторіями згідно п. 6.4.4.2.

6.4.5. Теплота згоряння, густина газу, число Воббе.

Визначення нижчої та вищої теплоти згоряння, густини газу та числа Воббе методом газової хроматографії здійснюється відповідно до вимог нормативних документів згідно Додатку 3.

При використанні потокового хроматографа погодинна теплота згоряння, густина газу, число Воббе є середнім арифметичним від проведених вимірювань за годину.

Теплота згоряння за добу є середньозваженим значенням погодинних значень теплоти згоряння.

Теплота згоряння за місяць є середньозваженим значенням значень теплоти згоряння за кожну добу.

6.4.6. Сірководень та меркаптанова сірка.

Сірчисті компоненти газу повинні визначатись засобами вимірювальної техніки відповідно до вимог нормативних документів згідно Додатку 3 щонайменше один раз на місяць.

6.4.7. Визначення температури точки роси за вологою та вуглеводнями.

6.4.7.1. Загальні положення.

6.4.7.2. Визначення температури точки роси за вологою повинно проводитись конденсаційним, абсорбційним методом або іншим методом, що має невизначеність вимірювання, яка відповідає вимогам Додатку 5, згідно нормативних документів, визначених Додатком 3.

6.4.7.3. Визначення температури точки роси за вологою та за вуглеводнями проводиться з використанням лабораторних (переносних) гігрометрів із періодичністю відповідно до п. 6.4.2 та погодженого Протоколу/графіку.

Вимірювання проводиться у місцях, узгоджених Протоколом/графіком.

6.4.8. Термін дії результатів вимірювань.

Значення ФХП, визначені дискретно (з заданою періодичністю), вважаються дійсними від моменту їх визначення до моменту часу, поки нове визначення не зроблено.

У випадку, коли результат окремого вимірювання не чинний (з ознакою аварії), повинен бути використаний попередній чинний результат вимірювання до отримання наступного чинного результату вимірювань.

У разі використання потокових ЗВТ визначається середнє арифметичне із чинних значень ФХП газу, визначених у кожному розглянутому періоді.

6.4.9. Втручання у обладнання контролю ФХП.

Про всі заходи втручання в роботу потокових ЗВТ визначення ФХП (технічне обслуговування, заміна калібрувальної суміші, тощо) власник комерційного ВОГ повинен повідомити іншу Сторону за 2 робочих дні до початку втручання. Сторона має право направити представників для участі в заходах втручання в роботу потокових ЗВТ та роботах. За результатами робіт/втручань повинен бути складений звіт. Про випадки несанкціонованого втручання в роботупотокових ЗВТ визначення ФХП власник ВОГ повинен повідомляти негайно після виявлення таких випадків.

У разі, якщо інша Сторона не направила представників для участі в роботах, власник ВОГ може провести роботи самостійно зі складанням акту (протоколу) в односторонньому порядку. Акт (протокол) після завершення робіт надсилається іншій Стороні електронною поштою та у пареровому вигляді.

6.5. Звітність.

Всі ФХП, визначені в порядку, передбаченому розділом 6 даної Технічної Угоди, повинні бути наведені у Місячному паспорті-сертифікаті ФХП газу (Додаток 9), який складається Стороною, яка є власником ВОГ, для кожного маршруту визначення ФХП газу.

Підставою для складання місячного паспорту ФХП газу є звіти потокових засобів визначення ФХП газу та протоколи визначення ФХП газу за результатами вимірювання, що проводились протягом місяця з використанням лабораторних (переносних) приладів.

При використанні потокових засобів визначення ФХП до паспорту заносяться середньодобові значення відповідних ФХП за кожну добу (для теплоти згорання - середньозважені значення).

Якщо результати вимірювань використовуються за відповідним маршрутом для декількох точок виходу з ГТС до газорозподільної системи Сторони 2, для кожної точки виходу окремо розраховується середньозважена теплота згорання за місяць, які наводяться у Додатку до Місячного паспорту-сертифікату ФХП газу.

При використанні вимірювальних хіміко-аналітичних лабораторій до паспорту-сертифікату заносяться результати вимірювань за добу, під час якої проводились вимірювання.

6.6. Порядок уведення даних ФХП газу до систем обліку газу.

Спосіб уведення даних ФХП газу до систем обліку визначено ручним (безпосередньо в обчислювач на місці експлуатації ВОГ або за допомогою засобів дистанційної передачі даних).

У випадку визначення ФХП газу вимірювальною хіміко-аналітичною лабораторією дані ФХП газу вводяться в системи обліку безпосередньо після отримання результатів аналізу, але не пізніше терміну, погодженого Сторонами в Протоколі/графіку.

При використанні потокового хроматографа дані ФХП газу вводяться в системи облікуодин раз на добу після формування середньодобового звіту, але не пізніше терміну, погодженого Сторонами в Протоколі/графіку.

У разі виходу з ладу потокового хроматографа проводиться відбір проби газу з подальшим проведенням аналізу в хіміко-аналітичній лабораторії. До отримання результатів аналізу в системах обліку газу використовуються останні дійсні результати середньодобових значень ФХП газу, що були сформовані потоковим хроматографом.

7. Визначення обсягу газу

7.1. Загальна частина.

Вимоги до складових частин ВОГ, правил експлуатації приладів обліку, порядку вимірювання його обсягів та визначення якості визначаються законодавством України з питань метрології, технічними регламентами та нормами, правилами і стандартами.

Особливості обліку газу у точках виходу з ГТС регулюється положеннями Кодексу ГТС, Кодексу ГРМ та цією Технічною угодою.

7.2. Вузли обліку газу.

7.2.1. Комерційний ВОГ у точці виходу з ГТС має бути розташований у точці приєднання, яка має співпадати з межею балансової належності між Сторонами. У випадку, якщо комерційний ВОГ у точці виходу з ГТС не розташований у точці приєднання, або точка приєднання не співпадає з межею балансової належності між Сторонами, власник комерційного ВОГ за домовленістю з оператором ГТС передає йому на обслуговування на підставі договору відповідну інфраструктуру від комерційного ВОГ до межі балансової належності, який передбачає покриття відповідних витрат оператора ГТС.

