2010 №2 Коммерческий учет энергоносителей by НП ОППУ "Метрология энергосбережения"

ЖУРНАЛ В ЖУРНАЛЕ

Обращение к читателям Дорогие читатели! К череде привычных для всех россиян новогодних праздников у энергетиков добавляется еще одна дата – 22 декабря, день зимнего солнцестояния. Когда день самый короткий, а ночь самая длинная в году и за окном трещат морозы, насущная необходимость в их работе наиболее очевидна. Отечественные производители приборов учета энергоносителей считают эту дату своим главным профессиональным праздником и привычно отмечают ее вместе со всеми энергетиками вечером после напряженного трудового дня. Смена календарных дат означает подведение итогов, и в этом – один из неизбежных смыслов Нового года. Что успела и что не успела сделать наша страна в

Павел Борисович Никитин, генеральный директор ЗАО «Теплоэнергомонтаж», управляющий делами Некоммерческого партнерства Отечественных производителей приборов учета, председатель редакционного совета информационного проекта «Журнал в журнале» «Коммерческий учет энергоносителей»

2010 году в области энергосбережения? О причинах пробуксовки Федерального закона РФ № 261-ФЗ «Об энергосбережении…» в годовщину его принятия размышляет в своей статье председатель совета НП ОППУ «Метрология энергосбережения» генеральный директор ЗАО «Промсервис» А.А. Минаков. Закон «Об энергосбережении…» всколыхнул все сферы экономики, и 2010 год был богат на мероприятия с одноименным названием. Второй международный конгресс «Энергоэффективность. XXI век», проходящий с 9 по 10 декабря в СанктПетербурге при поддержке аппарата полномочного представительства Президента РФ по Северо-Западному федеральному округу, стал наиболее значительным в этом ряду. Отечественные производители приборов учета, одни из главных организаторов этого представительного форума, основной его задачей определили собрать в одном месте специалистов в области инженерных методов снижения энергопотребления зданий для выработки комплексных решений энергоэффективности. О том, как Второй конгресс «Энергоэффективность. XXI век» справился с этой задачей, мы расскажем вам в следующем номере «Журнал в журнале», где познакомим вас с самыми яркими событиями, выступлениями и статьями. Более подробно обо всем вы сможете узнать еще в этом году на информационном портале НП ОППУ «Метрология энергосбережения», куда мы приглашаем всех читателей. От имени коллег хочу пожелать всем в новом году удачи, любви и терпения! ❒

Редакционный совет информационного проекта «Журнал в журнале» «Коммерческий учет энергоносителей» Председатель редакционного совета Павел Борисович Никитин, Управляющий делами Некоммерческого партнерства Отечественных производителей приборов учета, генеральный директор ЗАО «Теплоэнергомонтаж»

Андрей Алексеевич Липатов, исполнительный директор ЗАО «УК Холдинга «Теплоком»

Члены редакционного совета: Александр Николаевич Колесников, начальник отдела PR ЗАО «Промсервис»

Владимир Александрович Магала, заместитель технического директора ЗАО НПО «Промприбор», кандидат технических наук

Леонид Анатольевич Лисицинский, генеральный директор ООО «ИнженерноТехнический Центр «Промавтоматика»

Отдел информационно-аналитического обеспечения Анна Ионовна Масляева e-mail: info@metrolog-es.ru телефоны: (812) 329-89-35, 329-89-36 (911) 909-34-87 Фото на обложке: Глеб Белик (http://jst-ru.livejournal.com/)

Есть ли в России производители приборов учета?! Или о выполнении ст. 13 ФЗ 261 В конце ноября 2009 г. Президентом Российской Федерации был подписан «Закон об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации» (далее – Закон). Целью настоящего Закона является создание правовых, экономических и организационных основ стимулирования энергосбережения и повышения энергетической эффективности. Само появление этого Закона было встречено с одобрением, почти с энтузиазмом всеми, кто заинтересован в снижении энергопотребления, повышении энергоэффективности отраслей экономики, ЖКХ (в особенности), по сути дела большинством населения страны. Неоднозначные чувства вызвал Закон у энергопроизводителей, которые, с одной стороны, заинтересованы в снижении затрат на производство энергии (а значит, повышении своей энергоэффективности), с другой – они заинтересованы в увеличении, а не снижении продаж своей продукции (энергии), следовательно, в снижении энергоэффективности отраслей – потребителей энергии. Поэтому закономерно, что цель закона – решение общегосударственной задачи, обозначенной в его названии. Понятно, что если мы говорим об измерении каких-либо показателей (энергоемкость, энергоэффективность и т.д.), то мы должны уметь эти показатели измерять. В принятом Законе есть четкое понимание этого, выраженное в ст. 13 – «Обеспечение учета используемых энергетических ресурсов и применения приборов учета используемых энергетических ресурсов при осуществлении расчетов за энергетические ресурсы». В указанной статье говорится об обязательном учете передаваемых, потребляемых энергетических ресурсов (тепло, электроэнергия, вода, газ) с применением приборов учета, достаточно подробно описываются порядок и сроки установки приборов на различных объектах бюджетной сферы, на жилых домах. До 1 января 2011 г. на всех объектах бюджетной сферы должны работать приборы учета воды, природного газа, тепловой и электрической энергии, а до 1 января 2012 г. приборами учета энергоресурсов должны быть оснащены жилые дома. В п. 9 ст. 13 указано, что с 1 июля 2010 г. энергоснабжающие организации (ЭСО) обязаны осуществлять деятельность по установке, замене, эксплуатации приборов учета

используемых энергетических ресурсов, снабжение которыми или передачу которых они осуществляют. Эти организации не вправе отказать обратившимся к ним лицам в заключении договоров об установке, замене и (или) эксплуатации приборов учета. В п. 10 ст.13 говорится о том, что ЭСО обязаны до 1 июля 2010 г. предоставить потребителям (перечислены все категории) предложение (оферту) об оснащении объектов энергопотребления приборами учета используемых энергоресурсов, снабжение или передачу которыми осуществляет ЭСО. При этом оферта предусматривает рассрочку платежа за установку приборов учета до 5 лет. Таким образом, Закон делает ЭСО ответственными за установку приборов учета, определяя общие принципы организации выполнения этих работ. При принятии Закона оговаривалось, что все необходимые для его выполнения подзаконные акты, позволяющие реализовать заложенные в Закон общие правила и принципы, будут приняты до мая 2010 г. Прошел один год с момента принятия Закона. Необходимо констатировать, что сроки, прописанные в ст. 13, не выполнены. Объекты бюджетной сферы, постепенное оснащение которых приборами учета происходило в течение последнего десятилетия, не будут полностью оснащены приборами учета до 1 января 2011 г. в большинстве регионов. Основная причина – позднее принятие Закона: он был принят после утверждения бюджетов в большинстве регионов России, следовательно, средств на его реализацию в бюджетах 2010 г. не заложено. Потребители энергоресурсов ни до 01.07.2010 г., ни после не ринулись в ЭСО с просьбами об установке приборов учета. Подавляющее большинство ЭСО не сделало предложений своим потребителям ни до 01.07.2010 г., ни после. О противоречивом отношении ЭСО к энергосбережению уже говорилось выше. Такое же противоречивое отношение у них и к приборам учета. С одной стороны, информация с этих приборов очень полезна при эксплуатации, с другой – та же информация делает прозрачной ситуацию с утечками, отклонениями от нормативов тепловодоснабжения, что может привести к повышению затрат ЭСО на наведение порядка в своих сетях, котельных, на удовлетворение претензий потребителя и т.п.

Аркадий Александрович Минаков, к.т.н., председатель совета НП ОППУ «Метрология энергосбережения»

ЖУРНАЛ В ЖУРНАЛЕ

Кроме того и, возможно, это самое главное, не понятно, каким образом финансировать установку приборов учета, обеспечивая возврат вложенных средств. Включение в тариф на сегодня незаконно. Добровольные взносы жителей требуют согласия каждого собственника квартир при 100-процентном согласии. Это нереальная задача, ее никто и не пытался решать. Финансировать из прибыли управляющих компаний – с какой стати? Водоснабжающими компаниями и поставщиками газа работа по выполнению Закона еще даже не начата. Производители приборов учета и их роль в выполнении Закона Практика выполнения Закона такова, что основной упор делается на учет тепловой энергии. Это обосновано тем, что учет электроэнергии в основном налажен, а следующая по объему потребляемой энергии сфера – это теплоснабжение. Прибор учета тепла состоит из нескольких (1–4) датчиков расхода воды, датчиков давления, температуры и тепловычислителя, рассчитывающего количество тепла с учетом горячего водоснабжения или без него и представляющего информацию о состоянии теплоснабжения на узле учета как в текущий момент времени, так и архивирующий показания в заданный период. Поэтому производителями приборов учета тепла можно считать производителей всех перечисленных составляющих и производителей комплектных теплосчетчиков. Причастными к учету тепла, не без оснований, считают себя и монтажные организации, монтирующие теплосчетчики на объектах потребления. Значительная часть этих предприятий является партнерами, сервисными центрами, подразделениями и дочерними предприятиями производителей теплосчетчиков. Массовое внедрение узлов учета тепла поставило задачу автоматизации сбора коммерческой и технической информации. Эта задача успешно решается, в первую очередь, самими производителями теплосчетчиков, которые в настоящее время успешно внедряют сертифицированные «системы диспетчеризации», собирающие и обрабатывающие информацию с десятков тысяч узлов учета. Имеется ряд предприятий, самостоятельно разрабатывающих свои системы диспетчеризации.

