Часть 1. Материалы XXXI конференции "Коммерческий учет энергоносителей"

Коммерческий учет энергоносителей Материалы XXXI международной научно-практической конференции

Санкт-Петербург, 26-28 апреля 2011 года

Ответственность за подбор, достоверность и точность приведенных фактов, экономико-статистических и технических данных, собственных имен и прочих сведений, а также за то, что в материалах не содержится данных, не подлежащих открытой публикации, несут авторы опубликованных материалов и рекламодатели.

Коммерческий учет энергоносителей: Материалы 31-й Международной научно-практической конференции.—СПб., 2011.—526 с. :ил.

© НП ОППУ «Метрология энергосбережения» http://www.metrolog-es.ru +7(812)3298935 +7(812)3298936

Обращение к участникам конференции

3

Уважаемые участники XXXI конференции «Коммерческий учёт энергоносителей»! Время не стоит на месте. Уже и руководители городов, областей, страны – считают вопросы энергосбережения приоритетными. В этом есть заслуга и нашей конференции, уходящая своими корнями в начало девяностых. Не мало сделано, но сделать предстоит ещё больше. Уже не за горами даты подведения итогов реализации 261-ФЗ, казавшиеся в ноябре 2009 года такими далёкими. Конечно, у нас в России долго запрягают, однако попытка быстро поехать легко может выхолостить всю суть энергосбережения, заложенного в законе. Но и мы уже стали сильнее. Объединились в саморегулирующие организации. Нашли сторонников в органах власти, среди законодателей. Нас поддержал аппарат полномочного представителя президента РФ по Северо-Западному Федеральному округу. Наша конференция является единственной в своём роде, объединившей специалистов из энергоснабжающих предприятий и предприятий ЖКХ, заводов-изготовителей приборов учёта и контроля энергоресурсов, метрологов, программистов, инженеров. Сохранён дух конференции, заложенный в неё её основателями. Организатор конференции – НП ОППУ «Метрология энергосбережения» – хранит традиции свободы дискуссии, свободы высказываний самых разных, пускай даже спорных, точек зрения, дружеского друг к другу отношения.

4

Обращение к участникам конференции

От имени оргкомитета XXXI конференции «Коммерческий учёт энергоносителей» желаю всем участникам успеха в работе и надеюсь, что тот позитивный импульс, полученный от совместного общения, мы сумеем донести до следующей нашей встречи! Объединим наши усилия! Председатель оргкомитета XXXI международной научно-практической конференции «Коммерческий учёт энергоносителей», генеральный директор Консорциума ЛОГИКА-ТЕПЛОЭНЕРГОМОНТАЖ Никитин Павел Борисович

5

А. Н. Колесников к. т. н., ведущий специалист отдела стратегического развития ЗАО «ПромСервис»,

Опыт реализации 261-ФЗ (по материалам российских СМИ) Энергосбережение – это организационные, правовые, технические, технологические, экономические меры, направленные на уменьшение объема используемых энергоресурсов при сохранении соответствующего полезного эффекта от их использования (в том числе объема произведенной продукции, выполненных работ, оказанных услуг). Энергетическая эффективность определяется как отношение полезного эффекта от использования энергетических ресурсов к затратам энергетических ресурсов, произведенным в целях получения такого эффекта (применительно к продукции, технологическому процессу, юридическому лицу, индивидуальному предпринимателю). Закон 261-ФЗ «Об энергосбережении...», ставший знаменем энергоэффективности, действует почти 1,5 года. Целесообразно рассмотреть ход его исполнения с тем, чтобы была возможность своевременно скорректировать всю тактику реализации. В качестве первоочередного направления создания энергоэффективной экономики обозначен полный приборный учет потребляемых ресурсов: во всех календарных графиках мероприятия по установке приборов учета являются первоочередными, и за их невыполнение предусмотрены серьезные штрафные санкции.

6

А. Н. Колесников

Наибольший эффект от проводимой государством политики в области энергосбережения можно получить в жилищном секторе. По данным Минhегионразвития половина жилфонда страны построена до 1971 года, 43,5% – в период 1971-1995 годов и около 7% – после 1995 года. Из этого следует, что только при модернизации жилья, возведенного без учета требований энергосбережения, можно сэкономить более 30% энергоресурсов. ЖКХ сегодня – сфера с большими энергетическими, материальными и экономическими потерями. Контрольные цифры Фонда содействия реформированию ЖКХ на 2011 год впервые ставят задачу довести долю домов, в которых учет ведется по показаниям общедомовых приборов, до 30%, 10% и 10% для учета электроэнергии, тепла и воды соответственно. Наиболее простым представляется учет электроэнергии, но удовлетворенности существующим положением нет. Статистика такова, что 80% квартирных электросчетчиков – старого индукционного типа. Межповерочный интервал этого типа приборов – 8 лет, но 60% проработали уже по 15 и более лет, а поверке и не подвергались. В Ростовской области определили, что погрешность измерения ряда электросчетчиков достигает – 8%, поэтому энергопоставляющей организации выгоднее не ждать и терпеть убытки, а установить потребителям новые счетчики за свой счет. Алгоритм сведения общедомового баланса электроэнергии весьма спорен. С общим же балансом ситуация тоже аховая. ОАО «МОЭСК» только за счет обнаруженных в 2010 году несанкционированных подключений получило дополнительно 500 млн. руб., а ведь до этого как-то перебивалось. Кампании по теплосбережению разного масштаба реализуются в стране с 1996 г. Проанализируем нако-

Опыт реализации 261-ФЗ

7

пленный опыт – это тем более полезно, что по опросу портала www.rosteplo.ru участники рынка энергосбережения до сих пор ощущают острый недостаток информации в следующих сферах: – организация финансирования разработки и реализации программ – 92%; – нормативное обеспечение разработки программ – 87%; – государственно-частное партнерство при разработке и реализации программ энергосбережения – 85%. На момент принятия 261-ФЗ в стране было всего два крупномасштабных проекта по внедрению приборного учета в масштабах крупного города – это Москва и Томск. Оба проекта реализовывались в 2004-2005 г.г. на бюджетные средства. Большие средства на энергосберегающие мероприятия закладывались при реализации ФЗ-185, в рамках которого в 2008-2010 г.г. на капитальный ремонт жилья и переселение из ветхого жилфонда было направлено 239 млрд. руб. из бюджетов всех уровней. В Российской Федерации, по данным на 18 декабря 2010 г., должно было быть отремонтировано 114 000 многоквартирных жилых домов (МЖД). Уже задним числом 261-ФЗ установил, что все работы по капитальному ремонту МЖД, предусмотренные ФЗ №185, должны проводиться с соблюдением требований энергетической эффективности. В феврале 2010г. руководитель департамента капремонта Москвы заявил о необходимости изменить федеральный закон по капремонту. По его словам, из-за несовершенства законодательства дома не всегда получается привести в технически исправное и энергоэффективное состояние. Чиновник отметил, что нужно, прежде всего, определить требования к техническому состоянию домов, разработке проектно-сметных решений, определить точный перечень работ. На 2011 год впервые введены обязательные требования по уста-