Сторони домовились вважати ділянку газопроводу від ВОГ до межі балансової належності між Сторонами, включаючи газопроводи, прокладені до будинків операторів газорозподільних станцій, розподільчим газопроводами, на які розповсюджується дія Методики визначення питомих виробничо-технологічних втрат природного газу під час його транспортування газорозподільними мережами, що затверджена Наказом Міністерства палива та енергетики України 30.05.2003 № 264 та зареєстрована в Міністерстві юстиції України 09.07.2003 р. за № 570/7891.

7.2.2. Власник ВОГ забезпечує та несе відповідальність за належний технічний стан, своєчасну повірку та калібрування ВОГ та ЗВТ, своєчасне та коректне внесення значень параметрів газу до обчислювача/коректора, своєчасну заміну звужуючого пристрою.

7.2.3. ВОГ повинні бути оснащені вимірювальним обладнанням, що здатне проводити визначення обсягів газу в автоматичному режимі.

7.2.4. Вимірювання кількості газу, що передається через комерційні ВОГ, повинно здійснюватись або методом змінного перепаду тиску з використанням стандартних звужуючих пристроїв та автоматичних обчислювачів, або лічильниками газу з електронними коректорами.

7.2.5. Обладнання, установка та експлуатація ВОГ та ЗВТ у складі ВОГ повинні проводитись у відповідності до вимог законодавства України з питань метрології, чинних технічних регламентів, стандартів України та вимог підприємств-виробників.

7.2.6. ВОГ повинні бути оснащені засобами вимірювальної техніки, що або внесені до Державного реєстру засобів вимірювальної техніки до введення в дію відповідних Технічних регламентів на ЗВТ або пройшли оцінку відповідності даного ЗВТ вимогам Технічних регламентів.

7.2.7. Всі ЗВТ та програмне забезпечення, що використовуються при обліку газу, повинні бути захищені від несанкціонованого втручання. Засіб вимірювальної техніки повинен забезпечувати високий рівень метрологічної достовірності. Для того, щоб будь-яка сторона була впевнена в результаті вимірювань, засіб вимірювальної техніки повинен бути сконструйований і виготовлений з використанням високоякісної вимірювальної технології та захищеності вимірювань.

7.2.8. ВОГ повинні бути опломбовані (в тому числі Стороною, що не є власником ВОГ) в місцях, де можливе несанкціоноване втручання. Відповідальність за цілісність пломб та пломбувального матеріалу несе Сторона, що є Власником ВОГ.

7.2.9. ВОГ після будівництва, реконструкції або модернізації повинні проходити оцінку відповідності у встановленому законодавством України порядку.

7.3. Методи вимірювань.

7.3.1. Загальна частина.

Коефіцієнт стисливості, з урахуванням відхилення газу від закону ідеального газу, розраховується відповідно до ГОСТ 30319.2-96 з урахуванням Зміни № 1 (GERG-91mod або NX-19mod). Коефіцієнт використовується для приведення об`ємів газу до стандартних умов.

7.3.2. Вимірювання за методом змінного перепаду тиску.

Розрахунок обсягу газу за методом змінного перепаду тиску повинен проводитись згідно вимог ДСТУ ГОСТ 8.586.1,2,5:2009.

Конструкція вимірювальних трубопроводів до реконструкції, капітального ремонту повинна відповідати вимогам РД 50-213-80, після реконструкції, капітального ремонту - ДСТУ ГОСТ 8.586.1,2,5:2009.

7.3.3. Вимірювання з використанням ультразвукових лічильників газу (УЗЛ).

Приведення об`єму газу, визначеного УЗЛ, до стандартних умов, повинно здійснюватися відповідно до РМУ 037-2015.

УЗЛ повинні відповідати вимогам ДСТУ ISO 17089-1:2014.

7.3.4. Вимірювання з використанням турбінних лічильників газу

Приведення об`єму газу, визначеного турбінними лічильниками газу, до стандартних умов, повинно здійснюватися відповідно до РМУ 037-2015.

Турбінні лічильники газу повинні відповідати вимогам ДСТУ EN 12261:2006.

7.3.5. Вимірювання з використанням роторних лічильників газу

Приведення об`єму газу, визначеного роторними лічильниками газу, до стандартних умов, повинно здійснюватися відповідно до РМУ 037-2015.

Роторні лічильники газу повинні відповідати вимогам ДСТУ EN 12480:2006.

7.4. Порядок введення комерційного ВОГ в експлуатацію та проведення повірки ЗВТ.

7.4.1. Порядок введення в експлуатацію комерційного ВОГ після будівництва, реконструкції або капітального ремонту повинен відповідати вимогам чинного законодавства України, в тому числі гл. 2 р. ІІІ Кодексу ГТС.

7.4.2. Вимоги до технічних рішень, які застосовуються при будівництві, реконструкції або капітальному ремонті комерційних ВОГ визначаються:

- для комерційних ВОГ, що знаходяться у власності Оператора ГТС, - Оператором ГТС;

- для комерційних ВОГ, що знаходяться не у власності Оператора ГТС, - технічними умовами, що видаються Оператором ГТС.

7.4.3. Сторона, що не є власником комерційного ВОГ, має право на підставі технічних умов Оператора ГТС розробити і погодити з Оператором ГТС Основні технічні рішення щодо будівництва, реконструкції чи модернізації дублюючого ВОГ з урахуванням рекомендацій Додатку 4.

7.4.4. Сторона, що не є власником комерційного ВОГ, має право на підставі технічних умов Оператора ГТС та з дотриманням державних норм і стандартів збудувати (встановити) власний дублюючий ВОГ (дублюючі ЗВТ). За запитом Сторони 2 Сторона 1 зобов`язана протягом місяця розробити та надати технічні умови на будівництво, реконструкцію чи модернізацію дублюючих ВОГ.

7.4.5. При введенні в експлуатацію комерційних ВОГ Сторони узгоджують та передбачають в акті введення в комерційну експлуатацію ВОГ порядок експлуатації основної, дублюючої та контрольної вимірювальної системи ВОГ.

7.4.6. Якщо Сторони не погодили порядок експлуатації вимірювальних систем (ВОГ), комерційною системою вважається основна або дублююча система (ВОГ), що має найменшу невизначеність відповідно до документів щодо оцінки відповідності ВОГ, за умови дотримання при цьому вимог Закону України «Про метрологію та метрологічну діяльність», Кодексу ГТС, а також за умови, що всі вимірювальні канали основної та дублюючої систем перебувають у справному робочому стані.