Ежегодно в России монтируют десятки тысяч узлов учета (более 50 000). За последние почти два десятилетия практически полностью стали учитывать тепло предприятия экономики (производство, торговля), большая часть бюджетной сферы и 5–10% жилых домов. Если до 1998 г. значительная часть теплосчетчиков (~50%) ввозились из-за рубежа, то теперь более 95% приборов учета тепла производится в России. Предприятия – производители приборов учета тепла экспортируют свои приборы в страны СНГ и начинают проникать на рынки развитых стран. Понимая неотвратимую необходимость оснащения приборами учета тепла всего жилого фонда страны, производители создали резервы производственных мощностей, позволяющие при наличии платежеспособного спроса в течение года в несколько раз увеличить производство комплектующих и комплектных теплосчетчиков. Вся эта отрасль создавалась без участия государственных средств и в настоящее время состоит из нескольких десятков предприятий малого и среднего бизнеса. Приборы, производимые этими предприятиями, не уступают по качеству лучшим импортным, но гораздо лучше адаптированы к условиям российского теплоснабжения. Группа предприятий, производящих более половины российских теплосчетчиков и их комплектующих, объединилась в Некоммерческое партнерство Отечественных производителей приборов учета «Метрология Энергосбережения». Для российского правительства наличие современной, высокотехнологичной отрасли отечественных производителей стало некоторым сюрпризом, т.к. отрасль возникла без его участия. В настоящее время Партнерство и проект «Считай, Экономь, Плати» рабочей группы по энергоэффективности Комиссии при Президенте Российской Федерации по модернизации и технологическому развитию экономики России согласовывают и производят совместные действия по совершенствованию нормативной базы в целях упрощения и удешевления процесса установки и эксплуатации приборов учета тепла. Это, несомненно, позволит ускорить полное «оприборивание» и снизить при этом ценовую нагрузку на потребителя тепла.

Проблемы и пути их решения при установке приборов учета Предприятия – производители приборов учета традиционно занимаются их установкой и обслуживанием через сеть сервисных центров и монтажных организаций, имеют в своей структуре монтажные подразделения и отдельные монтажные предприятия. При работе в регионах ощущается осознание необходимости учета тепла, важности и полезности принятия Закона. На местах понимают и то, что затраты на установку приборов учета тепла окупятся за счет использования информации от них для эффективного управления и регулирования. Но где взять деньги для первоначального вложения?! Поэтому ряд предприятий-производителей работают с банками и другими финансовыми структурами по привлечению средств в учет и, более широко, в энергосбережение на долговременной основе. Взаимный интерес у банков и финансовых структур есть, но из-за законодательной, нормативно-правовой неопределенности эти вложения рассматриваются как инвестиции повышенного риска. Прописанная в Законе возможность оплаты в течение пяти лет не подкреплена законными возможностями выделения (изъятия) этих средств. Поэтому банки требуют финансовых гарантий правительств регионов и, не довольствуясь этими гарантиями, закладывают возможность частичного невозврата в начальную стоимость узла учета. Так, в Республике Татарстан обозначенная стоимость узла учета при оплате в течение пяти лет больше существующей на сегодня в несколько раз. Первое и главное условие для выполнения любого закона – это обеспечение возможности его реализуемости. Пренебреже-

ние этим правилом может привести к последствиям, противоположным ожидаемым. Отсутствие правовых механизмов возврата вложенных средств не позволяет их вкладывать. Отсутствие подзаконных нормативных актов (а к маю 2010 г. большинство из них не приняты, многие не приняты и сегодня) не позволяет реализовывать основные положения Закона по порядку взаимодействия ЭСО, управляющих компаний, собственников жилья. Сорванные сроки по установке приборов учета требуют обязательной корректировки, для того чтобы можно было контролировать реальный ход выполнения закона. Все перечисленные факторы могут существенно замедлить выполнение Закона или даже сорвать его выполнение. Выводы: ФЗ 261 «Об энергосбережении…» – мощный фактор организации работы по повышению энергоэффективности экономики России. Требуется срочная доработка всех предусмотренных при принятии Закона нормативных актов для обеспечения безусловного его выполнения. Необходимы корректировка ФЗ 261 в части сроков его реализации и законодательное оформление возможности оплаты приборов учета в рассрочку. Существующая в РФ отрасль производителей приборов учета тепла способна обеспечить производство нужного количества приборов, а имеющаяся инфраструктура сервисных центров, монтажных организаций обеспечит монтаж и обслуживание приборов. Обязательным условием этой работы является наличие финансирования. ❒

Датчик давления – излишество или необходимость?

ЖУРНАЛ В ЖУРНАЛЕ

ЗАО «НПК-ВИП»

■

Сегодня активно обсуждается вопрос о необходимости обязательного включения датчика давления в состав теплосчетчика для общедомового учета тепловой энергии независимо от схемы теплоснабжения.

На основании Федерального закона № 261-ФЗ от 23.11.2009 г. все здания и сооружения должны быть оснащены приборами учета энергоресурсов. Вследствие принятия этого закона в России возникает все возрастающая потребность в теплосчетчиках. Необходимость такого средства измерения обусловлена не только принятым законом, но и требованием потребителей тепловой энергии производить расчеты за фактически полученное тепло. Кроме потребителей необходимость в своевременном получении платы за фактически переданное тепло потребителю есть и у поставщиков. В то же время помимо оснащения теплосчетчиками существующих зданий и сооружений нужно устанавливать их в новых, а также производить плановое обновление устаревающего парка теплосчетчиков. В связи с этим цена теплосчетчика становится существенным фактором, влияющим на спрос. Как следствие, возникает требование удешевления теплосчетчика. Поскольку возможный предел общего снижения цены комплекта достигнут, то теперь рассматривается возможность пересмотра самого состава комплекта. Предполагается исключение из обязательного состава теплосчетчика такого средства измерения, как датчик давления. Как это может повлиять на качество проведения измерений и как отразится на потребителе? Давайте попробуем разобраться в ситуации. Изначально для расчета пройденного через теплосчетчик тепла была выбрана правильная формула вычисления произведения массы теплоносителя и удельной энтальпии. Для этого были необходимы данные таких устройств, как расхо-

домеры, датчики температуры и датчики давления. Но позднее было выявлено, что вычисляемое значение произведения массы и удельной энтальпии очень схоже с произведением объема и разности температур, за некоторым, казалось бы, незначительным расхождением. Если принять такой расчет за правильный, то необходимы только расходомеры и датчики температуры. В пользу этого говорит и тот факт, что в некоторых западных странах уже используется такой метод вычисления тепловой энергии. Но как это скажется на качестве измерения и признании вычисленных величин действительными? Представьте, ведь последний вариант основан на приблизительных значениях: схожестью значений вычисления и поправочными коэффициентами. Мы задаемся таким вопросом по следующей причине: схожесть данных, приблизительность вычисляемых значений и поправочные коэффициенты – все это определено эмпирическим методом наблюдения. Могут ли данные, полученные таким методом, являться достоверными и признаваться предметом финансовых расчетов, ради точности и своевременности которых в первую очередь и устанавливаются теплосчетчики. И не возникнут ли вследствие этого вопросы у потребителя к достоверности проводимых методов расчета? Нам кажется, что это почва для признания вычислений сомнительными. Быть может, расхождение вычислений обоих методов незначительно в какой-то временной точке, но ведь неточность измерений постепенно накапливается и в конце концов при пересчете составит приличную сумму, которая, в свою очередь, может стать предметом разногласий и споров между потребителем тепловой энергии и ее поставщиком. Потребитель тепловой энергии может быть не всегда компетентен в выборе метода вычисления тепловой энергии и состава теплосчетчика. Единственное, что может защитить его, – это узаконенное утверждение состава теплосчетчика в правилах коммерческого учета тепловой энергии. Таким образом, потребитель и поставщик тепловой энергии будут защищены от возможных спорных ситуаций при проведении взаиморасчетов. ❒

Измерение расхода теплоносителя в теплосчетчиках: влияние температуры на погрешность В конкуренции технологий, по общему правилу, плюсы одной компенсируют слабые места другой, а оптимальный выбор зависит от конкретных потребностей заказчика. Если бы существовало идеальное решение, споров бы не возникало. В настоящее время на российском рынке расходомеров преобладают приборы, основанные на электромагнитном принципе измерения скорости потока. В то же время на рынке стран Европейского Союза доля таких приборов значительно ниже, а лидером продаж там являются расходомеры, основанные на ультразвуковом методе. Такой перекос связан не столько с технологической простотой реализации электромагнитного метода (методу уже более ста лет), сколько с высоким уровнем соответствующей отечественной инженерной науки. Надо отметить, что научная база в области исследования возникновения и распространения волн сжатия-растяжения в текущих средах развивалась более скромными темпами. Несмотря на это, благодаря огромным преимуществам ультразвукового метода: малые гидравлические потери, полностью цифровая обработка, делающая прибор невосприимчивым к электромагнитной среде, а также малое энергопотребление, позволяющее заменять тахометрические

приборы, данный вид приборов начал активное продвижение и в нашей стране. В измерениях тепловой энергии важнейшей характеристикой расходомера (преобразователя расхода) является сохранение заданной точности в диапазоне температур теплоносителя. К сожалению, в сложившейся у нас в стране модели описания метрологических характеристик расходомеров не указываются зависимости погрешности от температуры. Хотя, из самых общих соображений, по причине температурного расширения материалов площадь сечения прохода прибора увеличивается примерно на 0,12 % на 50 градусов. Практически так же уменьшаются показания по измеряемому расходу. В ультразвуковых приборах поведение погрешности от температуры среды имеет особый интерес. Дело в том, что скорость звука в воде с ростом температуры поднимается до 74 градусов, а затем снижается при дальнейшем росте температуры. В ультразвуковом приборе основной полезной величиной является разность времен прохождения звукового сигнала по потоку и против потока. В разработках ультразвуковых расходомеров НПО «Карат» используется алгоритм, компенсирующий зависимость скорости звука от температуры среды без прямого измерения температуры. Специалистами предприятия были проведены последова-

Сергей Дмитриевич Ледовский, генеральный директор НПО «КАРАТ»

Сергей Викторович Удилов, ведущий специалист по расходометрии НПО «КАРАТ»

■

На российском рынке, как среди потребителей, так и среди профессионалов, сложился свой негласный рейтинг технологий, применяемых в расходометрии. Лидером этого рейтинга большинство признает электромагнитные приборы. В то же время, в силу ряда заблуждений, ультразвуковые приборы, обладающие высокими показателями надежности и точности, оказываются незаслуженно недооцененными.