8

А. Н. Колесников

новке приборов учета и, где это возможно, систем регулирования. Однако закон действует уже 3 года, деньги освоены, а результаты по приведению жилфонда в энергоэффективное состояние – сомнительны. Положительный результат достигался тогда, когда соблюдалась гармония интересов всех участников рынка, у потребителя была возможность оказывать влияние на объем потребляемых энергоресурсов, были приняты понятные алгоритмы учета и оплаты, заметна роль государственных и муниципальных органов власти в организации и инвестировании проектов. Не все РСО являются противниками общедомовых счетчиков тепла. Вот точка зрения Уральской теплосетевой компании (Челябинск): «Лучшим и справедливым решением проблемы, связанной с начислением платежей за потребленную тепловую энергию, была бы установка счетчиков. Это облегчает взаимоотношения с потребителями и позволяет строить реальную финансовую политику». Отрицательный опыт: – разработка необходимых нормативно-правовых актов (НПА) постоянно запаздывала; – управляющие компании не обладают на сегодняшний день необходимым организационным, правовым и техническим опытом, чтобы возглавить работу по энергосбережению; – не удавалось организовать эффективное обслуживание действующих узлов учета; – не нашлось эффективного координатора интересов разных РСО. Как результат, приборы на ХВС, ГВС, ТС, ЭС и ГС устанавливались независимо друг от друга. Это удорожало приборную составляющую;

Опыт реализации 261-ФЗ

9

– при бюджетном финансировании так и не удалось найти оптимальное решение относительно собственника установленных УУ; – очень часто нарушались интересы участников рынка, по ходу менялись правила игры; – недовольные потребители (Томск, Ижевск, Барнаул и т. д.) выводили из строя установленные узлы учета, чтобы платить по нормативу. Причина – в несовершенстве тарифной политики, доставшейся в наследство от СССР; – недостаточное внимание уделялось созданию АСКУПЭ. На сегодняшний день из 15771 нежилых зданий, находящихся в собственности г. Москвы, оснащено приборами учета по тепловой энергии – 9195 зданий, электроэнергии – 15615 зданий, холодной воды – 9426 зданий. По жилым домам из 30756 оснащено приборами учета электрической энергии – 28109 домов, тепловой энергии – 28507 домов, холодной воды – 28861 дом. Несомненное достижение в том, что существенно улучшился учет и снизилось потребление холодной и горячей воды. Это явилось следствием реализации программы установки квартирных счетчиков горячей и холодной воды, что высвободило из водопроводных кранов джинна экономии. С начала 2011 года ОАО «МОЭК» ввело в эксплуатацию автоматизированную систему коммерческого учета потребления энергоресурсов (АСКУПЭ). Основной целью создания АСКУПЭ является подготовка данных для проведения взаиморасчетов между ОАО «МОЭК» и потребителями услуг теплоснабжения. Кроме того, в основные задачи системы входят оперативный контроль количества и качества поставленных энергоресурсов, а также предоставление управляющим компаниям ин-

10

А. Н. Колесников

формационных услуг. В настоящее время к АСКУПЭ подключено 47 тыс. приборов учета тепловой энергии и горячей воды (ХВС осталось вне АСКУПЭ!!!). Москве удалось создать мощную базу по поверке.

26 сентября 2009 г. состоялось открытие уникального, входящего в состав филиала «Теплоэнергосервис» ОАО «МОЭК», Метрологического центра, оснащённого оборудованием, сделанным по специальному заказу в Словакии. Производительность Метрологического центра позволяет обслуживать и поверять порядка 15 тыс. приборов учёта тепла в год. Уникальные стенды центра являют собой последнее слово в метрологии, поэтому, благодаря им, можно тестировать любые виды измерителей расхода в условиях, максимально приближенным к реальным, т. е. не только на холодной, но и на горячей воде. Но надежда на то, что приборный учет послужит буксиром энергосбережения, не оправдалась. На прямые вопросы относительно реального влияния созданной системы коммерческого учета на экономию энергоресурсов чиновники администрации отмалчиваются. Характерно, что ни в прессе, ни на отраслевых совещаниях так и не были проанализированы плюсы и минусы московской программы установки приборов учета. Наиболее полно свои разочарования выразил ныне президент Бурятии, а до 2007 г . первый зам. губернатора Томской области Вячеслав Наговицын: «Нас обязывают к концу 2012 года абсолютно всем установить счетчики. Но счетчик – не самое главное, он не экономит тепло. У меня есть горький опыт еще по Томской области, когда мы установили счетчики в один год во всех домах, и кто-то стал экономить в два раза на оплате тепла, а у кого-то стоимость подпрыгнула в четыре раза. В итоге все вынеслось на дотацию. Прежде чем

Опыт реализации 261-ФЗ

11

начинать вести учет, необходимо привести жилой фонд в порядок. Поэтому в правительстве России разрабатывается новый документ – без жестких сроков, а по мере готовности тепловых контуров зданий: после ремонта и утепления фасадов, полов, окон, крыш. Если правильно собрать систему, которая позволяет регулировать потребление в зависимости от уличной температуры, тогда экономия составляет 20-25 процентов». Рассмотрим по пунктам, как в программах и мероприятиях по реализации 261-ФЗ учтен прошлый опыт? Главный результат – энергосбережение будет осуществляться за счет собственников объектов недвижимости, и им же будут принадлежать материальные результаты этой деятельности.

1. Законодательная база Председатель комитета Госдумы по энергетике Юрий Липатов: «Несмотря на очевидные плюсы, рассматриваемые Федеральные законы не могут работать в полную силу ввиду отсутствия подзаконных нормативных актов. В общей сложности необходимо срочно выпустить 26 нормативных актов и приказов ФСТ, чтобы данные законы системно заработали, в ноябре 2010 г. депутаты Государственной Думы рассмотрели эту проблему с приглашением представителей необходимых министерств и ведомств. Информирую, что министерствам даны сроки выпуска этих документов – до конца I квартала 2011 года. Депутаты Комитета берут данный вопрос на особый контроль». Правительству России рекомендовано разработать и внести в первом полугодии 2011 года в Государственную Думу проект закона, направленного на создание системы финансирования капитального ремонта и повышения энергоэффективности многоквартирных домов

12

А. Н. Колесников

с использованием средств граждан, бюджетов разных уровней и кредитных источников, включающей, в том числе, возможность частичного или полного (для малообеспеченных категорий населения) возмещения собственникам помещений в многоквартирных домах расходов по уплате процентов по кредитам, органам власти субъектов федерации и местного самоуправления рекомендовано пересмотреть нормативы потребления воды, тепла, услуг водоотведения в сторону уменьшения на основании данных о сокращении общих объемов потребления. А ведь в регионах и муниципалитетах придется потом также принимать многочисленные нормативноправовые акты. Даже такая перспективная новация, как энергосервисный контракт тоже оказалась плохо прописана законодательно. Губернатор Свердловской области А. С. Мишарин: «Эффективной является практика заключения энергосервисных контрактов. Мы начали реализовывать такие контракты, первый опыт есть, столкнулись со следующим: энергосервисные услуги не прописаны в Правилах оказания коммунальных услуг, достаточно сложно энергосервисным компаниям сегодня привлекать необходимые денежные средства из-за отсутствия залога. Поэтому мы у себя начали, но считаю, что и в целом по стране интересно будет создание такой государственной или крупной лизинговой компании для энергоэффективного оборудования по примеру «Росагролизинга» или транспортной компании. Тогда бы это оборудование можно было давать в лизинг с использованием энергосервисного контракта. Такие проекты осуществлять гораздо лучше.» Любопытной новацией закона является п. 12 ст. 13. В нем определено: если лица, обязанные законом обеспечить установку общедомовых счетчиков (в том числе, управляющие многоквартирными домами органи-

Опыт реализации 261-ФЗ

13

зации, ТСЖ, ЖСК), а также и граждане – собственники помещений в многоквартирных домах не исполнят эту свою обязанность, то для них устанавливается еще одна обязанность − «обеспечить допуск указанных организаций к местам установки приборов учета используемых энергетических ресурсов и оплатить расходы указанных организаций на установку этих приборов учета». Природа этих достаточно спорных норм совершенно понятна. Законодатель учитывал, что при реальном энергосбережении будут снижаться доход и прибыль поставщиков/продавцов коммунальных ресурсов, поэтому решил дать им возможность «подработать» на установке и эксплуатации всех видов счетчиков количества ресурсов и исполнении энергосервисных договоров (контрактов). Вообще, в правовом государстве многие положения 261-ФЗ были бы оспорены: государство вмешивается во взаимоотношения хозяйствующих субъектов, указывает, на что тратить их суверенные средства, т.е. покушается на частную собственность. Если провозглашаете задачу государственной важности, то помогите материально, а не прячьтесь за формулу «вы делайте за свой счет, а мы будем штрафовать». Государству действовать надо через тарифы, нормативы, чтобы ставить приборы стало экономически выгодно. Вместо этого думец М.Шаккум додумался до законодательной инициативы: раз измеренное по приборам учета потребление ниже нормативов, то нормативы надо снизить!