Перед введенням в експлуатацію та під час експлуатації лічильники повинні пройти повірку (калібрування) за таких умов :

- робочий надлишковий тиск менше 0,4 МПа:

Власник ВОГ забезпечує проведення повірки лічильників газу уповноваженими організаціями на повітрі при атмосферному тиску згідно вимог чинних методик повірки на лічильники газу.

Інша сторона має право на проведення додаткової перевірки метрологічних характеристик лічильника газу під робочим тиском на середовищі - природний газ. Власник ВОГ надає лічильник газу іншій Стороні для проведення додаткової перевірки.

- робочий надлишковий тиск 0,4-1,2 МПа:

Власник ВОГ забезпечує проведення повірки лічильників газу уповноваженими організаціями на повітрі при атмосферному тиску на середовищі повітря та додаткову перевірку лічильника газу під тиском до 6 бар на середовищі - природний газ;

- робочий надлишковий тиск більше 1,2 МПа:

Власник ВОГ забезпечує проведення повірки лічильників газу уповноваженими організаціями під атмосферним тиском на середовищі - повітря згідно вимог чинних методик повірки на лічильники газу та додаткове калібрування під робочим тиском на середовищі природний газ на сертифікованих метрологічних стендах.

Представники обох Сторін повинні бути присутні під час проведення повірки УЗЛ в Україні та калібруванні лічильників в європейських випробувальних центрах. Власник ВОГ повинен своєчасно повідомити іншу Сторону про дату, час та місце проведення повірки та калібрування лічильників з метою необхідності оформлення документів на відрядження.

7.4.7. Перед введенням в комерційну експлуатацію відповідність ВОГ вимогам чинних нормативно-правових актів, стандартів повинна бути підтверджена відповідними організаціями, уповноваженими державними органами з урахуванням вимог Закону України «Про метрологію та метрологічну діяльність».

7.4.8. При введенні в експлуатацію комерційного ВОГ (основної та/або дублюючої вимірювальної систем) власник ВОГ надає іншій Стороні копії та, для перевірки, оригінали такого комплекту технічної документації:

- Паспорти на всі ЗВТ та діафрагму (для методу змінного перепаду тиску) у складі вимірювальної системи;

- Свідоцтва про повірку вимірювальних комплексів та інших ЗВТ (або декларацію про відповідність з копією документу, що підтверджує відповідність метрологічних характеристик);

- Сертифікати з додатками та Декларацію відповідності ВОГ, що підтверджує проведення процедури оцінки відповідності вимогам Технічного регламенту законодавчо регульованих ЗВТ за модулями, що дозволяє введення в обіг;

- Звіт інспектування монтажу ВОГ;

- Проектну документацію на ВОГ;

- Акти або протоколи вимірювань геометричних розмірів камер усереднення і вимірювальних трубопроводів (для методу змінного перепаду тиску);

- Протокол розрахунку витратоміру змінного перепаду тиску зі стандартним звужувальним пристроєм (для методу змінного перепаду тиску);

- Паспорт витратомірного пристрою (для методу змінного перепаду тиску);

- Звіт конфігураційних параметрів обчислювача/коректора;

- Звіт конфігураційних параметрів УЗЛ та звіт втручань в його роботу на момент введення в експлуатацію.

- Документи про калібрування лічильників в європейських випробувальних центрах (із офіцйним перекладом українською мовою).

7.4.9. Всі документи повинні бути належним чином оформлені та підписані. Документи, оригінали яких викладені іноземною мовою, мають бути надані з офіційним засвідченим перекладом українською мовою. При прийнятті в експлуатацію ВОГ Власник ВОГ надає іншій Стороні для ідентифікації та ознайомлення оригінали документів,

зазначених у п. 7.4.8.

7.4.10. Для введення ВОГ в експлуатацію Власник ВОГ не менш, як за 10 робочих днів направляє листа іншій Стороні, в якому вказує дату, час проведення робіт з введення ВОГ в експлуатацію (основної та/або дублюючої вимірювальної системи) та місце розташування ВОГ.

7.4.11. Під час введення в експлуатацію Сторони мають право перевіряти:

- відповідність вузла обліку проектній документації;

- відповідність ЗВТ та елементів конструкції вузла обліку паспортним даним;

- відповідність оригіналів заводських паспортів (сертифікатів тощо) та маркування елементів вузла обліку;

- правильність встановлення складових ВОГ (ЗВТ) у відповідності до вимог проекту та паспорту заводу-виробника, співвісність фланців газопроводу, геометричні характеристики вимірювального трубопроводу з прямими ділянками та місцевими опорами;

- параметри вимірювальних трубопроводів та звужуючих пристроїв шляхом контрольного вимірювання розмірів внутрішнього діаметра вимірювального трубопроводу та звужувального пристрою (за його наявності), у тому числі проводити перевірку порожнини прямих ділянок на предмет відсутності сторонніх предметів, забруднень тощо;

- параметри імпульсних ліній та їх складових на відповідність вимогам чинних нормативних документів;

- глибину занурення перетворювача температури;

- герметичність запірної арматури, імпульсних ліній, наявність та стан заглушок (блінд);

- метрологічні характеристики вимірювальних перетворювачів за допомогою контрольних та/або еталонних ЗВТ;

- програмовані параметри та налаштування коректора або обчислювача об`єму газу, їх відповідність умовам експлуатації та документації на ВОГ;

- відсутність можливості несанкціонованого втручання в роботу ВОГ (версію і контрольну суму програмного забезпечення, положення апаратних засобів захисту та можливість програмного захисту);

- наявність та цілісність пломб та пломбувального дроту.

7.5. Порядок введення дублюючого ВОГ в експлуатацію.

Введення в експлуатацію власником нового або реконструйованого дублюючого ВОГ (ПВВГ) проводиться в порядку, встановленому чинним законодавством України та п. 7.4. цієї Технічної угоди для введення в експлуатацію комерційних ВОГ (ПВВГ).

Сторона 1 не має права відмовити Стороні 2 у видачі технічних умов на будівництво,реконструкцію чи капітальний ремонт дублюючих ВОГ (ПВВГ), а також не має права будь-яким іншим чином перешкоджатибудівництву, реконструкції чи капітальному ремонту дублюючих ВОГ (ПВВГ).