ЖУРНАЛ В ЖУРНАЛЕ

Рис. 1. Испытания ультразвуковых расходомеров КАРАЕ-РС на холодной и горячей воде

Относительная погрешность, % 1,0 0,9 0,8 0,7 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 0,0 1 2 4 Проливная № 1, Т=21 °C

Проливная № 2, Т=21 °C

тельные испытания ряда ультразвуковых приборов при температуре воды 21 °С и 75 °С. Для получения корректных результатов температурного дрейфа показаний приборов исследования проводились на нескольких «холодных» и «горячих» проливных стендах. Для испытаний использовалась и проливная установка НПО «Карат» (холодная вода), и установки, в том числе для горячей проливки, других производителей расходомеров. С целью устранения влияния систематических погрешностей стендов на конечный результат испытаниям предшествовало сличение проливных стендов путем последовательного испытания на холодной воде одного и того же прибора на нескольких установках

25 Расход, м3/ч

Проливная № 2, Т=75 °C

при одинаковых расходах. Испытания показали стабильное поведение расходомеров на холодной воде на всех проливных установках. Как видно из приведенных графиков, предварительное сличение проливных стендов на температуре 21 °С показало повторяемость результатов с существенной систематической погрешностью величиной 0,25–0,3%. Вопрос соответствия стендов очень интересен, но не является темой настоящей статьи. С ростом расхода погрешность приборов постепенно нарастает, но характеристики коррелируют. Резкий перелом характеристики в диапазоне расходов от 8 до 20 м3/ч носит скорее методологический характер и обусловлен различным шагом расходов, на которых производилась поверка приборов. При изменении температуры воды до 75 °С отмечается некоторая нелинейность в поведении прибора на разных расходах, что, однако, не приводит к выходу показаний прибора за пределы заявленного метрологического коридора. Смещение показаний прибора в отрицательную сторону на уровне 0,4% представляет интерес. Здесь видим как минимум три фактора различной природы. Первый фактор – температурное расширение проточной части прибора – оценка его вклада уже оценивалась выше. Второй фактор – изменение скорости прохождения ультразвука в защитных элементах датчиков. Последние играют важную роль в конструкции прибора, защищая пьезокерамические элементы прибора как от потока, так и от возможных в наших сетях гидроударов. И, собственно, третий фактор – изменение характера движения потока вследствие температурного снижения вязкости воды. Подводя итоги, можно говорить о том, что понимание причин, влияющих на уровень погрешности, позволяет учитывать эти факторы и предотвращать их негативное воздействие на точность измерения. С учетом многочисленных достоинств ультразвукового метода и принимая во внимание серьезное продвижение вперед его научной основы, можно прогнозировать завоевание ультразвуком серьезных позиций на рынке измерений. ❒

Термометры в составе теплосчетчика – правильный выбор и установка Из всех средств измерения, составляющих теплосчетчик, термометры сопротивления (ТС) являются самыми дешевыми изделиями, тем не менее именно они превращают конечное изделие в коммерческий прибор – счетчик количества потребленного объектом тепла (теплосчетчик). От их метрологических характеристик напрямую зависит погрешность измерения этого тепла. Как говорится, мал золотник, да дорог! В основе вычисления количества потребленного тепла Q находится общеизвестная зависимость Q = G (h1 – h2), где масса теплоносителя G и удельные энтальпии (h1 в подающем трубопроводе с температурой Т1 и h2 в обратном, Т2) являются функциями температуры Т и давления Р. То есть погрешность определения количества тепла напрямую зависит от погрешности измерения температур Т1 и Т2. Для разности температур ΔТ = (Т1 – Т2) ≥ 20 °С величина этой погрешности, регламентированная Правилами учета тепловой энергии, не должна быть более 1%. Прежде всего погрешность измерения количества тепла зависит от класса допуска примененных ТС и сделанных на их основе комплектов термометров. Применение термометров повышенной точности (класс допуска АА, В/5,.., ГОСТ 8.625 - 2006) или термометров с индивидуальной градуировкой позволяет значительно уменьшить температурную составляющую погрешности измерения количества тепла. Применение в составе теплосчетчиков термометров класса В, широко представленных на российском рынке средств измерения температуры, на наш взгляд, необоснованно из-за погрешности измерения, сравнимой с допускаемой Правилами учета величиной [1]. Ниже в таблице 1 для примера предоставлены данные по величинам суммарной абсолютной и относительной погрешностей измерения температур Т1 = 90 °С и Т2 = 60 °С

термометрами разных классов в составе КТПТР, включая и ТС с индивидуальной градуировкой. Расчет производился по формулам: Δ(Т1 + Т2) → √ (ΔТ1)² + (ΔТ2)² – для вычисления суммарной абсолютной погрешности измерения температуры в температурных точках Т1 и Т2, °С; δ(Т1+Т2) → [ √ (ΔТ1)² + (ΔТ2)²) / Т2] х 100% – для вычисления суммарной относительной погрешности измерения температуры в точках Т1 и Т2, %; Так как термометры, составляющие комплекты КТПТР нашего производства, изготовлены с допуском по отношению друг к другу не хуже ±0,05 °С в каждой точке рабочего диапазона, то, естественно, их поле допуска по температуре будет либо в верхней части, либо в нижней соответствующего поля класса допусков ТС. Поэтому знак ± в значениях для их суммарной абсолютной погрешности измерения температуры Δ(Т1 + Т2), °С, и суммарной относительной погрешности измерения температуры δ(Т1+Т2), %, отсутствует; Для работы с термометрами с индивидуальными коэффициентами теплосчетчик может комплектоваться любыми ТС, отвечающими требованиям, приведенным в последней колонке таблицы 1 (допуск по температуре не хуже ±0,05 °С в каждой точке температурного диапазона). Каким бы высокоточным не был термометр сопротивления, для реализации заложенных в нем метрологических характеристик необходимы оптимальный выбор длины монтажной части Lтерм и его правильная установка на трубопроводе. Рассмотрим основные примеры расчета и выбора рабочих длин КТПТР и составляющих комплект термометров (с гильзами или без) на трубопроводе с условным диаметром Dу. Мы будем пользоваться следующими существующими правилами:

Валентин Михайлович Меркулов, кандидат физ.-мат. наук, генеральный директор ЗАО «ТЕРМИКО».

Таблица 1

класс ТС Т, ΔТ, δТ

Индивидуальная градуировка ТС

АА

В/5

ΔТ1 (Т1 = 90 °С)

0,75 °С

0,33 °С

0,25 °С

0,15 °С

±0,05 °С

ΔТ2 (Т2 = 60 °С)

0,60 °С

0,27 °С

0,20 °С

0,12 °С

±0,05 °С

Абсолютная погрешность Δ (Т1 + Т2), °С

0,96 °С

0,43 °С

0,32 °С

0,19 °С

±0,07 °С

Относительная погрешность δ (Т1+Т2), %

1,6%

0,7%

0,5%

0,3%

±0,1%

ЖУРНАЛ В ЖУРНАЛЕ

Таблица 2. Минимальная глубина погружения для КТПТР и составляющих их термометров

Тип КТПТР и ТПТ, диаметр рабочей части

Длина рабочей части, мм

НСХ по ГОСТ Р 8.625-2006

Минимальная глубина погружения, мм

100П; Pt100

Pt100 (ЧИП)

100П; Pt100

Pt100 (ЧИП)

100П; Pt100

Pt100… Pt1000

500П; Pt500

100

100П; Pt100

Pt100… Pt1000 (ЧИП)

100П; Pt100

Pt100… Pt1000 (ЧИП)

500П; Pt500

100П; Pt100

Pt100… Pt1000 (ЧИП)

35; 45; 50

100П; Pt100… Pt1000

60; 80

100П; Pt100

35…80

Pt100… Pt1000 (ЧИП)

500П; Pt500

100

100П; Pt100

Pt100… Pt1000 (ЧИП)

60 80 и более 50

КТПТР-03 ЧЭПТ-3 Ǿ4 мм

КТПТР-04;-05; -05/1 ТПТ-15-1;-2;-3 Ǿ6 мм

КТПТР-06…-08 ТПТ-19-1…-3 Ǿ4 мм

100 и более

98 и более

100 и выше

Выбор длины термометра при его установке с гильзой через прямую бобышку

Длина ЧЭ, мм

Примечание к таблице 2: Указаны длины платиновых проволочных элементов ЧЭПТ. Длины напыленных чувствительных элементов – ЧИПов (НСХ Pt100… Pt1000) не превышают 5 мм. Минимальная глубина погружения определена по методике ГОСТ Р 8.625-2006. Так как на практике штуцер термометра имеет почти ту же температуру, что и теплоноситель (при условии выполнения наших указаний по монтажу – обязательная теплоизоляция трубопровода и выступающих частей термометров, гильз и бобышек), при поверке «короткие» термометры погружались в нулевой точке на длину рабочей части плюс их крепежный штуцер.

1. Рабочая часть термометра, а именно его область с чувствительным элементом, должна находится в зоне 0,3…0,7 Dу (ГОСТ 8.586.5 – 2005). 2. Длина термометра, участвующая в измерениях температуры теплоносителя путем погружения в него непосредственно или через гильзу, должна быть не менее величины минимальной глубины погружения для выбранного типа термометра (ГОСТ Р 8.625 – 2006). Далее приведен метод расчета длины термометра Lтерм. из состава КТПТР при его установке (с гильзой или без) на трубопроводе Dу с использованием бобышек перпендикулярно потоку теплоносителя или под углом 45°. Пример 1. Dу = 50 мм. Требуется определить длину рабочей части термометров ТПТ-1-3 из состава КТПТР01 при их установке без гильз, с применением прямых бобышек БП- М20х1,5-40 и переходного штуцера ПШ-01-М20х1,5.