2. Финансирование

То, что в бюджет 2010 года бюджетные средства на выполнение 261-ФЗ практически не были заложены, общеизвестно. Для реализации программы привлекаются средства федерального бюджета, бюджетов субъектов федерации и внебюджетных фондов в пропорции 1:9:126.

14

А. Н. Колесников

Минрегионразвитие призывает привлекать к работе банки. Э. Набиуллина: «Работа Сбербанка и появление новых финансовых инструментов по энергосервисным контрактам сейчас приобретает критический смысл, критическое значение для того, чтобы энергосервисные контракты заработали, и особенно заработали в бюджетном секторе». Для увеличения финансирования капитальных ремонтов и мероприятий по повышению энергоэффективности жилой недвижимости, для создания условий участия в модернизации жилой недвижимости организаций среднего и малого бизнеса участники заседания РСПП предложили рекомендовать Минэкономразвития и Минрегионразвития совместно со Всероссийским союзом страховщиков рассмотреть возможность преобразования Фонда содействия реформированию ЖКХ (по окончании действия норм закона 185-ФЗ) в агентство для выдачи поручительств и организации страхования кредитов отечественных и зарубежных банков организациям, управляющим многоквартирными домами, для капитальных ремонтов жилой недвижимости и повышения ее энергоэффективности. В программе энергосбережения и повышения энергетической эффективности до 2020 года запланировано предоставление государственных гарантий на займы энергосервисных компаний для реализации проектов на объектах бюджетной сферы и жилищного фонд. Все вроде бы хорошо, но не ясно, за счет кого будет покрываться разница между ставками коммерческих банков и ставкой рефинансирования по 5-ти летним кредитам, которые будут брать РСО. Особая часть программ – поддержка малоимущего населения. Многие областные и городские бюджеты берут на себя часть расходов на установку приборов. В Саранске мэрия ком-

Опыт реализации 261-ФЗ

15

пенсирует 1000 руб. при установке квартирного комплекта приборов учета, в Красноярске 16% домовладений получат общедомовые приборы бесплатно, в Перми мэрия софинансирует от 30 до 80% стоимости домового узла учета.

3. Сроки исполнения В некоторых регионах уже стали понимать нереальность своевременного исполнения закона в условиях дефицитных бюджетов и начинают предусматривать государственно-частное партнерство для привлечения внебюджетных средств для перехода к повсеместному измерению потребления коммунальных ресурсов. Например, губернатор Свердловской области предложил перенести сроки реализации федерального закона об энергосбережении. По его словам, регион не в состоянии до 2012 г. оборудовать приборами учета все бюджетные учреждения и жилищный фонд. «Я этих сроков вообще не понимаю. Даже если в сентябре, после рассмотрения на заседании правительства, введут эти правила, то времени у людей для того, чтобы установить счетчики, остается очень мало. Но на самом деле, меня больше беспокоит, что муниципалитеты, которые устанавливают счетчики, покупают их не у тех, кто делает приборы лучше и продает за меньшие деньги, а у «своих» компаний. В результате люди не просто переплачивают, но еще и приобретают некачественный прибор, который впоследствии может создать им дополнительные проблемы»,– заявил А.С. Мишарин. Не хватает сил местных монтажных организаций. С этим столкнулись, например, в Тольятти, а нужно-то было установить 300 узлов учета. Весьма неполная информация, представленная в Табл. 1, показывает, как все проблематично.

16

А. Н. Колесников

№ п\п

Установлено (установить) коллективных узлов учета, шт Субъект

1

Татарстан

2

Омская область

3

Ижевск

До 2009 1487

4

Новосибирск

1475

5

Уфа

600

2010

2011

7390

8738

8500

≈12000

300

1500

660

Всего 23000

3600 5000

Таблица 1

На фоне всеобщей спешки цены на узел учета «под ключ» уже взлетели до 800 тыс. руб., а с узлом регулирования и диспетчеризацией до 1,5 млн. руб. …Без комментариев.

4. Выбор правильных технических решений Во многих регионах к работе не приступают без предварительного обследования. Пусть это не тот энергопаспорт, который предусмотрен в 261-ФЗ: выбираются наиболее эффективные направления инвестиций. Оптимальным является установка единого узла учета на ТС, ГВС и ХВС, так как при этом достигается значительная экономия средств. В Татарстане, Бурятии, Челябинске стараются по возможности ставить на МЖД узел регулирования – именно он дает в условиях межсезонья (–4 +4°С ) большую экономию, так как коэффициент перетопа достигает 3. В рамках реализации инвестиционной программы по модернизации тепловых сетей г. Челябинска в период 2010-2012 гг. планируется установить индивидуальные тепловые пункты в 2500 домов (первый этап). Установка ИТП позволит потребителям регулировать объемы потребления тепловой энергии на уровне здания и задавать качественные характеристики тепло-

Опыт реализации 261-ФЗ

17

носителя в зависимости от температуры наружного воздуха и времени суток. ИТП будут укомплектованы счетчиками. Реальная экономия возможна только тогда, когда каждый житель МЖД сам сможет определять режим теплопотребления в своей квартире. Для новых проектов домов с горизонтальной разводкой вопросов нет, а для домов с вертикальной разводкой уже существуют технические решения (ЗАО «ИВК-Саяны» г. Москва, ООО РПК «Системы управления» г. Челябинск). Их недостаток в том, что не вписываются они в требования Правил учета 1995 г. по величине погрешности измерения тепловой энергии. Надо было бы, опираясь на реальный опыт электропотребления с использованием раздолбанных квартирных электросчетчиков, увеличить для квартирных приборов допустимые пределы погрешности до ±10%. Польза была бы большая, а баланс сводили бы по показаниям общедомовых УУ. При этом необходимо помнить, что регулирование невозможно без модернизации сетей, в противном случае, если объем регулирования превысит критическое значение, наступит разбаланс внутриквартальных тепловых сетей.

4.1. Антипример В Нижнем Новгороде с апреля 2010 г. началась реализация программы по установке общедомовых приборов учета потребления холодной воды. Стоимость установки одного такого прибора составит около 49 тыс. рублей. Показания со счетчика будут передаваться дистанционно, в виде радиосигнала, а затем от коммутатора – по каналам сотовой связи. «В России ни в одном из городов не реализуется подобная программа. Мы начинаем эту работу в числе первых», – заявил глава

18

А. Н. Колесников

города. Общий объем финансирования Программы по установке общедомовых приборов учета потребления холодной воды в многоквартирных домах на 2010-2011 годы составит более 350 млн. рублей. Это – прекрасный пример местничества. ОБЩЕДОМОВЫЕ УЗЛЫ УЧЕТА ХВС НЕ ЭКОНОМЯТ! ГДЕ ЖЕ КОМПЛЕКСНЫЙ ПОДХОД?