Вимоги до технічних рішень, які застосовуються при будівництві, реконструкції чи капітальному ремонті дублюючих ВОГ (ПВВГ), визначаються:

- для дублюючих ВОГ (ПВВГ), що знаходяться у власності Сторони 1, - Оператором ГТС;

- для дублюючих ВОГ (ПВВГ), що знаходяться не у власності Сторони 1, - технічними умовами, що видаються Оператором ГТС.

Введення в експлуатацію власником нового або реконструйованого дублюючого ВОГ (ПВВГ) проводиться не раніше ніж за 10 робочих днів з дати повідомлення іншої Сторони та/або інших суб`єктів, безпосередньо підключених до ГТС, про проведення перевірки готовності вводу дублюючого ВОГ (ПВВГ) до експлуатації з оформленням двостороннього акта. Повідомлення повинне містити дату, час та місце проведення перевірки готовності вводу дублюючого ВОГ (ПВВГ). Введення в експлуатацію дублюючого ВОГ (ПВВГ) проводиться у присутності інженерно-технічного персоналу власника дублюючого ВОГ (ПВВГ) у дату, вказану в повідомленні.

Якщо на дату, вказану у повідомленні, представник іншої Сторони та/або інших суб`єктів, безпосередньо підключених до ГТС, не з`явився для введення дублюючого ВОГ (ПВВГ) в експлуатацію, то власник дублюючого ВОГ (ПВВГ) має право скласти акт введення в експлуатацію дублюючого ВОГ (ПВВГ) в односторонньому порядку з позначкою в акті, що представник іншої Сторони та/або інших суб`єктів, безпосередньо підключених до ГТС, для участі у введенні дублюючого ВОГ (ПВВГ) в експлуатацію не з`явився. Копію такого акту власник дублюючого ВОГ (ПВВГ) надсилає Регулятору ринку природного газу.

У разі відповідності дублюючого ВОГ (ПВВГ) вимогам технічних регламентів та норм, правил і стандартів, що підтверджується уповноваженими на це організаціями, інша Сторона та/або інші суб`єкти, безпосередньо підключені до ГТС, не мають права відмовити власнику дублюючого ВОГ (ПВВГ) у підписанні акта введення ВОГ (ПВВГ) у експлуатацію.

Власник дублюючого ВОГ (ПВВГ) забезпечує його належний технічний стан, своєчасне внесення інформації про ФХП газу в обчислювачі/коректори, безперебійне та надійне функціонування і здійснює невідкладні заходи щодо відновлення працездатності ВОГ (ПВВГ) з наступним інформуванням іншої Сторони каналами диспетчерського зв`язку. Капітальний, поточний ремонт, технічне обслуговування ВОГ (ПВВГ), що потребує втручання у роботу вимірювальних систем, здійснюється його власником за письмовим повідомленням іншої Сторони без попереднього погодження з ним технічних рішень шляхом складання двостороннього протоколу (акта) про проведення таких робіт.

7.6. Невизначеність вимірювань.

Межі допустимої похибки вимірювального обладнання на комерційних ВОГ повинні відповідати чинним нормативно-правовим актам та Додатку 5 даної Технічної угоди.

7.7. Порядок дій Сторін у разі тимчасової непрацездатності комерційного ВОГ.

7.7.1. Комерційний ВОГ може бути тимчасово непрацездатним у період проведення повірки (перевірки), капітального (поточного) ремонту, технічного обслуговування або несправності газовимірювального обладнання, ліквідації аварійних ситуацій тощо.

7.7.2. У разі виявлення аварійних/нештатних ситуацій або несправності газовимірювального обладнання комерційного ВОГ, його власник:

1) негайно повідомляє іншу Сторону (за допомогою телефону, факсу або інших засобів зв`язку, в тому числі, але не виключно, визначених у пунктах 18.3 - 18.5 даної Технічної уоди);

2) як тільки можливо, але не більше ніж за 24 години після виявлення аварійної/нештатної ситуаціїабо несправності газовимірювального обладнання комерційного ВОГ, починає пошук, виправлення причин несправностей та відмов і їх усунення;

3) при виявленні причин несправностей та відмов негайно (за допомогою телефону та/або факсом) повідомляє іншу Сторону про час, необхідний для усунення аварійних/нештатних ситуацій або несправності газовимірювального обладнання.

7.7.3. За період тимчасової непрацездатності комерційного ВОГ кількість поданого газу визначається за показами дублюючих ВОГ або дублюючих обчислювачів/коректорів, а за їх відсутності - відповідно до пунктів 4-6 гл. 4 р. ІІІ Кодексу ГТС та Додатку 7 до цієї Технічної угоди.

7.7.4. Визначення обсягів газу за період тимчасової непрацездатності комерційних ВОГ проводяться з обов`язковим використанням програмних комплексів, що пройшли перевірку відповідності вимогам чинних стандартів в уповноважених державних органах.

7.7.5. Про факт проведення будь-яких робіт на комерційному ВОГ, що призвели до тимчасової непрацездатності ВОГ, складається відповідний акт (протокол). Про планування та факт проведення таких робіт обов`язково має бути повідомлена інша Сторона. Представники іншої сторони мають право бути присутніми при проведенні таких робіт, якщо ця Сторона визнає це необхідним. В такому випадку представники іншої Сторони мають право підписати акт (протокол) та викласти у ньому (або додати до нього) свої зауваження (заперечення).

7.7.6. За період тимчасової непрацездатності комерційного ВОГ Сторонами складається акт коригування обсягів газу. В такому акті має бути чітко зазначена причина коригування та період його здійснення. Акт має містити безпосередньо сам перерахунок (розрахунок) обсягів газу.

7.7.7. Процедура розрахунку обсягів газу, можливих причин перерахунку під час нештатних та аварійних ситуацій з зазначенням формул та методів перерахунку викладена у Додатку 7 до Технічної угоди.

7.8. Порядок експлуатації основних (комерційних), дублюючих, контрольних ВОГ та дублюючих вимірювальних комплексів іншої Сторони.