Расчетный диапазон длин для термометров в зависимости от Dу и длины применяемой бобышки Lбоб при установке с гильзой через прямую бобышку

Dу, мм

≥0,4 Dу

≤0,7 Dу

Lбоб = 30 мм

Lбоб = 40 мм

Lбоб = 50 мм

Lбоб = 60 мм

---

70…80

80…90

100

---

70…90

80…100

100…110

120

100

80…100

90…110

100…120

120…130

125

90…120

100…130

110…140

120…150

150

105

100…140

110…150

120…160

130…170

200

140

120…170

130…180

140…190

150…200

250

100

175

140…210

150…220

160…230

170…240

300

120

210

160…240

170…250

180…260

190…270

По приведенной внизу соответствующего рисунка (установка термометров перпендикулярно потоку, вариант А) формуле находим: Lтерм., мм = 0,7 х 50 + 45 = 80 мм. Примечание: при малых размерах Dу (до 80 мм) необходимо размещать чувствительную часть термометра ниже оси трубопровода, используя для этого коэффициент в формуле 0,7. При больших Dу (от 80 мм) для того, чтобы чувствительная зона термометра была в начальной зоне диапазона (0,3…0,7) Dу, выбирается коэффициент 0,4. При этом выбирается более «короткий» и, значит, более дешевый термометр. Итак, расчетный размер рабочей длины термометра ТПТ-1-3 равен 80 мм. Полученный размер, во-первых, не меньше 60 мм – минимальной глубины погружения для КТПТР-01 (см. таблицу 2), что является необходимым условием при выборе рабочей длины термометра. Во-вторых, совпадает с его стандартной длиной. Итак, рабочая длина термометров выбирается равной расчетной, то есть 80 мм. Если расчетная длина оказалась больше минимальной для данного типа комплекта, то можно выбрать ближайшее меньшее значение стандартной длины термометра. Если расчетная длина оказалась меньше минимальной, то либо необходимо применить другой тип КТПТР (с меньшей минимальной длиной рабочей части), либо установить термометр под углом 45° к теплоносителю. Пример 2. Dу = 80 мм. Требуется определить длину рабочей части термометров ТПТ-1-3 из состава КТПТР-01 при их установке с гильзами ГЗ-6,3-8 , с применением скошенных под 45° бобышек БС-45- М20х1,5-40. По приведенной внизу соответствующего рисунка (установка термометров под 45˚ к потоку, вариант Б) формуле находим: Lтерм., мм = 1,41 х 0,7 х 80 + 45 = 124 мм. Проверим, какая расчетная длина термометра будет при коэффициенте 0,4: Lтерм., мм = 1,41 х 0,4 х 80 + 45 = 90 мм.

Здесь также действует обязательное условие превышения расчетной длины над значением минимальной возможной глубины погружения для данного типа термометра. И этому условию в нашем случае отвечают оба значения полученных расчетных длин. Естественно, лучше выбрать более короткий термометр, близкий к расчетному значению 94,8 мм, но слегка превышающий его, то есть длиной в 100 мм. Тем самым мы заведомо попадаем чувствительной частью термометра в разрешенную зону (0,3…0,7) Dу. Гильза к нему – ГЗ-6,3-8-100. Конечно, можно выбрать и термометр длиной 120 мм, размером чуть меньше расчетного значения 128,4 мм и тоже попадающий в обозначенную зону, вместе с гильзой ГЗ-6,38-120, вопрос только в конечной цене комплекта «термометр + гильза».

Выбор длины термометра при его установке с гильзой через скошенную бобышку

ЖУРНАЛ В ЖУРНАЛЕ

Выбор длины термометра при его установке без гильзы через прямую бобышку

Расчетный диапазон длин для термометров в зависимости от Dу и длины применяемой бобышки Lбоб при установке с гильзой через скошенную бобышку

Dу, мм

≥0,4 Dу

≤0,7 Dу

Lбоб = 40 мм

Lбоб = 50 мм

Lбоб = 60 мм

80…90

100

---

90…110

100…120

120…130

90…120

100…130

120…140

100

100…140

110…150

120…160

125

120…160

130…170

140…180

150

105

130…190

140…200

150…210

200

140

160…240

170…250

180…260

250

100

175

190..290

200…300

210…310

300

120

210

220…340

230…350

240…360

Аналогично ведется расчет для других типов КТПТР со своими минимальными длинами, переходными штуцерами ПШ-хх, бобышками БП(С)-х-х и гильзами ГЗ-6,3-х-х-L (см. таблицу 3). Подобным образом ведется расчет длин термометров, устанавливаемых в трубопровод напрямую, то есть без гильз, через бобышки БПТ и БСТ. Под каждым из способов установки термометров приведены таблицы с расчетными данными длин термометров в зависимости от Dу и размеров Lбоб. применяемых бобышек производства ЗАО «ТЕРМИКО». А. ВЫБОР ДЛИНЫ ТЕРМОМЕТРА из состава КТПТР-хх-L при его установке с гильзой ГЗ-6,3-х-х-L (или без гильзы с переходным штуцером ПШ-хх) через прямую бобышку БП-М20х1,5- L в трубопроводе с условным диаметром Dу.

Так как L погр. = L терм. – (L боб. +5) и L погр. должно находиться в зоне (0,3…0,7) Dу, а из-за размеров ЧЭ лучше в зоне (0,4…0,7) Dу, то расчет ведется по формуле: L терм., мм = (0,4…0,7)Dу + (L боб+5). В таблице указан расчетный диапазон длин для термометров в зависимости от Dу и длины применяемой бобышки Lбоб. Далее в зависимости от применяемого типа КТПТР-хх выбирается его стандартная длина L, попадающая в указанный диапазон, и, соответственно, гильзы ГЗ-6,3-х-х – L для этого комплекта. Здесь и далее принято условие, что L боб ≤ L терм / 2. Б. ВЫБОР ДЛИНЫ ТЕРМОМЕТРА из состава КТПТР-хх-L при его установке с гильзой ГЗ-6,3-х-х-L (или без гильзы с переходным штуцером ПШ-хх) через скошенную бобышку БС- 45- L в трубопроводе Dу. Расчет ведется по формуле: L терм., мм = 1,41х (0,4…0,7)Dу + (L боб+5). В таблице указан расчетный диапазон длин для термометров в зависимости от Dу и длины применяемой бобышки Lбоб. Далее в зависимости от применяемого типа КТПТР-хх выбирается его стандартная длина L, попадающая в указанный диапазон, и, соответственно, гильзы ГЗ-6,3-х-х – L для этого комплекта. В. ВЫБОР ДЛИНЫ ТЕРМОМЕТРА из состава КТПТР-хх-L при его установке без гильзы через прямую бобышку БПТ–хх-(М)- L в трубопроводе Dу. Расчет ведется по формуле: L терм., мм = (0,4…0,7)Dу +L боб. В таблице указан расчетный диапазон длин для термометров в зависимости от Dу и длины применяемой бобышки Lбоб. Далее в зависимости от применяемого типа КТПТРхх выбирается его стандартная длина L, попадающая в указанный диапазон. Г. ВЫБОР ДЛИНЫ ТЕРМОМЕТРА из состава КТПТР-хх-L при его установке без гильзы через скошенную бобышку БС- 45- L в трубопроводе Dу. Расчет ведется по формуле: L терм., мм = 1,41х (0,4…0,7)Dу + L боб

Расчетный диапазон длин для термометров в зависимости от Dу и длины применяемой бобышки Lбоб при установке без гильзы через прямую бобышку

Dу, мм

≥0,4 Dу

≤0,7 Dу

Lбоб = 30 мм

Lбоб = 40 мм

Lбоб = 50 мм

Lбоб = 60 мм

---

70…80

80…90

100

---

100

70…100

80…110

100…120

120…130

125

80…110

90…120

100…130

120…140

150

105

90…135

100…140

110…150

120…160

200

140

110…1 70

120…180

130…190

140…200

250

100

175

130…200

140…210

150…220

160…230

300

120

210

150…240

160…250

170…260

180…270

В таблице указан расчетный диапазон длин для термометров в зависимости от Dу и длины применяемой бобышки Lбоб. Далее в зависимости от применяемого типа КТПТР-хх выбирается его стандартная длина L, попадающая в указанный диапазон. Для установки КТПТР и составляющих их термометров без гильз применяются также бобышки прямая БПТ и скошенная БСТ-45 с длинами 30, 40, 50 и 60 мм. Ниже приводятся наши рекомендации и указания по монтажу и эксплуатации комплектов платиновых термометров КТПТР производства ЗАО «ТЕРМИКО»: • монтаж и демонтаж гильз или термометров комплекта при их установке без гильз должны проводиться при полном отсутствии давления в трубопроводах; • при установке термометров комплекта категорически запрещается их вращение (поворачивание) за клеммную головку или за соединительный кабель (разъем); • термометры комплекта полностью идентичны и взаимозаменяемы, поэтому не имеет значения, какой из них будет установлен, к примеру, на подающем трубопроводе; • при установке термометра (в гильзу или напрямую в трубопровод) нужно удостовериться, что его рабочая часть по длине не превышает размеров гильзы или трубопровода, исключив, таким образом, механическое повреждение рабочей части термометра; • чувствительная часть термометра находится в начале его рабочей части и определяется размером примененного в нем проволочного или напыленного чувствительного элемента; термометр необходимо погрузить в теплоноситель как минимум на его минимальную глубину погружения (см. таблицу 2); • термометр (в гильзе или без нее) может быть установлен любым способом – под прямым углом к теплоносителю, навстречу ему или под углом, но