5. Создание АСКУПЭ К сожалению, в 261-ФЗ ничего не сказано об АСКУПЭ, а еще в 1995г. в рекомендациях АКХ им. К. Д. Памфилова прописано: «Средства контроля со стороны РСО режимов теплопотребления абонентом должны быть технически отделены от приборов учета расхода тепла. Эти средства должны проектироваться, монтироваться и обслуживаться ТСО и могут быть реализованы в виде системы диспетчерского дистанционного контроля.» Без эффективной АСКУПЭ невозможно реализовать коммерческий учет потребляемых ресурсов.

6. Примеры конкретных работ 6.1. Инициативу на себя берет конкретная местная компания: Власти Петропавловска предвосхитили требования 261-ФЗ и начали реализовывать крупномасштабные проекты по установке приборов учета еще в 2007 году. По данным муниципального предприятия «Управление механизации и автомобильного транспорта», с 2007 по 2009 год в Петропавловске в многоквартирных домах было установлено 320 узлов учета, а с 2009 года – еще 371 узел. Общее число установленных узлов учета – 691, из которых последние 214 узлов будут сданы на коммерческий учет с наступлением нового отопительного сезона 2010-2011 годов. Финансирует этот

Опыт реализации 261-ФЗ

19

проект Российский банк развития, непосредственно через городскую целевую программу реализует его МУП «УМИТ». Перед установкой прибора учета оцениваются перспективы экономии в данном доме. Делаются контрольные замеры и, если приборы учета действительно могут принести экономию, то именно в таких домах проводятся работы. Каков механизм программы? После того, как по решению собрания собственников в доме устанавливаются коллективные приборы учета, вся возникающая экономия используется на погашение суммы, взятой в кредит. Таким образом, собственникам не приходится единовременно тратиться на установку прибора учета. Они продолжают платить так же, как если бы затрат на прибор не было. Экономия же у собственников возникает тогда, когда прибор уже себя окупил. Получается, что без дополнительной финансовой нагрузки для граждан они получают возможность в будущем, примерно через год, начать экономить свои собственные средства.

6.2. Инициативу на себя берет конкретная иногородняя компания – производитель приборов: Из ряда работающих на рынке Татарстана компаний-производителей «зеленый свет» получило московское ООО «ТБН-Энергосервис». Его условия показались наиболее привлекательными. Реализуется схема лизинга, предусматривающая оплату Управляющими компаниями и ТСЖ 25-процентного аванса и последующими равными платежами за приборы в течение пяти лет». Объем программы – 3 млрд. рублей. Результат – сроки выполнения работ сорваны из-за недостатка сил монтажных организаций и ограниченного финансирования.

20

А. Н. Колесников

6.3. Инициативу берут посредники Энергопотребление в г. Уфе на 40% превышает средние российские показатели. ЗАО «ИКТ-Холдинг» ( г.Москва) взялось разработать и реализовать схему: оснастить 3500 домов узлами учета без привлечения бюджетных источников. Были разработаны пакет документов по взаимоотношению с банками, властями, УК, РСО, населением, маркетинговый план, план пиаркомпании. Пакет документов разработала компания «Борщевский и партнеры». Заранее провели соответствующие переговоры с прокуратурой, изложили всю схему, получили одобрение и начали двигаться. Оператор – ООО «Уфимская тепловая компания». Недостающую рабочую силу возили из Москвы и СПб. Ежедневно сдавали по 40-50 УУ.

6.4. Инициативу берет энергопроизводящая организация Между МО «город Ульяновск» и ОАО «Волжская ТГК» (ЗАО «КЭС») подписано соглашение, согласно которому «Волжская ТГК» обязуется установить коммерческие узлы учета тепловой энергии во всех МЖД города (всего около 2500 зданий), которые еще не «оприборены». Счетчики должны были установить в течение 2010 г., в соответствии с согласованным с главой города перечнем домов и сроками. Со своей стороны, в течение трех лет мэрия должна была обеспечить энергетикам оплату из бюджета всех фактически понесенных расходов на установку приборов учета, в том числе в 2010 г. – на сумму не менее 100 млн. руб. Кроме того, муниципалитет обязался ввести в эксплуатацию узлы учета до конца 2010 г. и создать условия для их сохранности. Сами УК и РСО ставить приборы не будут – КЭС холдинг ищет исполнителей. Возникло достаточно большое количество проблем. Среди них:

Опыт реализации 261-ФЗ

21

– большой спрос на приборы учета и недостаточность предложения как у производителей приборов учета и соответствующих комплектующих, так и среди квалифицированных поставщиков услуг по устройству узлов учета коммунальных ресурсов, значительный дефицит подготовленных кадров в этой сфере; ненормативное состояние значительной части помещений (подвалов), предназначенных для устройства узлов учета коммунальных ресурсов, аварийное состояние внутридомовых инженерных сетей, затопление и повышенная влажность в местах установки приборов; низкое качество выполнения проектных работ и подготовки смет, что в отдельных случаях приводило к расторжению контрактов, а в ходе устройства узлов учета и регулирования – к внесению изменений в проекты, их пересогласованию, потерям времени и удорожанию работ; – отсутствие в некоторой части существующих сооружений, особенно в старых, мест под установку приборов учета, что заставляет принимать решения по устройству дополнительных помещений и удорожает работы; – транзитное прохождением теплотрасс по жилым домам и другим объектам, что в ряде случаев приводит к невозможности реализации принципа один объект – один узел учета, а в многоквартирных домах заставляет устанавливать несколько приборов учета тепловой энергии (на каждый подъезд). Такая ситуация не предусмотрена действующими правилами оказания коммунальных услуг и может вызвать социальную напряженность среди жителей многоквартирного дома после введения оплаты по приборам учета; – большое количество типов и моделей приборов учета, что затрудняет их обслуживание и дальнейшую интеграцию приборов учета в единую автоматизированную систему учета.

22

А. Н. Колесников

Основной проблемой при последующей эксплуатации приборов учета является организация их обслуживания и съема показаний. Если данный вопрос не решен, то опыт показывает, что за первые два года значительная часть приборов перестает эксплуатироваться или выходит из строя. Для исключения подобных ситуаций необходимо передавать обслуживание и эксплуатацию приборов учета в специализированную организацию, независимую от поставщиков или потребителей коммунальных ресурсов, которая обеспечивала бы (за соответствующее вознаграждение) объективной, взвешенной информацией о количестве и качестве поставленных ресурсов все заинтересованные стороны – поставщиков ресурсов, их потребителей, органы местного самоуправления и государственного контроля. С самого начала работы по установке приборов учета всех видов ресурсов в техническое задание на эти работы необходимо включать требование о возможности интеграции устанавливаемых приборов учета в автоматизированную систему учета, позволяющую осуществлять дистанционный сбор данных о текущем потреблении ресурсов и состоянии приборов учета.