7.8.1. Експлуатація основних (комерційних), дублюючих, контрольних систем (ВОГ) та дублюючих вимірювальних комплексів іншої Сторони повинна бути забезпечена відповідно до експлуатаційних документів виробників, діючих нормативних документів України та положень цієї Технічної угоди.

7.8.2. Точки виходу з ГТС, через які передається газ з максимальною витратою за стандартних умов, що перевищує 30000 м3/год, мають бути обладнані власником ВОГ дублюючими ВОГ, що встановлені послідовно з основними комерційними ВОГ.

7.8.3. Для точок виходу з ГТС, через які передається газ з максимальною витратою за стандартних умов, що перевищує 10000 м3/год, рекомендовано встановлення власником ВОГ дублюючих ВОГ.

7.8.4. Для підвищення надійності вимірювань об`єму газу комерційними ВОГ та для забезпечення контролю правильності їх роботи інша Сторона має право встановити дублюючі (контрольні) системи вимірювань (ВОГ) та/або дублюючі вимірювальні комплекси. Введені раніше дублюючі вимірювальні комплекси продовжують працювати в попередньому порядку.

7.8.5. Дублююча або контрольна система вимірювань (ВОГ) та/або дублюючий вимірювальний комплекс не повинні впливати на роботу основного (комерційного) ВОГ (системи вимірювань).

7.8.6. Сторони здійснюють контроль показів основної та дублюючої систем на відповідність вимогам Таблиці 3 Додатку 5.

7.8.7. У разі перевищення величини допустимої розбіжності основного та дублюючого ВОГ або дублюючого вимірювального комплексу, що визначені у Таблиці 3 Додатку 5, проводиться їх позачергова перевірка.

За час існування розбіжностей між показами основного (комерційного) та дублюючого ВОГ, якщо різниця становить меньше ніж 3 %, обсяг газу визначається шляхом обрахунку середнього арифметичного між показами основного (комерційного) та дублюючого ВОГ.

У разі, якщо різниця між показами основного (комерційного) та дублюючого ВОГ становить більше, ніж 3 %, обсяг газу за час існування розбіжностей визначається в порядку, встановленому Кодексом ГТС.

7.8.8. Дублююча система вимірювань (ВОГ).

Дублюючий ВОГ є незалежним від комерційного ВОГ.

Приймання в експлуатацію дублюючої системи вимірювань або ВОГ здійснюється у порядку, встановленому у п. 7.5. цієї Технічної угоди.

Сторони мають рівні права на отримання вихідної інформації та доступ до дублюючих ВОГ. Надання звітів з дублюючого вимірювального комплексу (ВОГ) відбувається за запитом зацікавленої Сторони.

Сторона, на балансі якої перебувають комерційні та/або дублюючі системи вимірювань (ВОГ), забезпечує їх належний технічний стан, своєчасне калібрування, повірку та внесення в обчислювач/коректор ФХП газу.

Дублююча система вимірювань, дублюючий ВОГ та дублюючий вимірювальний комплекс іншої Сторони використовуються для моніторингу коректності роботи та метрологічних характеристик основного (комерційного) ВОГ та здійснення комерційного обліку газу у разі тимчасової непрацездатності основного (комерційного) ВОГ.

Моніторинг збігу показів комерційної системи вимірювань (ВОГ) та дублюючої системи вимірювань (ВОГ) проводить як власник основного (комерційного) ВОГ, так і інша Сторона.

Основна та дублююча система вимірювань (ВОГ) повинні відповідати вимогам Додатку 5 щодо невизначеності вимірювань.

Дублююча система вимірювань або дублюючий ВОГ повинні відповідати вимогам чинних нормативних документів, що повинно бути підтверджено уповноваженими державними органами.

7.8.9. Контрольна система вимірювань (ВОГ).

Сторона має право на встановлення контрольних систем вимірювань на об`єкті власника ВОГ або контрольного ВОГ до/на межі розмежування балансової належності та експлуатаційної відповідальності з газопроводами власника ВОГ.

Контрольні системи вимірювань (ВОГ) використовуються для контролю працездатності комерційного ВОГ.

Порядок введення в експлуатацію та подальшої експлуатації контрольної системи погоджується окремим протоколом. Сторона 1 не має права відмовити Стороні 2 в видачі/погодженні технічних умов/проекту на встановлення контрольної системи вимірювань (ВОГ), а також відмовитися від введення контрольної системи вимірювань (ВОГ) в експлуатацію.

Результати вимірювань контрольних систем вимірювань (ВОГ) використовуються при виході з ладу комерційних ВОГ, а також в інших випадках, коли результати вимірювання комерційного ВОГ є такими, які можна піддати сумніву.

При одночасній наявності дублюючих ВОГ та контрольних систем вимірювання (ВОГ), приорітет мають покази дублюючого ВОГ.

8. Порядок перевірки комерційних ВОГ.

8.1. Для підтримки необхідної точності вимірювання елементи комерційних вимірювальних систем ВОГ повинні підлягати періодичній перевірці та калібруванню.

8.2. Перевірки комерційних ВОГ здійснюються у порядку, передбаченому чинним законодавством України з питань метрології, Кодексом ГТС та Додатком 6 Технічної угоди.

8.3. Сторони мають право на проведення як планової, так і позачергової технічної перевірки ВОГ.

8.4. Планова технічна перевірка ВОГ здійснюється згідно графіку, погодженого Сторонами, в обсязі, в порядку та з періодичністю, що наведені у Додатку 6 цієї Технічної угоди.

Сторони зобовязані затвердити річний графік проведення планових технічних перевірок ВОГ не пізніше пятнадцятого січня того року, в якому здійснюватимуться згідно графіку перевірки.

8.5. Сторони мають право на проведення позачергових технічних перевірок та/або контрольних оглядів ВОГ.

8.6. Контрольний огляд ВОГ передбачає перевірку відсутності несанкціонованого втручання в роботу комерційного ВОГ, у тому числі наявність та цілісність захисних пломб та пломбувального матеріалу.

8.7. Періодичність перевірок та контролю засобів визначення ФХП газу наведена в Таблиці 2 Додатку 6. Сторони мають право на проведення контрольного визначення ФХП газу.

8.8. Порядок повідомлення про проведення перевірки та порядок допуску до комерційних ВОГ визначено в розділі 9 даної Технічної угоди.