так, чтобы его чувствительная часть приходилась на зону 0,3…0,7 Ду (ГОСТ 8.586.5-2005); • термометры должны устанавливаться на трубопроводах в доступных для их монтажа и демонтажа местах, полностью исключающих механические повреждения выступающих частей и попадания воды на них; • для получения правильных метрологических характеристик гильза, в которую устанавливается термометр, должна быть заполнена маслом или пастой КПТ, а выступающие части гильзы, бобышки и термометра необходимо теплоизолировать (например, не менее чем трехсантиметровым слоем минеральной ваты) [2]; • чтобы термометр, помещенный в гильзу, имел минимальную погрешность изме-

Выбор длины термометра при его установке без гильзы через скошенную бобышку

ЖУРНАЛ В ЖУРНАЛЕ

Расчетный диапазон длин для термометров в зависимости от Dу и длины применяемой бобышки Lбоб при установке без гильзы через скошенную бобышку

Dу,мм

≥0,4 Dу ≤0,7 Dу Lбоб = 30 мм Lбоб = 40 мм Lбоб = 50 мм Lбоб = 60 мм

60…70

100

---

70…90

80…100

100…110

120

80…100

90…110

100…120

120…130

100

90…130

100…140

110…150

120…160

125

100…150

110…160

120…170

130…180

150

105

120…170

130…180

140…190

150…200

200

140

150…220

160…230

170…240

180…250

250

100

175

180…270

190…280

200…290

210…300

300

120

210

200…320

210…330

220…340

230…350

рения температуры, рекомендуется применять специальные гильзы и бобышки производства ЗАО «ТЕРМИКО» [3]; • после фиксации термометра на трубопроводе крепящий штуцер термометра и клеммная головка (разъем) в целях исключения несанкционированного вскрытия головки (разъединения разъема) и (или) вытаскивания (приподнимания) термометра должны быть опломбированы; при этом провод, с помощью которого производится опломбирование, должен опоясывать трубопровод; • соединительный кабель, идущий от термометра к тепловычислителю, при его фиксации должен иметь достаточный провис, то есть не быть натянутым в целях исключения повреждения выступающей части термометра; • термометры комплекта не требуют проведения специальных регламентных работ; • в процессе эксплуатации необходимо регулярно, не реже одного раза в месяц, следить за чистотой и состоянием выступающей части корпуса, клеммной головки (разъема), соединительного кабеля, заводских шильдиков и пломб;

• после истечения срока действия Свидетельства о первичной (периодической) поверке на комплект требуется его новое переосвидетельствование в уполномоченных на это органах Госстандарта. Литература: [1] В.М. Меркулов «Погрешность измерения количества тепла, связанная с погрешностью измерения температуры и пути ее минимизации». Сб. ХХХ юбилейной научнопрактической конференции «Коммерческий учет энергоносителей», С-Пб., 2009 г. [2] В.М. Меркулов «Некоторые тонкости измерения температуры термометром сопротивления», материалы 8-й Международной научно-практической конференции «Энергоресурсосбережение. Диагностика-2006», Димитровград, 2006 г. [3] В.А. Медведев, С.Н. Ненашев, В.С. Соболев, Я.Г. Фудим. «О влиянии защитной гильзы при установке термопреобразователей в трубопроводах системы теплоснабжения на погрешность измерения количества теплоты», материалы 3-го форума «Совершенствование измерений расхода, регулирование и коммерческий учет энергоносителей», С-Пб., 2003 г. ❒

Таблица 3. Перечень установочных изделий для КТПТР

Тип КТПТР

Тип ТПТ, составляющих КТПТР

Тип штуцера при установке ТПТ без гильз

Тип гильз

КТПТР-01-L/ Ø8 КТПТР-01-L/ Ø6

ТПТ-1-3-L/Ø8 ТПТ-1-3-L/Ø6

ПШ-01-М20х1,5-L ПШ-01-М20х1,5-L

ГЗ-6,3-8-L ГЗ-6,3-6-L

КТПТР-03-L

ЧЭПТ-3

Только с гильзой

ГЗ-6,3-4-L

КТПТР-04-L КТПТР-05-L КТПТР-05/1-L

ТПТ-15-1-L ТПТ-15-2-L ТПТ-15-3-L

----ПШ-05-М12х1,5-L Только с гильзой

ГЗ-6,3-6-1-L ГЗ-6,3-6-2-L ГЗ-6,3-6-3-L

КТПТР-06-L КТПТР-07-L КТПТР-08-L

ТПТ-19-1-L ТПТ-19-2-L ТПТ-19-3-L

ПШ-06-М12х1,5-L ПШ-06-М12х1,5-L ПШ-06-М12х1,5-L

ГЗ-6,3-4-L

Тип бобышек Бобышка прямая БП; бобышка скошенная 45° БС-45; БП-М33х2,0; ГЗВ – вварная гильза

ЖУРНАЛ В ЖУРНАЛЕ

Дмитрий Иванович Федосеев, заместитель директора производства по выпуску несерийной продукции ЗАО «НПФ Теплоком»

Блочные индивидуальные тепловые пункты БИТП Индивидуальный тепловой пункт (ИТП) позволяет подсоединять к тепловым сетям отопления и горячего водоснабжения объекты любого назначения и дает возможность отказаться от распределительных сетей горячего водоснабжения, существенно снизить потери тепла при транспортировке и расход электроэнергии на перекачку бытовой горячей воды. Во многих случаях использование ИТП при строительстве обходится в три раза дешевле, чем обычное подсоединение дома к центральному тепловому пункту (ЦТП). Также при реконструкции старых домов нередко бывает выгоднее поставить в подвал ИТП, что особенно удобно в условиях дефицита места в окружающей застройке. Простота монтажа и эксплуатации, небольшая площадь установки (всего несколько квадратных метров), эффективность работы и относительно невысокая стоимость отечественного оборудования являются ключевыми качествами, привлекающими внимание к блочным ИТП (БИТП) производства ЗАО «НПФ Теплоком». Для упрощения процесса проектирования, комплектации и монтажа БИТП изготавливаются в заводских условиях и поставляются на объекты строительства в виде готовых блоков, что существенно упрощает проведение монтажных работ в подвальных и труднодоступных помещениях. БИТП выполняются по типовым технологическим схемам и представляют собой собранные на раме в общую конструкцию отдельные функциональные узлы, как правило, в комплекте с приборами и устройствами контроля и учета энергоресурсов, автоматического регулирования и управления.

Принцип ЛЕГО Ключевая особенность конструктивного исполнения БИТП производства ЗАО «НПФ Теплоком» – принцип конструктора ЛЕГО. Каждая секция БИТП (отопление, ГВС) монтируется на своей раме и может работать самостоятельно как функционально законченный продукт. Каждый модуль агрегатируется в единую сборку более высокого уровня. Узел учета тепловой энергии и входные магистрали БИТП имеют единое конструктивное решение. Применение пластинчатых теплообменников позволяет решать вопросы снижения аварийности тепловых сетей, а также увязывания внутренних и внешних гидравлических систем. Компактность БИТП позволяет минимизировать площадь размещения оборудования при соблюдении нормативных требований и удобства эксплуатации. Например, БИТП для системы отопления при независимом присоединении к тепловым сетям и закрытой системе ГВС с одноступенчатым теплообменником при общей нагрузке до 0,5 Гкал/ч имеет следующие габариты: длина – 2000 мм, ширина – 1500 мм, высота – 1700 мм. Задачи, решаемые БИТП 1. Автоматический и ручной режимы управления тепловым пунктом. 2. Коммерческий учет тепловой энергии и теплоносителя с архивацией данных. 3. Автоматический контроль и регулирование величины расхода теплоносителя в подающем трубопроводе. 4. Автоматическое поддержание графика температуры воды, подаваемой в систему отопления, в соответствии с температурой наружного воздуха, временем суток и рабочим календарем, а также ограничение температуры воды, возвращаемой в теплосеть. 5. Автоматическое поддержание заданной температуры ГВС в пределах санитарных норм. 6. Автоматическое поднятие напора теплоносителя до требуемого значения в случае недостаточного напора на вводе. 7. Автоматическое и ручное управление циркуляционными насосами и их защита от сухого хода. 8. Автоматическая подпитка систем отопления и вентиляции при независимой схеме присоединения. 9. Индивидуальные алгоритмы регулирования для административных и жилых зданий.

Технические характеристики БИТП

Наименование параметра Давление в подающем трубопроводе ТС, МПа Давление в обратном трубопроводе ТС, МПа Температура теплоносителя в подающем трубопроводе ТС, °С Температура теплоносителя в обратном трубопроводе ТС, °С Температура окружающей среды в помещении теплового пункта, °С 10. Возможность дистанционного контроля и управления режимами работы теплового пункта через модем. 11. Сигнализация о возникновении нештатной ситуации. Преимущества БИТП В сравнении с традиционным абонентским вводом БИТП имеют значительные преимущества: • полная автоматизация процессов; • сокращение временных затрат на проектирование, монтаж и пусконаладочные работы; • минимизация сварных швов; • аппаратное разделение средств учета и автоматики; • автономность модулей регулирования отопления, ГВС и средств учета; • взаимозаменяемость отдельных блоков и узлов в схемах с различной конфигурацией; • возможность дистанционного контроля и управления режимами теплопотребления; • возможность промывки теплообменников без их демонтажа; • принудительная циркуляция в системе ГВС, способствующая уменьшению отложений и увеличению срока эксплуатации теплообменников. • гарантийный срок эксплуатации комплектующих БИТП составляет два года. • сервисное обслуживание на всей территории России осуществляют более 50 сервис-центров компании. Экономический эффект При эксплуатации систем теплопотребления, подключенных к автоматизированным БИТП, обеспечивается значительная экономия тепловой энергии в объеме до 35–40%. Снижение общих затрат при использовании БИТП осуществляется за счет нескольких факторов. Благодаря возможности проведения погодной компенсации, внесения корректировок в режимы работы в зависимости от времени суток, использования режима праздничных и выходных дней обеспечивается высокая экономичность работы БИТП. Использование БИТП позволяет снижать затраты на обслуживание, текущий ремонт и профилактику в три раза. Межремонтный период по сравнению с абонентским вводом увеличивается в четыре раза.