6.5. Биллинговые компании Подобный подход практикуют ЗАО «Аэртон» и ООО «Ником-Инвест» (г. Москва). Они предлагают «услуги по измерению потребления коммунальных ресурсов», заказчиком которых должны стать ресурсоснабжающие организации. Указанные услуги предоставляются специализированными компаниями (по европейской терминологии – биллинговыми компаниями), организующими измерения и подготавливающими счета для оплаты ресурсов по данным измерений. ООО «Ником-

Опыт реализации 261-ФЗ

23

Инвест» по договору оказания услуг за свой счет (или за счет кредитных ресурсов) устанавливает необходимые средства измерений, обслуживает их, ремонтирует и заменяет (при необходимости), несет ответственность (в том числе – финансовую) перед заказчиком услуг измерения и потребителями ресурсов за достоверность данных измерений. Ориентировочные расчеты показывают, что стоимость дополнительных услуг по измерению общедомового потребления тепла для отопления, холодной и горячей воды в многоквартином доме (100 квартир, 5500 м2) составит не более 1,0-1,5 руб./м2 * мес., то есть не более 2-3% среднего значения федерального стандарта стоимости содержания жилья и коммунальных услуг. Повсеместная установка счетчиков после введения новых услуг потребует минимальных затрат со стороны консолидированных бюджетов муниципальных образований – только жилищные субсидии и компенсация льгот, сумма которых, вероятно, будет снижаться по мере снижения потребления коммунальных ресурсов. Решение об организации измерения потребления коммунальных услуг должно приниматься на общем собрании собственников помещений в многоквартирных домах, квота – 75% голосов собственников. Принудительная установка счетчиков в помещениях многоквартирных домов, вводимая нормами закона № 261-ФЗ, еще не получила оценки с позиций защиты прав граждан, которые по нормам Гражданского кодекса РФ не могут быть ограничены в потреблении коммунальных услуг. Собственники помещений в многоквартирном доме могут принять на общем собрании любое решение о распределении между собственниками платы за то количество коммунальных ресурсов, которое измерено на вводе в дом инженерных сетей. Соответствующие нормы должны быть внесены в Жилищный кодекс РФ

24

А. Н. Колесников

и ряд постановлений Правительства РФ (в первую очередь – в Постановление от 23.05.2006 № 307 «О порядке предоставления коммунальных услуг гражданам»).

Заключение На внутренней стороне кольца царя Соломона было написано «Пройдет и это!». Пройдет и кампания по энергосбережению. В наших силах сделать так, чтобы к уже вроде бы решенным вопросам не пришлось в будущем возвращаться вновь и вновь.

Сведения об авторе: Колесников Александр Николаевич, к. т. н., ведущий специалист отдела стратегического развития ЗАО «ПромСервис», г. Димитровград, т/ф (84235) 418-07, 458-32, 669-26, promservis@promservis.ru, www.promservis.ru.

25

С. Н. Канев к.т.н., доцент, генеральный директор Хабаровского центра энергоресурсосбережения

О новых правилах коммерческого учета тепловой энергии и теплоносителя На основании закона о теплоснабжении № 190ФЗ от 27.07.2010 г. п. 7 «Коммерческий учет тепловой энергии, теплоносителя осуществляется в соответствии с правилами коммерческого учета тепловой энергии и теплоносителя, которые утверждаются федеральным органом исполнительной власти, уполномоченным на реализацию государственной политики в сфере теплоснабжения, с учетом требований технических регламентов». Причем в соответствии со ст. 29 «Заключительные положения» эти правила должны быть утверждены в течение пяти месяцев после опубликования настоящего закона, т.е. они должны были «увидеть свет» в декабре 2010 г. Однако в настоящее время эти Правила не только не «вышли в свет», но еще даже не назначен федеральный орган исполнительной власти, отвечающий за разработку и утверждение этих Правил. В качестве такого органа рассматриваются три министерства: – Министерство регионального развития; – Министерство промышленности и торговли; – Министерство энергетики. По логике, данные Правила должны разрабатываться и утверждаться Минэнерго, так как это наиболее заинтересованная сторона. Поскольку в данных Правилах речь должны идти не только об установке приборов учета у потребителей, но и на источниках теплоты,

26

С. Н. Канев

большинство из которых находится под контролем Минэнерго. Но, поскольку в нашей стране действия нашего правительства непредсказуемы, то может возникнуть любой другой вариант, например, таким федеральным органом выступит Министерство экономического развития. Но, тем не менее, даже в данной неясной обстановке НП «Российское теплоснабжение» проявило инициативу и создало экспертный совет по разработке данных Правил, членом которого я являюсь. В данном случае, как я это понимаю, это проводится под эгидой министерства энергетики. Работа над Правилами происходит по следующему принципу: – членам совета рассылается тот или иной блок Правил; – члены совета пишут свои замечания и рекомендации; – на совете, который собирается один раз в неделю, все эти замечания и рекомендации рассматриваются, и затем возникает окончательный вариант данного раздела, который направляется членам совета для ознакомления и который все желающие могут найти на сайте НП «Российское теплоснабжение». Так как я, к сожалению, не смог принять участие ни в одном из заседаний совета, которые проходят в Москве, и большинство моих замечаний не было принято во внимание, то я решил опубликовать свою позицию на данной конференции. Я не буду здесь рассматривать вопросы, связанные с учетом на источниках и в паровых системах потребителей тепла, а остановлюсь только на общих вопросах и вопросах учета тепла в водяных системах теплоснабжения потребителей. В ноябре 2010 г. на конференции НП «Российское теплоснабжение», посвященной ФЗ № 190

О новых правилах коммерческого учета тепла

27

«О теплоснабжении», я предложил свою концепцию Правил, но она не была принята во внимание разработчиками Правил. На своей концепции я остановлюсь ниже. Предлагаемый сегодня проект Правил в соответствии с ФЗ № 190 называется «Правила коммерческого учета тепловой энергии и теплоносителя». Вкратце моя концепция сводится к двум основным положениям: – должно быть соблюдено равенство сторон: потребителя и энергоснабжающей организации (ЭСО); – Правила должны рассматривать только коммерческий учет между потребителем и ЭСО, который начинается и заканчивается по приборам учета тепла, установленными на вводе в объект (на границе балансовой принадлежности); все остальное – это не коммерческий учет, а распределение внутри объекта и данные Правила это не должны учитывать, это учитывается другими документами, в частности, для многоквартирных домов – Правилами оказания коммунальных услуг, утвержденных постановлением Правительства № 307 от 23.05.06 г. Итак, рассмотрим некоторые общие вопросы проекта Правил в окончательной редакции, с которыми я не согласен. Как известно, театр начинается с вешалки, ну а Правила начинаются с основных понятий и терминов.

Блок «Основные понятия и термины» Достоверные показания узла измерений. В последней редакции этот пункт звучит так: «Показания, полученные средствами измерения значений физических величин, которым на основе косвенных данных стороны договора энергоснабжения и эксперты склонны доверять». Аналогично звучит пункт «Недостоверные показания узла измерений».

28

С. Н. Канев

По мнению разработчиков, достоверность измерений зависит от субъекта (стороны договора теплоснабжения и «некие» эксперты), т. е. мы получаем, что достоверность измерений зависит не от средства измерений, а от некоего субъекта. Далее непонятна также фраза «косвенные данные» – что это такое? В моей редакции достоверность средств измерений, входящих в состав узла учета, подтверждается путем сравнения их показаний с показаниями эталонных СИ, но эта редакция не понравилась разработчикам. Открытая водяная система теплоснабжения. В редакции разработчиков этот пункт звучит так: открытая водяная система теплоснабжения – это водяная система теплоснабжения, в которой вода частично или полностью отбирается из системы потребителями для нужд горячего водоснабжения и технологического расхода. То есть, если нет водоразбора на технические нужды и ГВС, то, по мнению разработчиков, такая система будет закрытой, несмотря на то, что могут быть нетехнологические утечки, например, сброс из системы отопления в канализацию или другие сбросы. Я предлагал простую формулировку: открытая водяная система теплоснабжения – это водяная система теплоснабжения, в которой вода отбирается из системы теплоснабжения. Причем неважно, на какие цели она отбирается (главное, что отбирается, и поэтому ее масса непостоянна) и откуда она отбирается – до или после теплообменника (при независимой системе теплопотребления).