8.9. Після проведення перевірок та/або контрольних оглядів, а також будь-яких робіт на комерційному ВОГ, в обов`язковому порядку складається акт (протокол), в якому повинно бути вказано результати перевірки чи контрольного огляду, час та види робіт, що були проведені, перелік та номерні реквізити знятих та/або встановлених охоронних пломб, місця їх зняття/встановлення. У разі наявності зауважень та/або заперечень Сторони мають право викласти їх в акті (протоколі) або додати на окремому аркуші.

9. Порядок допуску до комерційних ВОГ представників іншої Сторони.

9.1. Сторони погодили, що термін «Перевірка», що використовується у даному розділі Технічної угоди, означає проведення планової чи позапланової технічної перевірки комерційного ВОГ, контрольний огляд комерційного ВОГ, контрольне визначення ФХП газу, перевірки стану пломб та/або пломбувального матеріалу.

9.2. У разі необхідності Перевірки Сторона письмово доводить це до відома Сторони, що є власником комерційного ВОГ.

9.3. Сторона, що проводить Перевірку, повинна повідомити іншу Сторону про перелік фахівців, які уповноважені на здійснення Перевірки. Перелік фахівців є чинним протягом року з дня видачі та може бути уточненим Стороною, яка проводить перевірку, шляхом повідомлення іншої Сторони.

Працівники Сторони, що включені до переліку, допускаються до Перевірки за пред`явлення посвідчення працівника цієї Сторони.

9.4. Планова технічна перевірка проводиться у присутності інженерно-технічного персоналу власника ВОГ не пізніше ніж у 3-денний строк з дня надходження письмового повідомлення.

9.5. Позачергова технічна перевірка проводиться у присутності інженерно-технічного персоналу власника ВОГ не пізніше ніж у 5-денний строк з дня надходження письмового повідомлення.

9.6. У разі необхідності позачергового контрольного огляду комерційного ВОГ та/або позачергового контрольного визначення ФХП газу та/або перевірки стану пломб та пломбувального матеріалу власник ВОГ повинен забезпечити негайний безперешкодний доступ до комерційного ВОГ працівникам іншої Сторони у робочий день, робочий час та в присутності уповноваженого представника або працівника власника ВОГ.

10. Порядок пломбування комерційних, дублюючих, контрольних ВОГ та обладнання газорозподільної станції (ГРС).

10.1. Комерційний ВОГ та його складові мають бути опломбовані пломбами власника ВОГ та можуть бути опломбовані пломбами іншої Сторони.

10.2. Інша Сторона після введення в експлуатацію комерційного ВОГ, закінчення технічної перевірки, контрольного огляду, повірки, калібрування має право додатково опломбувати комерційний ВОГ, його складові, трубопроводи та обладнання ГРС, що знаходиться після ВОГ.

10.3. Пломбування комерційного ВОГ та його складових проводиться у місцях, передбачених паспортами заводів-виробників ЗВТ, та в інших місцях, де можливе несанкціоноване втручання в роботу складових комерційного ВОГ та/або несанкціонований відбір/виток/скидання (в тому числі аварійне) газу. Перелік місць пломбування комерційного ВОГ та обладнання ГРС не є вичерпним та може бути розширений за пропозицією однієї із Сторін.

Місця та порядок встановлення пломб Власника ВОГ та пломб іншої Сторони обумовлюється для кожного ВОГ єдиною погодженою Сторонами схемою пломбування.

10.4. Порушення встановлених пломб в односторонньому порядку не дозволяється, крім аварійних випадків, безпосередньо пов`язаних з безпекою транспортування газу. Про порушення (в тому числі його причини) встановлених пломб іншої Сторони власник ВОГ має негайно повідомити іншу Сторону.

10.5. За результатами пломбування складається акт про пломбування. В такому акті зазначається:

- часта вид робіт, що були проведені;

- які охоронні пломби (номери/реквізити) та звідки були зняті;

- які охоронні пломби (номери/реквізити) та куди були встановлені.

Акт про пломбування має бути підписаний уповноваженими особами Сторін, які проводили пломбування та були присутніми при проведенні робіт. Результати пломбування відображаються у відповідних журналах пломбування (у разі їх наявності), які зберігаються на ГРС.

10.6. Відповідальність за збереження і цілісність пломб, пломбувального матеріалу, на якому встановлено пломби (дріт, кордова нитка, тощо), та гвинтів, на яких закріплено пломбувальний матеріал, несе власник комерційного ВОГ або Сторона, відповідальна за обслуговування комерційного ВОГ.

11. Порядок визначення та компенсації фактичних втрат та виробничо-технологічних витрат газу

11.1. Якщо комерційні ВОГ у точці виходу з ГТС розташовані до (після) межі балансової належності, обсяг переданого газу зменшується (збільшується) на розрахункову величину виробничо-технологічних витрат на ділянці між цим комерційним ВОГ і межею розмежування балансової належності Сторін.

11.2. Якщо після комерційного ВОГ здійснюється відбір газу на газоспоживаюче обладнання (котли опалення тощо), то обсяг газу, спожитого цим обладнанням, визначається за показами окремого ВОГ, яким повинно бути оснащене газоспоживаюче обладнання відповідно до чинного законодавства.

11.3. Обсяги інших виробничо-технологічних витрат газу, які не визначаються за показами лічильника газу та виникають після комерційного ВОГ, у тому числі на газопроводах, газорегулюючому обладнанні, запобіжних пристроях, скидних клапанах, продувних свічках тощо, а також обсяги витоків газу визначаються розрахунковим методом за методикою, визначеною у п. 7.2.1. цієї Технічної угоди.

11.4. Визначення обсягів виробничо-технологічних витрат проводиться щодобово та враховується як при поданні власником ВОГ щодобової інформації про обсяги переданого газу на Інформаційну платформу Оператора ГТС, так і у місячному акті приймання-передачі природного газу.

12. Документальне оформлення приймання-передачі газу

12.1. Документальне оформлення приймання-передачі газу з ГТС Сторони 1 до газорозподільної системи Сторони 2 здійснюється відповідно до Кодексу ГТС із врахуванням особливостей, встановлених цією Технічною угодою.