Напряжение питания сети переменного тока Потребляемая мощность, кВА Режим работы

Значение параметра до 1,6 до 1,6 от 5 до 150 от 5 до 75 от 5 до 55 ~380 в/220 в 50 Гц от 0,4 до 7 постоянный

Состав БИТП Возможна поставка различной комбинации комплектующих: • узел ввода тепловой сети, • узел учета тепловой энергии и теплоносителя, • модуль приготовления теплоносителя для системы отопления, • модуль приготовления теплоносителя для системы ГВС, • модуль приготовления теплоносителя для системы вентиляции, • система управления и автоматизации, • устройство коммуникации с диспетчерской системой. Программа установки ЗАО «НПФ Теплоком» осуществляет следующие услуги по реализации программ установки БИТП: • производство продукта и проверка его готовности к работе на площадке изготовителя; поставка БИТП в виде отдельных узлов и • блоков (на трех европоддонах 1200х800 мм) или в полностью укомплектованном виде; • монтаж продукта; • подключение коммуникаций, пусконаладочные работы и сдача заказчику «под ключ»; • проведение комплекса работ по диспетчеризации параметров функционирования БИТП (при наличии технической возможности). Учитывая пожелания заказчика, при изготовлении БИТП возможно исполнение изделия как в полной комплектации, так и в эконом-классе. БИТП эконом-класса содержит только узлы автоматики, необходимые для приготовления теплоносителя для систем(ы) отопления, вентиляции и ГВС; систему управления и автоматизации; имеет меньшее количество КИП (количество отборов для установки приборов при этом не уменьшается), запорную арматуру отечественного производства, теплосчетчики, расходомеры, контроллеры. Стоимость такой комплектации может в несколько раз отличаться от суммы полной комплектации. ❒

ЖУРНАЛ В ЖУРНАЛЕ

Василий Петрович Каргапольцев, директор ООО «ПромавтоматикаКиров»

Алеся Александровна Мицкевич, директор ООО «Ами-энерго»

Рис. 1. Отложение солей в котловой трубе Рис. 2. Отложение солей в трубке бойлера ГВС Рис. 3. Зависимость потерь тепловой энергии от толщины отложения солей

Рис. 1

Энергосберегающая система водоподготовки для котельных и тепловых пунктов Вода в больших количествах используется в энергетике в качестве рабочего тела (теплоносителя). Две серьезные проблемы, с которыми сталкиваются эксплуатационные организации, – это образование твердых отложений на внутренних стенках труб котлов, теплообменников и на внутренней поверхности трубопроводов системы теплои водоснабжения (рис. 1, 2) и коррозия. Большие отложения могут полностью блокировать работу системы, привести к закупориванию трубопроводов и теплообменников, ускорить коррозию и в итоге вывести из строя дорогостоящее оборудование. Все эти проблемы возникают из-за того, что в водогрейных котельных для подпитки тепловых сетей, как правило, отсутствуют установки водоподготовки или используется морально и физически устаревшее оборудование для подготовки воды. Большинство котельных (до 80%) использует для питания котлов «сырую» воду без какой-либо предварительной подготовки. Кроме того, образование отложений приводит к серьезным потерям энергии. При толщине слоя накипи в 1 мм потери тепловой энергии составляют 10…12%, при слое в 10 мм – до 50% (рис. 3). Поэтому надежность и экономическая эффективность теплоэнергетического оборудования в значительной степени зависят от условий и способов проведения технологических операций водоподготовки для обеспечения оптимального водно-химического режима. В настоящее время на большинстве крупных котельных применяется обработка воды методами ионного обмена (Na-катионирование). Этот метод является универсальным, однако имеет ряд существенных недостатков: • громоздкое оборудование; • большое потребление соли и воды; • значительный объем сточных вод; • требуются квалифицированный персонал и постоянный лабораторный контроль.

Рис. 2

Кроме того, квалифицированно процесс обработки воды методами ионного обмена ведется только на крупных и средних котельных. На большинстве небольших котельных такие технологии не применяются. Все это приводит к постепенному накапливанию отложений в котлах и теплообменниках. Действенной альтернативой методу ионного обмена является метод реагентной (комплексонатной) водоподготовки, при котором с помощью специально подобранных реагентов накипеобразующие элементы не удаляются из воды, а устраняются их накипеобразующие свойства. Данный метод позволяет: 1) исключить возможность образования накипи на поверхностях теплопередачи и отложений в трубопроводах; 2) предотвратить или значительно замедлить коррозию металлических частей теплотехнического оборудования; 3) постепенно, не нарушая режима работы оборудования, удалить имеющуюся накипь и продукты коррозии. Кроме того, к достоинствам метода реагентной водоподготовки можно отнести: отсутствие сточных вод, что позволяет снизить отрицательное воздействие на окружающую среду; компактность оборудования и расходных материалов; отсутствие необходимости постоянного лабораторного контроля, т.к. персонал котельной контролирует работу установки по имеющимся на ней приборам; возможность применения реагентов для ГВС и в открытых системах теплоснабжения. Ориентировочные расчеты показывают, что использование антинакипинов в водоподготовке позволяет снизить затраты на водоподготовку по сравнению с Na-катионированием до 10 раз. В настоящее время производителями предлагаются инжекционные устройства дозирования, принципиальная схема которых представлена на рис. 4. Комплект поставки включает: дозирующий насос, датчик расхода воды и блок управления.

Рис. 3

3 4

Рис. 4

Рис. 6

Рис. 4. Схема инжекционного устройства дозирования, где 1 – трубопровод; 2 – расходомер-счетчик воды; 3 – контроллер; 4 – дозирующий насос Рис. 5

Принцип действия таких систем основан на подаче дозы реагента в трубопровод дозирующим насосом после прохождения через расходомер-счетчик, установленный на трубопровод, заданного объема воды. Данные системы заявлены производителями как системы пропорционального дозирования. При углубленном анализе таких систем устанавливается невозможность обеспечения пропорционального дозирования. Главный недостаток существующих инжекционных устройств – отсутствие контроля за давлением в трубопроводе, в который производится дозирование. Количество реагента, дозируемого в трубопровод, в таких системах дозирования устанавливается по максимальной величине водоразбора и по максимальному давлению в трубопроводе в предположении, что давление неизменно в течение суток (недели, года). На рис. 5 и 6 представлены суточные графики давления в трубопроводе и расхода воды центрального теплового пункта (ЦТП) жилого микрорайона, из которых видно, что давление в трубопроводе и расход воды в течение суток изменяются в широком диапазоне. При этом максимум давления в трубопроводе достигается в ночное время при минимуме водоразбора, а минимум давления – в утренние и вечерние часы при максимуме водоразбора. В существующих системах дозирования в силу ряда преимуществ (в том числе и меньшей стоимости) используются дозирующие насосы мембранного типа. Производительность же мембранного дозирующего насоса в значительной мере зависит от давления в трубопроводе, в который производится дозирование (рис. 7). Проанализировав выше представленные зависимости, получаем, что недоучет переменного характера давления в сети за сутки может привести к избыточному дозированию реагента за сутки на 30…50% сверх расчетной величины (рис. 8). При этом при максимальном водоразборе и минимальном давлении в сети текущая величина передозировки может достигать 60…70%. Тем самым без учета давления при

Рис. 7

использовании инжекционных устройств дозирования реагентов принцип пропорциональности не соблюдается, в результате чего возникает неоправданный перерасход реагентов. Кроме того, невозможность осуществления пропорционального дозирования реагента делает нежелательным использование таких инжекционных устройств дозирования для водоподготовки в системах горячего водоснабжения. Тем более что при работе теплообменников горячего водоснабжения на ЦТП без водоподготовки и периодической кислотной промывки на внутренних поверхностях трубок образуются существенные солевые отложения, снижающие эффективность теплопередачи. При применении комплексонов в системах горячего водоснабжения и в открытых системах теплоснабжения остро встает задача пропорционального дозирования реагента, т.к. здесь недопустимо превышение предельно допустимых концентраций (ПДК) в питьевой воде. Кроме указанного выше недостатка в таких системах дозирования не достигается принципа непрерывного дозирования реагента. Ввод реагента осуществляется дискретно при прохождении через водосчетчик заданного при наладке объемы воды. В результате этого в часы минимального водоразбора заданный объем накапливается в течение длительного времени, затем происходит дозирование расчетного объема реагента в трубопровод, в котором текущий расход воды в момент дозирования невелик. Поэтому концентрация реагента в воде в моменты дозирования в разы превышает расчетную величину, что может также привести к превышению предельно допустимых концентраций (ПДК) реагента в воде, нормируемых СанПиН. В настоящий момент для устранения указанных недостатков инжекционных систем дозирования реагента отечественными специалистами разработаны способ и устройство дозирования реагента, предусматривающие постоянный контроль за давлением в трубопроводе, в который производится дозирование, а также ограничение максимального времени между вводом очередных доз реагента

Рис. 5. Суточный график давления в трубопроводе ЦТП жилого микрорайона Рис. 6. Суточный график расхода воды в трубопроводе ЦТП жилого микрорайона Рис. 7. Характеристика производительности дозирующего насоса

Рис. 8 1

ЖУРНАЛ В ЖУРНАЛЕ

Рис. 8. Суточный график дозирования реагента (ЦТП жилого микрорайона) Рис. 9. Схема инжекционного устройства дозирования с корректировкой по давлению, где 1 – трубопровод; 2 – расходомер-счетчик воды; 3 – контроллер; 4 – дозирующий насос; 5 – датчик давления Рис. 10. Внешний вид устройства дозирования реагентов