Блок «Температура холодной воды»

Учет температуры холодной воды – это один из самых противоречивых и непонятных вопросов? По данному вопросу у экспертов было много мнений, которые вкратце сводились к следующему:

О новых правилах коммерческого учета тепла

29

1. Не измерять температуру холодной воды ни на источнике, ни у потребителя, а принять ее равной 0°С и не учитывать ее при расчетах за потребленное тепло.

2. Измерять ее непосредственно у потребителя.

3. Измерять ее на источнике, но при учете ее у потребителя принимать tхв= 0°С, а затем корректировать ее (ежемесячно или по окончанию года).

4. Измерять ее на источнике, а при учете у потребителя принимать ее в виде константы (tхв= 50°С в отопительном периоде и tхв= 10-150°С в межотопительном сезоне). По окончании года произвести перерасчет с учетом действительной tхв на источнике. По поводу измерять ее или не измерять на источнике мнения разделились: – защитники (те, кто предлагает измерять и учитывать tхв на источнике) считают, что если не учитывать и не измерять tхв, а принять ее равной 0°С, то это приведет к несправедливости и к незаконному обогащению ЭСО; – противники (те, кто предлагает принять tхв=0°С и забыть о ней при расчетах) справедливо полагают, что это приведет к упрощению приборного учета и к отказу от приборо-расчетного метода, который возникает при всякого рода корректировках (их проводит ЭСО) по истечению определенного периода. При этом ни в «старых», ни в новых Правилах не прописано, где должна измеряться tхв на источнике. А вариантов здесь несколько: 1. При покупке холодной воды у Водоканала: 1.1. в месте балансового разграничения; 1.2. на входе в станцию (котельную); 1.3. перед ХВО или после ХВО; 1.4. и т.д.

2. При непосредственном водоразборе из водоема:

30

С. Н. Канев

2.1. непосредственно при заборе из водоема (он может быть расположен достаточно далеко от источника тепла); 2.2. непосредственно на входе в источник (по забору); 2.3. в каком-то другом месте (перед ХВО, после ХВО, непосредственно на входе в коллектор и т. д.). Поэтому вопрос измерения tхв на источнике – это непростой вопрос и он не должен трактоваться неоднозначно. По моему мнению, не нужно измерять tхв на источнике, а принять tхв= 0°С и забыть про это. Пусть это будет «несправедливо», но зато понятно и точно. А поскольку точность измерения tхв на источнике зависит не только от средств измерения, но еще и от точки, в которой она должна измеряться, то неточность ее измерения может «уничтожить» всякую справедливость. Но если не получится уйти от измерения учета tхв, то у меня есть другое мнение: – измерять tхв на источнике; – в базу данных теплосчетчиков потребителей вносить tхв в виде константы, эквивалентной tхв на источнике за этот же период прошлого года. Тем более, что в тарифах на текущий год учитывается tхв по итогам прошлого года. В этом случае: – учет упрощается; – уходим от приборо-расчетного метода; – потребитель видит, за что он платит. Данное предложение, по мнению разработчиков, имеет следующие недостатки: – необходимость ежемесячно вскрывать базу данных теплосчетчика; – константа по итогам прошлого года может быть некорректна в текущем году. Эти недостатки легко исправить:

О новых правилах коммерческого учета тепла

31

– теплосчетчик можно не вскрывать, если в его базу данных один раз занести ежемесячные значения средней tхв за весь год; – константа по итогам прошлого года корректна, поскольку именно она учтена в тарифах данного текущего года. В результате всех этих перипетий было принято несколько взаимоисключающих решений, из которых мне больше всего понравилось следующее: НП «Российское теплоснабжение» совместно с Роскоммунэнерго выходят в директивные органы с предложением об отказе от использования tхв при коммерческом учете тепловой энергии.

Блок «Организация и методы учета тепловой энергии и теплоносителя» Ознакомившись с данным блоком, я пришел, мягко говоря, в легкое недоумение: – отсутствует концепция – все смешалось в кучу: открытые, закрытые, зависимые, независимые системы, учет утечек, ГВС, подпитка, квартирный учет и т. д.; – принципиальные схемы учета и расчетные формулы некорректны и даже противоречат физическим законам; – алгоритмы расчетов за тепло и теплоноситель некорректны; – энергоснабжающая организация полностью отсечена от выбора приборов учета и даже не имеет право на их согласование при установке на узлах учета потребителей. Попытаюсь объяснить все вышеизложенное более подробно на примере узла учета тепла и теплоносителя в водяных системах теплоснабжения потребителей.

32

С. Н. Канев

Отсутствие целенаправленной концепции коммерческого учета тепла и массы теплоносителя В рассматриваемом варианте предлагается учитывать количество тепла и массу теплоносителя как на входе в объект (здание), так и внутри него: учет массы теплоносителя, израсходованного в системе ГВС, используемого для подпитки теплоносителя, а также квартирный учет количества тепла и массы. Заметим, что мы рассматриваем Правила коммерческого учета тепла и теплоносителя, а не Правила распределения тепла и массы на отдельные виды тепловой нагрузки. Коммерческий учет начинается и заканчивается на вводе в здание (объект) на границе балансовой принадлежности между потребителем и ЭСО и не распространяется на учет внутри объекта (здания). Здесь на этой границе мы должны учесть и рассчитаться с ЭСО за количество использованного тепла и массу израсходованного теплоносителя по тарифам на тепловую энергию и теплоноситель (химочищенная вода). Внутри объекта эти величины могут распределяться как угодно: – на отопление квартир и общедомовые нужды; – на горячее водоснабжение, которое рассчитывается по другому тарифу; в тариф на горячую воду в соответствии с Постановлением Правительства № 520 от 14.07.2008 г. «Об основах ценообразования» включена как стоимость 1 м3 холодной (химочищенной воды), так и расходы на ее нагрев (тепло) до соответствующей температуры; – на подпитку системы отопления по тарифу на теплоноситель (химочищенную воду), который примерно в 3 раза меньше, чем тариф на горячую воду.

О новых правилах коммерческого учета тепла

33

Распределение израсходованного в системе теплоснабжения объекта количества теплоты и массы теплоносителя регулируется не Правилами учета, а Правилами предоставления коммунальных услуг, утвержденными Постановлением Правительства № 307 от 23.05.06 г. Данные Правила предоставления коммунальных услуг утверждены Минюстом и действуют на сегодняшний день. Поэтому, если мы примем данный блок в таком виде, то это приведет к следующему: – Правила учета тепла и теплоносителя придут в противоречие с действующими Правилами оказания коммунальных услуг; – возникнет путаница в расчетах за тепло, так как теплоноситель имеет 2 различных тарифа (тариф на горячую воду, используемую в системе ГВС и тариф на теплоноситель (холодная химочищенная вода); – возникнет путаница при учете подпитки: в данном блоке рассматривается только один способ подпитки подпитка системы отопления при независимой схеме осуществляется из обратного трубопровода системы теплоснабжения; на практике существуют и другие способы подпитки (подпитка сетевой водой из подающего трубопровода, подпитка холодной водой из системы ХВС, подпитка из какого-либо другого источника и т. д.); существуют даже системы отопления, в которых используется не горячая вода, а другой теплоноситель, например, этиленгликоль и т. д.; поэтому корректно учесть тепло, израсходованное на подпитку, довольно сложно, да и не нужно. Что отсутствует концепция Правил, это не только мое мнение. Кузник И. В. в своем письме к разработчикам предлагает для начала сформулировать, для чего нужны новые Правила, т. е. сформулировать концепцию Правил, чтобы избежать лишнего текста.