12.2. Приймання-передача газу за звітний місяць між Стороною 1 та Стороною 2 відбувається на підставі результатів вимірювань вимірювальних комплексів комерційних ВОГ на фізичних точках виходу з ГТС і оформлюється актом приймання-передачі, що підписується представниками Сторінне пізніше 5-го числа місяця, наступного за звітним.

До місячного акту приймання-передачі газу включаються об`єми, розраховані згідно з Порядком проведення перерахунків обсягів газу під час виникнення

нештатних та аварійних ситуацій (Додаток 7 до цієї Технічної угоди).

12.3. В акті приймання-передачі природного газу об`єм газу вказується у м3 за стандартних умов з розрядністю відображення два знаки після цілої частини.

12.4. Контрактна година для всіх типів приладів обліку газу встановлюється за UTC о 5:00 (за Київським часом 7:00) для зимового періоду та о 4:00 за (за Київським часом 7:00) для літнього періоду.

12.5. Акти приймання-передачі природного газу складаються Стороною 1 українською мовою згідно форми, наведеної у Додатку 8, та направляються Стороні 2. Акти складаються та підписуються повноважними представниками Сторін у двох примірниках - по одному примірнику кожній Стороні.

12.6. Підставою для складання місячних актів приймання-передачі газу є погодинна інформація в електронному вигляді у повному обсязі з автоматичних обчислювачів/коректорів для кожної точки виходу. У разі допущення помилки в одному з місячних актів вона підлягає виправленню, що оформлюється Сторонами окремим протоколом.

12.7. У разі виникнення суперечки між Сторонами у визначенні кількості переданого газу (в тому числі на підставі наявних розбіжностей у даних комерційних ВОГ, дублюючих ВОГ, дублюючих та/або контрольних вимірювальних систем тощо), складається попередній акт приймання-передачі природного газу.

12.8. Сторона, яка не погоджується з визначенням добової чи місячної кількості газу, який переданий з газотранспортної до газорозподільної системи, заявляє про це іншій Стороні протягом 10 днів з моменту складання акта приймання-передачі природного газу або попереднього акта приймання-передачі природного газу.

12.9. Після узгодження питань, що викликали суперечку, складається кінцевий місячний акт приймання-передачі, у якому обов`язково вказуються причини, що призвели до необхідності корегування об`ємів газу.

12.10. Розбіжності у частині обсягу переданого (прийнятого) газу врегульовуються шляхом переговорів з урахуванням чинного законодавства України та цієї Технічної угоди, а в разі недосягнення згоди - в судовому порядку. До винесення остаточного судового рішення об`єм переданого (прийнятого) газу встановлюється відповідно до показань комерційних приладів обліку газу.

12.11. Разом з місячним актом приймання-передачі природного газу власник комерційного ВОГ повинен надати іншій Стороні місячний паспорт-сертифікат ФХП газу, в якому вказуються всі ФХП, що підлягають контролю згідно р. 6 цієї Технічної угоди, у тому числі середньозважене значення вищої теплоти згоряння за місяць (у кВт*год/м3 з розрядністю відображення два знаки після цілої частини).

12.12. При використанні автоматичних потокових приладів в місячному паспорті-сертифікаті вказуються середньодобові (для теплоти згоряння - середньозважені) значення ФХП за кожну добу звітного місяця.

12.13. При проведенні визначення ФХП вимірювальними хіміко-аналітичними лабораторіями в місячному паспорті-сертифікаті вказуються всі результати вимірювань за звітний місяць. Форму місячного паспорту-сертифікату наведено в Додатку 9.

13. Порядок узгодження графіків та порядок проведення ремонтних робіт і робіт з модернізації, які мають вплив на умови роботи суміжних систем

13.1. Планування робіт на об`єктах ГТС, що можуть призвести до обмеження транспортування газу на точки виходу з ГТС, здійснюється відповідно до положень гл. 1 р. VII Кодексу ГТС.

13.2. Уточнення (конкретизація)Стороною 1 обсягу та термінів проведення робіт на об`єктах ГТС, що можуть призвести до обмеження транспортування газу на точки виходу з ГТС до мереж Сторони 2, повинно відбуватися не пізніше, ніж за 21 календарний день перед їх початком.

14. Порядок дій на випадок виникнення перебоїв у роботі суміжних систем

14.1. Дії Сторін у випадку виникнення перебоїв у роботі суміжних систем регулюються положеннями гл. 1 р. XVII Кодексу ГТС.

15. Порядок повідомлення про аварії та порядок взаємодії сторін в разі їх виникнення

15.1. Сторона, у якої виникла аварійна ситуація, яка впливає або може вплинути на приймання та/або передачу газу з газотранспортної до газорозподільної системи, може призвести до непередбачуваних втрат газу, некоректного обліку, змін ФХП тощо, зобов`язана негайно повідомити іншу Сторону по каналах диспетчерського зв`язку:

- про виникнення аварії, надзвичайної ситуації або кризової ситуації, яка може викликати зміну потоків газу, впливати на роботу технологічного обладнання;

- про очікуваний час ліквідації наслідків аварійної ситуації.

16. Відповідальність Сторін

16.1. Сторони у випадку невиконання або неналежного виконання своїх зобов`язань по цій Технічній угоді несуть відповідальність відповідно до чинного законодавства України.

16.2. Сторона 1 несе відповідальність за наслідки передачі газу, що не відповідає встановленим вимогам щодо якості та ФХП.

17. Порядок вирішення спорів

17.1. Сторони дійшли згоди, що всі спори (розбіжності), які можуть виникнути при виконанні умов цієї Технічної угоди, повинні вирішуватись шляхом переговорів.

17.2. У разі неможливості досягнення згоди шляхом переговорів спірні питання передаються на розгляд Регулятора ринку природного газу або до суду для вирішення в установленому порядку.

17.3. Сторона, яка не згодна з визначенням добової чи місячної кількості поданого газу, повинна заявити про це іншій стороні протягом п`яти днів з моменту складання акта приймання-передачі природного газу або попереднього акта приймання-передачі природного газу (р. 12 цієї Технічної угоди), та вправі вимагати проведення перевірки та/або експертної повірки засобів вимірювальної техніки та/або калібрування лічильників газу під робочим тиском на середовищі «природний газ» на сертифікованих метрологічних стендах в одному з європейських випробувальних центрів: PIGSAR (Федеративна Республіка Німеччина), EUROLOOP (Королівство Нідерландів), FORCE Technology (Королівство Данія). Місце проведення експертної повірки та калібрування засобів вимірювальної техніки та/або лічильників газу визначається Стороною, яка ініціює зазначені процедури.