Рис. 10

Рис. 9

3 4

(рис. 9). Впрыск реагента при этом производится пропорционально объему воды, прошедшему через трубопровод за заданное время с учетом производительности дозирующего насоса при давлении в трубопроводе в момент этого впрыска. Учет изменения давления в трубопроводе позволяет осуществлять пропорциональное дозирование реагента, а ограничение промежутка времени между двумя последующими вводами реагента обеспечивает непрерывное дозирование. Это делает возможным и актуальным применение данных устройств дозирования в ЦТП и ИТП, т.е. непосредственно у потребителя, без опасности превышения ПДК реагента в питьевой воде, что особенно важно в системах водоснабжения, не имеющих циркуляции, где не происходит смешивания реагента со всем объемом воды в циркуляционной системе ГВС. Возможность применения различных типов и типоразмеров расходомеров-счетчиков воды и дозирующих насосов делают применение данного устройства универсальным. Это позволяет применять указанное устройство на объектах с любой производительностью по обрабатываемой воде; использовать устройство как перемещаемое с объекта на объект для организации промывки котлов и теплообменников «на ходу» без вывода их

в ремонт. При этом в отличие от других технических решений не требуется регулировки и подстройки устройства дозирования в процессе эксплуатации. Выбор точки ввода реагента в трубопровод (до или после насоса подпитки, в ином месте) может быть произведен непосредственно при монтаже, это не оказывает влияния на объем дозирования, так как датчик давления устанавливается рядом с точкой ввода и устройство автоматически корректирует объем дозирования по давлению именно в этой точке. Внешний вид устройства дозирования, изготовленного по схеме, приведенной на рисунке 9, представлен на рис. 10. Устройство обеспечивает пропорциональное и непрерывное дозирование, компактно, не требует регулировки и подстройки устройства дозирования в процессе эксплуатации; возможный вариант применения – модернизация ранее установленных систем пропорционального дозирования, не имеющих корректировки по давлению; возможность применения указанного устройства на объектах с любой производительностью по обрабатываемой воде. С помощью предлагаемого устройства можно дозировать: 1) комплексоны, которые являются ингибиторами коррозии и отложений минеральных солей на внутренних поверхностях труб котлов и теплообменных аппаратов систем горячего водоснабжения (например, ОЭДФ – кислота, АФОН, НТФ – кислота и др.); 2) антискаланты, которые являются ингибиторами отложений, предупреждающих появление твердых минеральных отложений на поверхности мембран, заменяют умягчение или подкисление исходной воды в установках обратного осмоса; 3) кислоты, щелочи, растворы солей в технологических процессах; 4) гипохлорит натрия для дезинфекции при обработке питьевой и сточной воды; 5) силикат натрия для коррекции рH воды с целью защиты трубопроводов от коррозии и увеличения их срока службы; 6) реагенты-окислители, например, перманганат калия, которые используются для обезжелезивания поверхностных вод; 7) краситель теплофикационной воды, который используется для предотвращения краж и поиска мест утечек сетевой воды; 8) сульфит натрия для деаэрации – удаления из сетевой воды кислорода, с целью защиты трубопроводов от коррозии. ❒

Энергоэффективность (мнимая и действительная) от управляющей компании до энергосбыта Взаимодействия муниципальных, управляющих и энергосбытовых компаний, с одной стороны, достаточно просты: одни покупают энергоресурсы, другие продают. Думаю, это не требует объяснений, впрочем, как и энергоэффективность – необходимость экономить энергоресурсы – уже давно не новость. Однако давайте подробнее рассмотрим два момента: создание и потребление энергоресурсов. Основная часть энергоресурсов, потребляемых в ЖКХ, – тепло и электричество – являются вторичными энергоресурсами, то есть полученными в процессе преобразования (в основном сжигания) одних энергоресурсов в другие. Питьевая вода не является энергоресурсом, но все, что здесь будет написано, относится в большой мере и к воде. Итак, берутся газ, уголь, мазут, дрова, сжигаются, и получается тепло (правильнее – теплоноситель) или электричество и тепло (выработка электричества одновременно с теплом гораздо эффективнее экономически, но существуют и просто котельные). Часть тепла при этом теряется, то есть не вся энергия, выделенная при сгорании, преобразуется в теплоноситель и электричество. Это, как мы знаем, КПД, который всегда меньше 1 (100%). Причин много – от неполного сгорания топлива до потерь с дымом. Важно, что на этом этапе появились потери, точнее, первые потери. Потом эти энергоресурсы поступают в сети, по которым направляются потребителям. И тут появляются следующие потери – потери в сетях. Они обусловлены самыми разными причинами, важно, что они есть и могут быть весьма значительными. То есть до ЖКХ доходит энергия, равная:

Эдля жильцов = (Эжкх – Эобщедомовая) – Эпотери внутридомовые. И вот здесь начинается самое интересное: обратное движение денег за энергоресурсы. Отбросим такие мелочи, как оплата горячей воды домом за Гигакалорию, а жильцом за м3. Это, конечно, странно, приносит ряд неудобств, но ладно. Жильцы оплачивают энергоресурсы в соответствии с простой формулой: Сдля жильцов = (Эдля жильцов + Эобщедомовая) * тариф

Андрей Юрьевич Логинов, технический директор ООО «Астра Инжиниринг»

Можно спросить, а где Эпотери внутридомовые? А Эпотери внутридомовые включены в Эобщедомовая. Некоторые жильцы спросят: почему они должны платить за внутридомовые потери. Ответ непростой. С одной стороны, потери есть всегда, это аксиома. С другой, насколько они адекватны и кто должен их оплачивать, если они чрезмерны. Но это все-таки вопрос внутридомовой. Интереснее другая цифра – тариф, точнее, его происхождение. В общем случае тариф выглядит примерно так: Тариф = (все затраты энергоснабжающей компании * Кприбыли)/Эжкх, где все затраты энергоснабжающей компании = Стоплива + заработная плата + расходы на ремонт + прочее и прочее. Из чего можно сделать много интересных, на первый взгляд парадоксальных выводов: Чем больше «все затраты энергоснабжающей компании», тем больше у нее прибыль. То есть всем понятная схема: доходы – расходы = прибыль

Эжкх = (теплотворная способность * масса топлива) * Ккпд – Эпотерь, или Эжкх = (теплотворная способность * масса топлива) * Ккпд* Кпотерь. Теперь давайте посмотрим, что происходит далее. Энергия поступает в здание, где распределяется по жильцам, но до жильцов тоже доходит не вся энергия. Часть тратится на общедомовые нужды, а часть снова теряется. То есть до жильцов доходит энергия, равная:

трансформирована в: расходы * К = прибыль. Энергоснабжающей организации безразлично количество ЭЖКХ: чем меньше ЭЖКХ, тем больше тариф. То есть энергоснабжающей организации практически безразличны величины КПД и потерь в сетях. И это плохо в первую очередь для самих энергосбытовых компаний, поскольку устанавливается жесткое ограничение по прибыли.

ЖУРНАЛ В ЖУРНАЛЕ

В этой связи стоимостный прессинг на ЖКХ и, как следствие, на жильцов должен возрастать постоянно. А это приведет к повышенной необходимости любыми способами снижать эти платежи. Собственно, таких способов я знаю два: 1) поставить счетчик и экономить, 2) поставить счетчик и воровать. Конечно, есть еще третий вариант: отключиться от внешних энергоресурсов и заниматься производством тепла/электричества самостоятельно, но это в реальности малоосуществимо.

На практике, как показывает наш опыт, реализуются оба варианта, первый и второй. Процентное соотношение вызывает разногласия, но в некоторых моментах общее количество «потерявшихся» энергоресурсов достигает 30%. Многие скажут, что недобросовестные жильцы в первую очередь обманывают своих соседей, но это вопрос непростой. Тотальное воровство приводит к значительному небалансу по зданиям, и управляющая компания оказывается между молотом и наковальней. Если количество небаланса велико (значительно выше нормативных потерь), собрать деньги получается далеко не всегда. А выявление фактов воровства весьма сложное мероприятие. Кроме того, у управляющих компаний, а также муниципальных и государственных предприятий (особенно у последних) есть необходимость улучшать энергетическую эффективность, а именно снижать энергопотребление. Необходимость есть, причем планы чисто технически сложно исполнимые. Взглянем на ситуацию со стороны, сложив следующие факторы: 1. Значительные потери внутри здания. 2. Требование снизить количество потребляемых энергоресурсов. 3. Практическое безразличие энергосбытовых компаний. И вывод напрашивается сам собой. Коррекция учета – на границе здания. Дешево и сердито, минус несколько процентов, и все в порядке. Проверить очень сложно, даже если что-либо вскроется, ответственность минимальная. Многие скажут, что это ерунда, энергосбытовые компании контролируют правильность учета у абонентов. Однако я вижу огромную разницу между саботажем принятия в эксплуатацию узлов учета энергоресурсов и реальным контролем за правильностью измерений (который еще и сложно организовать чисто технически, например, для воды или тепла). Но дело даже не в сложности, дело в безразличии: тариф покрывает все, важно, чтобы падение энергопотребления было плавным. Для управляющих компаний опять же интересные перспективы. То, что тяжело организовать одному ТСЖ или ЖСК, достаточно просто реализовать управляющей компании. Для ТСЖ наем соответствующих

специалистов дорог и нерентабелен. Другое дело – управляющие компании, обслуживающие сразу по много зданий. Мы же знаем критерий целесообразности любого действия в экономике: доходы от действия > расходы на действие = прибыль. Соответственно, зачем напрягаться, улучшать фасады, настраивать погодное регулирование, мерзнуть, экономить… когда можно просто подкрутить счетчик. В следующем году еще на 5%, и так далее. Затраты существенно (на порядки) меньше, эффект практически гарантирован (чего не скажешь о фасаде или кровле). И так будет продолжаться до тех пор, пока не поменяется отношение к образованию тарифа. То есть пока тариф будет формироваться исключительно затратным способом все, о чем написано выше, будет происходить. Где-то меньше, чаще – больше. Соответственно и энергоэффективность будет исключительно на бумаге. Конечно, есть достаточно интересный показатель – удельное потребление топлива на регион. Но пока его смогут правильно осмыслить (а регионы достаточно непохожи по климатическим и прочим показателям), пройдет время. Но даже его анализ не даст результата, потому что нет механизмов воздействия. Но давайте перенесемся в счастливое будущее, где прибыль энергосбытовой компании = доходы – расходы. С 1 января N года тариф определяется в соответствии с новыми методиками. Что мы видим: прошла кампания по энергетической эффективности, тотально стоят системы погодного регулирования, узлы учета энергоресурсов, на основании которых выставляются счета. Что считают, показывают, хранят эти узлы учета, какие данные передаются в энергосбытовые компании – вопрос не всегда однозначный. Более того, главный инструмент любого метролога – «статистика» – здесь не сработает. Причем в том, что такое 1 января наступит, сомнений нет. Рано или поздно здравый смысл победит. Другое дело, что для одних энергосбытовых компаний это будет белый январь, а для других – черный. Вопрос в том, как будут считаться, передаваться дан-