34

С. Н. Канев

Некорректность принципиальных схем учета и алгоритмов расчетов за потребленное тепло и массу теплоносителя Рассмотрим представленные принципиальные схемы размещения точек измерения параметров и массы теплоносителя, представленные на рис. 1-2. Данные схемы не выдерживают никакой критики. Остановимся сначала на схеме 2, на которой изображен трубопровод подпитки, подключенный к обратному трубопроводу системы теплоснабжения. Причем эта схема называется схемой с закрытой системой теплопотребления. Недостатки данной схемы: – присутствует постоянная подпитка, как это показано на рис. 2, поэтому данная схема теплопотребления (отопления) не является закрытой – она открыта, так как в системе отопления теряется теплоноситель, а компенсация массы теряемого теплоносителя автоматически

Рис. 1. Принципиальная схема размещения точек измерения количества тепловой энергиии массы (объема) теплоносителя, а также его регистрируемых параметров в открытых системах теплопотребления

О новых правилах коммерческого учета тепла

35

Рис. 2. Принципиальная схема размещения точек измерения количества тепловой энергиии массы (объема) теплоносителя, а также его регистрируемых параметров в закрытых системах теплопотребления с дополнительным контролем утечек

осуществляется с помощью насоса, установленного в подпиточном трубопроводе, подключенном к обратному трубопроводу; в этом случае мы имеем типичную открытую схему отопления. На «Западе» такие схемы с автоматической подпиткой отсутствуют, а подпитка в необходимых случаях может разово осуществляться из любого внешнего источника или из тепловой сети; поэтому там такие системы, действительно, являются закрытыми и расходомер в подпиточном трубопроводе используется только для учета массы подпиточной среды (теплоноситель, холодная вода или другой носитель) и не учитывается при расчете тепла, что сразу упрощает алгоритмы расчетов. Рассмотрим теперь схему на рис. 1, которая называется: «Принципиальная схема размещения точек измерения параметров и массы теплоносителя в открытых системах теплопотребления». Открытой, судя по всему, авторы ее посчитали из-за того, что имеется открытая

36

С. Н. Канев

система ГВС. Однако, наряду с открытой системой ГВС, здесь присутствует и закрытая система ГВС, а также открытая независимая система отопления с подпиточным трубопроводом и закрытая зависимая система отопления без подпитки. Поэтому название, мягко говоря, некорректное, так как на данном рисунке в наличие присутствуют все возможные схемы теплопотребления.

Некорректность алгоритмов за потребленное количество теплоты и массы теплоносителя В рассматриваемой концепции представлены следующие алгоритмы расчета за тепловую энергию и теплоноситель: Q = Qи + Qтп + (Мпв + Мгв + Му) (h2 – hхв) (1) где Qи = М1(h1 – h2), (2) Qи = М1(h1 – h2) + (М1 – М2) (h2 – hхв) (3) Qгв = Мгв (hгв – hгу) + (Мгв – Мгу) (hгу – hхв) (4) Му = М1 – М2 – Мгв (5) Здесь: Qи – тепловая энергия, израсходованная потребителем и измеренная теплосчетчиком за отчетный период; Qтп – тепловые потери на участке от границы балансовой принадлежности системы теплоснабжения потребителя до его узла учета. Эта величина указывается в Договоре и учитывается, если узел учета оборудован не на границе балансовой принадлежности; Mпв – масса сетевой воды, израсходованной потребителем на подпитку систем отопления, определенная по показаниям теплосчетчика (учитывается для систем, подключенных к тепловым сетям по независимой схеме);

О новых правилах коммерческого учета тепла

37

Mгв – масса сетевой воды, израсходованной потребителем на водоразбор, определенная по показаниям теплосчетчика (учитывается для открытых систем теплопотребления); Mу – масса утечки сетевой воды в системах теплопотребления; h1 – средневзвешенная энтальпия теплоносителя в подающем трубопроводе, рассчитанная на основании средневзвешенных температур и давления; h2 – средневзвешенная энтальпия теплоносителя в обратном трубопроводе, рассчитанная на основании средневзвешенных температур и давления; hхв – средневзвешенная энтальпия холодной воды, используемой для подпитки систем теплоснабжения на источнике теплоты. Далее указано, что: – формула (2) используется для закрытых систем. Здесь не расшифровано, что такое закрытая система: если это система, представленная на рис. 2, то данная формула верна только при условии Мпв = 0. А если Мпв ≠ 0, то в этом случае формула (2) некорректна.

– формула (3) используется в случаях открытых систем, включая водоразбор в системе ГВС. Для открытых систем эта формула действительно верна, но при чем здесь тогда формула (1)? Если мы подставим в формулу (1) Qи из формулы (3) и Му из формулы (5), то мы получим формулу, которая не имеет никакого физического смысла: Q = Qтп + М1(h1 – h2) + 2(M1 – M2)(h2 – hхв) + Мпв(h2 – hхв) (6) Если мы поставим в формулу (1) Qи из (2), а Му из (5), то получим непонятную формулу:

38

С. Н. Канев

Q = М1(h1 – hхв) – М2(h2 – hхв) + Мпв(h2 – hхв) (7) Следовательно, формула (1) не годится ни для открытой, ни для закрытой схемы и противоречит как ГОСТ РЕН 1434-2006, так и ГОСТ Р 51649-2000. В этих документах приведены алгоритмы расчета количества теплоты в закрытой системе без учета подпитки; – формула (4) используется при расчете за тепловую энергию, полученную системой ГВС, присоединенной к закрытой системе ЦТП или ИТП. Подчеркну, что формула (4) совершенно не нужна по следующим причинам: – тепло на нагрев горячей воды уже учтено в тарифе на горячую воду (Постановление № 520); – если использовать данную формулу на практике, то необходимо измерять расход и температуру теплоносителя в подающем и циркуляционном трубопроводе системы ГВС, т. е. использовать в данном случае не просто расходомер, а теплосчетчик; если, например, в 5-подъездном многоквартирном доме пять таких стояков ГВС, то кроме общедомового теплосчетчика придется еще установить дополнительно 5 теплосчетчиков, это конечно можно, но НУЖНО ЛИ? В соответствии с «концепцией» разработчиков Правил при коммерческом учете необходимо учитывать три вида товара: – горячая вода; – теплоноситель; – тепловая энергия. При этом объем «горячей воды», т. е. теплоносителя, идущего на нужды ГВС, измеряется водосчетчиком, установленным на линии ГВС (рис.1), а масса теплоносителя, израсходованного на другие цели, рассчитывается по показаниям расходомеров, установленных в подающем и обратном трубопроводе системы тепло-