17.4. У разі неможливості досягнення згоди шляхом переговорів, у тому числі на підставі результатів проведеної експертної повірки, спірні питання передаються на розгляд до суду. До врегулювання розбіжностей та набрання рішенням судузаконної сили обсяг переданого (прийнятого) газу встановлюється у відповідності до результатів вимірювань комерційного ВОГ.

18. Порядок взаємодії та контактні дані диспетчерських служб Сторін

18.1. Сторони обмінюються інформацією, що стосується приймання-передачі газу з газотранспортної в газорозподільну систему відповідно до порядку і в строки, що передбачені Кодексом ГТС та цією Угодою.

18.2. Будь-яке повідомлення, вимога, звіт або інша інформація, що має бути надана за цією Угодою, має бути наданою шляхом рекомендованого поштового повідомлення в письмовому вигляді, телефоном або за допомогою інших погоджених Сторонами засобів зв`язку.

18.3. Уповноваженими представниками Сторони 1 та Сторони 2, що призначені забезпечувати виконання положень цієї Угоди, є:

Сторона 1Сторона 2
Ім`я, прізвищеОСОБА_1 Іскімжи Олег Васильович
ПосадаЗаступник головного інженераДиректор Департаменту метрології та телеметрії
Номер телефонуНОМЕР_1
Номер факсу
Електронна пошта
18.4. Контактна інформація диспетчерського центру Сторони 1:

АдресаНомер телефонуЕлектронна поштаНомер факсу
08150, Київська обл., Києво-Святошинский р-н, м. Боярка, вул.. Маяковського, 044-290-92-57
18.5. Контактна інформація диспетчерського центру Сторони 2:

АдресаНомер телефонуЕлектронна поштаНомер факсу
01103, м. Київ, вул. Михайла Бойчука, 4-б044-284-7561
18.6. Сторони зобов`язані письмово інформувати одна одну про будь-які зміни у інформації,визначеній у п.п. 18.3 - 18.5 цієї Технічної угоди, протягом 5 робочих днів. У випадку неповідомлення про зміни інформації, вся інформація, що надається відповідно до цієї Угоди, вважається наданою, якщо вона повідомляється, використовуючи останню відому Стороні контактну інформацію.

19. Інші умови

19.1. Ця Технічна угода складена у двох примірниках по одному для кожної із Сторін, які мають однакову юридичну силу.

19.2. Зміни та доповнення до цієї Технічної угоди вносяться за взаємним узгодженням Сторін та в порядку, передбаченому чинним законодавством України.

Усі додатки та додаткові угоди до цієї Технічної угоди є її невід`ємними частинами.

19.3. Сторони зобов`язуються повідомити одна одній про зміни свого найменування, місцезнаходження, номерів телефонів, факсів, а також про всі інші зміни, які можуть вплинути на реалізацію цієї Технічної угоди та виконання зобов`язань за нею, протягом п`яти робочих днів з дня виникнення відповідних змін.

19.4. Дія цієї Технічної угоди може бути припинена за згодою Сторін або у випадках, передбачених чинним законодавством України.

19.5. У випадках, не передбачених цією Технічною угодою, Сторони керуються чинним законодавством України.

19.6. Припинення (обмеження) транспортування газу здійснюється у встановленому законодавством порядку.

Припинення (обмеження) передачі газу з газотранспортної системи Сторони 1 до газорозподільної системи Сторони 2 не допускається, крім випадків неможливості здійснення транспортування газу, викликаних аваріями на газопроводах, елементах газотранспортної чи газорозподільної систем Сторін.

20. Строк дії Технічної угоди

20.1. Ця Технічна угода набуває чинності з моменту її підписання уповноваженими представниками Сторін та діє до 31.12.2027 р.

20.2. Ця Технічна угода вважається продовженою на кожний наступний календарний рік, якщо не менше ніж за місяць до закінчення строку її дії жодною із Сторін не буде заявлено про припинення дії Технічної угоди або перегляд її умов.

21. Реквізити Сторін

Сторона 1: ТОВ «Оператор газотранспортної системи України» Ідентифікаційний код юридичної особи: 42795490 Місцезнаходження юридичної особи: 01021, м. Київ, Кловський узвіз, 7, поверх 16. Адреса для листування: 03065 м. Київ, проспект Любомира Гузара, 44 Поточний рахунок: НОМЕР_2 в АБ «Укргазбанк» МФО банку: 320478 ІПН № 51 Тел. +38 e-mail: М.П. ______________Ю.Д. Зябченко _____________20__року Сторона 2: Акціонерне Товариство «КИЇВГАЗ» Ідентифікаційний код юридичної особи: 03346331 Місцезнаходження юридичної особи: 01103, м. Київ, вул. Михайла Бойчука, 4-Б Адреса для листування: 01103, м. Київ, вул. Михайла Бойчука, 4-Б Поточний рахунок: НОМЕР_3 Тел. +38 e-mail: М.П. __________________Лєбедєв Ю.В. _____________________20__року
2. В іншій частині позову відмовити.

3. Стягнути із Товариства з обмеженою відповідальністю «ОПЕРАТОР ГАЗОТРАНСПОРТНОЇ СИСТЕМИ УКРАЇНИ» (01010, м. Київ, Кловський узвіз, 7, поверх 16, ідентифікаційний код 42795490) на користь Акціонерного товариства «КИЇВГАЗ» (01103, м. Київ, вул. Михайла Бойчука, 4-Б, ідентифікаційний код 03346331) судовий збір у розмірі 1051 (одна тисяча п`ятдесят одна) грн.

4 Видати наказ.

Це рішення набирає законної сили після закінчення строку подання апеляційної скарги, якщо апеляційну скаргу не було подано. У разі подання апеляційної скарги це рішення, якщо його не скасовано, набирає законної сили після повернення апеляційної скарги, відмови у відкритті чи закриття апеляційного провадження або прийняття постанови суду апеляційної інстанції за наслідками апеляційного перегляду.

Повне рішення складено 27.01.2022.

Суддя В.І. Мельник

.