ные об энергопотреблении, как они начнут обрабатываться. Самое интересное, что изменить закон о тарифе достаточно просто и быстро, а вот быстро поменять парк установленного оборудования, программного обеспечения, обучить персонал практически невозможно. Поэтому белым понедельник будет в первую очередь для предусмотрительных энергоснабжающих компаний. Именно с изменения методов формирования тарифа начнется настоящее внедрение энергоэффективных технологий. С текущим подходом оно может быть реализовано только репрессивными средствами, что существенно снижает эффективность проводимых государством реформ. Однако, исходя из понимания того, что тариф в ближайшее время не поменяется, точнее, останутся прежними подходы к его образованию, мы будем наблюдать видимую энергоэффективность, повышение тарифов и практическое отсутствие снижения потребления топливных ресурсов. И, понимая это, мы также понимаем, что, возможно, нужно не только ждать изменения ситуации, но и участвовать в этих изменениях самим. Потому что до создания при правительстве и Думе инженерного консультационного центра, понимающего подобные вопросы (это дело времени), ситуация не поменяется. Кроме того, необходимо живое участие в решении этих проблем всех участников цепочки – от потребителя до генерации. ❒

ЖУРНАЛ В ЖУРНАЛЕ

Сергей Петрович Пучков, ведущий метролог Aswega Ltd

Организация учета энергоресурсов в системе ЖКХ Эстонии После распада СССР мы все вдруг обнаружили, что цены за услуги ЖКХ стремительно стали расти, а система уравниловки платы за них себя изжила. Каждый захотел оплачивать только те услуги, которые он непосредственно получил, а для этого необходимы индивидуальные приборы учета. В Республике Эстония, вскоре после провозглашения независимости, встал вопрос о приватизации жилого фонда, т.е. о собственности жилья. Нельзя сказать, что этот вопрос решался легко, так как, во-первых, для большинства населения это было совершенно новым и незнакомым делом, во-вторых, уже был принят закон о реституции, то есть возврате жилья прежним, довоенным собственникам или их потомкам, что сразу ограничило число жителей, которые могли приватизировать свои квартиры. Однако процесс набирал обороты, и большинство населения смогло приватизировать свои квартиры за ваучеры, которые были выданы пропорционально рабочему стажу. Перед новыми хозяевами квартир встал вопрос о поддержании домов в удовлетворительном состоянии, а также о бесперебойном их энергоснабжении. В это же время был принят закон о создании квартирных товариществ. Этим законом были определены права и обязанности товариществ, являющихся самостоятельным юридическим лицом, в частности, право заключения договоров на техническое обслуживание и энергоснабжение. Квартирное товарищество открывает в банке расчетный счет, на котором аккумулируются средства, предназначенные как для повседневных, так и для капитальных расходов, таких как утепление домов, ремонт мест общего пользования, ремонт крыши и т.д. Договоры на техническое обслуживание домов избранное правление квартирного товарищества заключает с фирмами, как правило, на конкурсной основе, как на разовые работы, так и долговременное. В случае крупных расходов

В последнее время все большее внимание в мире стали обращать на экономию энергоресурсов. Это связано в первую очередь с проблемами сохранения экологии, а также с ростом цен на энергоносители, обусловленным истощением традиционных мест их добычи, разработкой новых месторождений в удаленных территориях и увеличением затрат на их транспортировку. Не последнюю роль в росте цен играет также стремление фирм – поставщиков энергоресурсов, являющихся как правило, монополистами в своем регионе, получить максимально возможную прибыль.

товарищество может взять в банке кредит, но только после принятия решения на общем собрании, которое должно созываться не реже 1 раза в год. На общем собрании также утверждается отчет ревизионной комиссии, проверяющей целесообразность произведенных расходов. В настоящее время в крупных городах в подавляющем большинстве многоквартирных домов товарищества созданы и доказали свою эффективность. По вопросу энергоснабжения и учета энергоресурсов существует следующее положение. Электроснабжение осуществляется Эстонэнерго на основании индивидуальных договоров с каждым потребителем. Собственником электросчетчиков в многоквартирных домах также является Эстонэнерго, которое осуществляет их установку, обслуживание, надзор и поверку. Ежемесячно каждый потребитель в конце месяца сообщает показание своего счетчика в диспетчерскую службу, на основании которого потребителю высылается счет. Во многих домах уже установлены новые электронные счетчики, с которых диспетчерская служба дистанционно снимает показания, и потребителю нет необходимости сообщать данные своих счетчиков. Оплатить потребленную электроэнергию можно в диспетчерском пункте либо перечислением через банк (в том числе через Интернет), либо через постоянное платежное поручение (в этом случае банк производит оплату со счета клиента в определенное число месяца). Водоснабжение осуществляется Водоканалом на основании долговременного договора с квартирным товариществом или с обслуживающей фирмой (как правило, в муниципальных домах, в которых отсутствуют квартирные товарищества). В связи с тем, что в Эстонии существует только закрытая система водоснабжения, то расчеты поставщика с квартирным товариществом производятся на основании общедомового счетчика холодной воды, собственником которого является Водоканал. Один раз в месяц уполномоченное товариществом лицо сообщает показания счетчика поставщику. Распределение расходов за потребленную воду внутри дома находится в полном ведении товарищества. В настоящее время абсолютное большинство квартир оборудовано счетчиками холодной и горячей воды, на основании показаний

которых выставляются счета каждому потребителю. Показания квартирных счетчиков в начале месяца снимаются каждым потребителем и представляются ответственному лицу или бухгалтеру товарищества. Установка квартирных счетчиков воды происходила только на добровольной основе, когда отдельные потребители захотели оплачивать только конкретно полученную услугу. После того, как внутридомовые потери стали включать в счета лицам, не имеющим счетчиков, последние очень оперативно установили счетчики и у себя. Необходимо подчеркнуть, что квартирные счетчики воды устанавливаются собственниками квартир за свой счет. Проблема небаланса решается в каждом товариществе отдельно, например, путем распределения небаланса пропорционально потребленным объемам воды. Централизованное теплоснабжение осуществляется двумя основными путями – от ТЭЦ либо от локальных котельных, однако все они, как правило, принадлежат теплоснабжающей организации. На вводе в жилой дом в теплоузле установлен общедомовой теплосчетчик, по показаниям которого производится расчет за потребленное тепло. Общедомовой теплосчетчик может быть установлен как теплоснабжающей организацией, так и квартирным товариществом за свой счет. Проект установки теплосчетчика составляется лицензированной организацией (обычно и устанавливающей сам теплосчетчик) и согласовывается с теплоснабжающей организацией. Обычно проект содержит несколько листов формата А4, и его согласование происходит в период времени не более 1 месяца при ориентировочной стоимости услуги 30 евро. Ежемесячно в начале месяца показания теплосчетчика снимает уполномоченное лицо и передает в теплоснабжающую организацию. Распределение платы за отопление внутри дома производится пропорционально отапливаемой площади, поэтому в старых домах при вертикальной разводке квартирные теплосчетчики при отсутствии возможности регулирования потребляемого тепла широкого распространения не получили. Расходы на нагрев воды делятся пропорционально потребленной горячей воды. В последнее время в новых жилых домах стала применяться система теплоснабжения с горизонтальной разводкой. В этом случае на вводе в каждую квартиру

устанавливается свой теплосчетчик, а радиаторы отопления комплектуются регулирующей арматурой. При этом теплоснабжающая организация заключает договор о теплоснабжении с каждым потребителем. В Республике Эстония в соответствии с законом об измерениях все приборы коммерческого учета подлежат обязательной периодической поверке. Законодательно установлен межповерочный интервал для каждого типа измерений, а именно: для электросчетчиков – 10 лет, для счетчиков холодной и горячей воды – 5 лет, для теплосчетчиков – 2 года. Можно отметить, что первоначально для счетчиков холодной воды был установлен межповерочный интервал 5 лет, а для горячей воды – 3 года. Когда установка квартирных счетчиков приняла массовый характер, то выяснилось, что мощности организаций для обеспечения поверки с необходимой периодичностью недостаточно, к тому же опыт подсказал, что большинство механических счетчиков за 5 лет теряют свои метрологические характеристики. Поэтому на практике вместо поверки через 5 лет работы с непредсказуемым результатом целесообразно заменить их новыми, тем более что стоимость поверки сопоставима с ценой нового счетчика. Выводы. 1. Основным звеном в системе ЖКХ Эстонии являются квартирные товарищества, обладающие статусом юридического лица, имеющие в банке расчетный счет, на котором аккумулируются денежные средства товарищества, которые могут быть использованы только товариществом на текущие потребности. 2. Собственником приборов учета энергоресурсов может быть как энергоснабжающая организация, так и юридическое или частное лицо. Собственник прибора несет полную ответственность за установку, исправность и достоверность показаний средства измерения. 3. В Эстонии отсутствуют единые расчетные центры, расчет за потребленную энергию производится напрямую между поставщиком и потребителем, что позволяет сократить для жителей бремя расходов за счет исключения промежуточного звена, увеличить прозрачность расчетов и ускорить оборачиваемость денежных средств. ❒