О новых правилах коммерческого учета тепла

39

снабжения – формула (5). Если же водосчетчик на систему ГВС отсутствует, то тогда формула (5) изменится и примет вид М = М1 – М2. В этой формуле учтены все потери сетевой воды (теплоносителя), как на цели ГВС, так и на другие цели. Однако горячая вода не является товаром. Как отмечено в [1]: «Закон «О теплоснабжении» разделил понятия теплоснабжение и услуга по ГВС, отказавшись от понятия горячей воды как товара (не применяется нигде в мире)». И еще раз подчеркну, что Правила называются «Правила коммерческого учета тепловой энергии и теплоносителя». Т. е. при коммерческом учете необходимо учитывать только два товара: тепловую энергию и теплоноситель. Разработчики Правил этого не понимают. Покажу на примере г. Хабаровска, к чему приводит понятие горячей воды как товара, в цену которого включены расходы на теплоноситель (холодная химочищенная вода) и на ее подогрев до температуры, устанавливаемой в соответствии с нормативно-правовыми актами. В соответствии с Постановлением Правительства № 520 от 14.07.2008 г. с 2009 г. в г. Хабаровске существует три тарифа (цены 2010 г.): – тариф на тепловую энергию – 968 руб/Гкал; – тариф на горячую воду – 79,21 руб/м3; – тариф на теплоноситель (химически очищенная вода, используемая на подпитку тепловых сетей) – 26,15 руб/ тн. Я не ошибся: горячая вода измеряется в кубах, а теплоноситель – в тоннах. Оплата за поставленный ресурс осуществляется в соответствии с договором, заключенным между потребителем и ЭСО, называется «Договор на отпуск тепловой энергии и горячей воды» и в нем установлены три

40

С. Н. Канев

вышеперечисленных тарифа. А поскольку в г. Хабаровске в основном используются открытые системы теплоснабжения с открытой системой ГВС, то расчет за потребленную массу горячей воды ведется по формуле (8), а расчет за потребленное количество теплоты – по формуле (9). В формуле (8) учтены все потери сетевой воды как на нужды ГВС, так и на другие потери, но учитывается она по тарифу на горячую воду, т.е. по 79,21 руб/м3. В формуле (9) учтены все потери тепловой энергии, в том числе и на нагрев горячей воды, т.е. если оставить все без изменения, то потребитель должен платить дважды за нагрев горячей воды. Чтобы уйти от этого, теплоснабжающая организация ежемесячно делает перерасчет за горячую воду, т. е. вычленяет из оплаты то тепло, которое пошло на нагрев горячей воды. Возникает приборо-расчетный метод, который не устраивает ни потребителя, ни ЭСО. Однако достаточно уйти от понятия, что горячая вода – товар, как сразу все становится на свои места. Для этого достаточно назвать договор между потребителем и ЭСО по-другому: «Договор на отпуск тепловой энергии и теплоносителя». В данном договоре будут только два тарифа: тариф на тепло и тариф на теплоноситель. Горячая вода, как товар, будет исключена из расчетов, а как ее распределяют внутри объекта – это другой вопрос, для этого есть «Правила № 307».

Блок «Основные требования к приборам учета тепловой энергии, их монтажу и их эксплуатации». Если в старых Правилах учета обе стороны (потребители и ЭСО) равноправно участвовали в выборе приборов учета, то теперь это отдано на откуп потребителю,

О новых правилах коммерческого учета тепла

41

т. е. ЭСО ставится перед фактом и должна принять приборы учета. В старых Правилах было записано: «Выбор приборов для использования на узле учета потребителя осуществляет потребительпо согласованию с ЭСО». В первой редакции Правил это звучало так (п. 6.1.5): «Выбор типа и модели любых приборов для использования на узле учета потребителя осуществляет проектная организация по согласованию с владельцем узла учета. Выбор метрологических и технических характеристик средств измерений узла учета должен осуществлять проектировщик на основе документа «Технические характеристики теплопотребления объекта теплоснабжения», выдаваемого ТСО. Данный документ может содержать рекомендации ТСО по выбору средств измерений, однако они не являются обязательными для исполнения и не могут быть основанием для отказа со стороны ТСО в согласовании проекта или в приемке узла учета в эксплуатацию». Кроме того, не допускается ограничивать возможности владельца узла учета по выбору специализированных организаций проектирования, монтажа и эксплуатации приборов узла учета (п. 6.1.6). Что мы видим в данном случае: все отдано на откуп потребителю. Потребитель (Заказчик) нанимает специализированную проектную организацию (Исполнителя) (в Правилах не указано, что это за специализированная организация, какие лицензии или другие документы она должна иметь). То есть Заказчик может нанять «шарашкину контору» с вывеской (ТСО не имеет права влиять на выбор организации, п. 6.1.7) и заказать ей спроектировать минимальный по стоимости прибор учета. Далее нанимает такую же «шарашкину контору» для монтажа и эксплуатации приборов узла учета, благо никаких разрешений на эту деятельность в Правилах не прописано.

42

С. Н. Канев

Легко можно себе представить результаты такого развития событий: – в конкретном регионе (городе, поселке) будут внедрены десятки (сотни) различных «дешевых» (с китайским качеством) приборов учета, которые будут обслуживаться «дядями Васями» и большинство которых в течение отопительного сезона придут в негодность; – контролировать работу этих приборов ТСО будет не в состоянии, так как оно не найдет столько специалистов для контроля за правильностью показаний «китайских» приборов; если количество различных типов приборов в данном регионе больше десяти, то качественный контроль со стороны ТСО невозможен; – потребитель получает «медвежью услугу»: приборы выйдут из строя, а ремонтировать их будет некому и ТСО будет вести расчет по договорным нагрузкам. Также в соответствии с п. 6.1.8 «Не допускается требовать от владельца узла учета обеспечивать за свой счет подключение приборов учета к каналам связи и системам диспетчеризации; затраты на подключение к системам диспетчеризации, а также оплату каналов связи, должен осуществлять владелец таких систем (не потребитель) или заказчик информации». То есть по логике разработчиков этого пункта потребитель может не устанавливать систему диспетчеризации на свой узел учета, так как ему это не надо, а ТСО, для того, чтобы контролировать работу этих узлов, за свой счет должны установить у потребителя эту систему и оплачивать каналы связи. Но это же нонсенс: в наш компьютерный век снимать показания с теплосчетчиков в ручном режиме! Подытоживая все вышеизложенное, можно сделать следующие выводы: – разработчики данной концепции умышленно или неумышленно (это я не могу сказать) хотят внести хаос в

О новых правилах коммерческого учета тепла

43

коммерческий учет тепла и теплоносителя, предлагая заведомо неправильные схемы учета и алгоритмы.

– в данной концепции заинтересованы производители дешевых, с китайским качеством, приборов учета, которые в настоящее время они не могут реализовать на рынке.

– потребители затратят минимум средств на проектирование, монтаж и эксплуатацию таких приборов учета и получат «головную боль» в процессе их эксплуатации.

– ТСО будут не заинтересованы в установке некачественных, но дешевых приборов учета и будут под различными предлогами тормозить процесс внедрения приборов.

– фирмы-разработчики хороших, но более дорогих приборов учета, или разорятся, или перейдут на производство дешевых приборов учета в ущерб их качеству. В новой, откорректированной редакции, насколько я понял, все пункты по поводу выбора типа приборов вообще убраны. Теперь непонятно, кто и как выбирает и согласовывает тип приборов коммерческого учета у потребителя. На конференции, проводимой НП «Теплоснабжение» в ноябре 2010 г. я предлагал концепцию новых Правил, но она не нашла отражение в данном проекте Правил. Моя концепция, которую я хочу Вам предложить, вкратце сводится к двум позициям: 1. Новые Правила должны быть правилами коммерческого учета.

2. В новых Правилах должно соблюдаться равенство сторон (потребителя и ЭСО) в вопросах внедрения приборов учета тепла и воды. Вот два шага, на которых должны основываться новые Правила учета, все остальное – это технические аспекты.

44

С. Н. Канев

Как я уже отмечал ранее, в предлагаемом сегодня проекте Правил обе эти позиции отсутствуют, кроме названия: «Правила коммерческого учета тепловой энергии и теплоносителя». Расшифрую первую позицию более подробно. Коммерческий учет количества тепла и массы теплоносителя между потребителем и ЭСО, вне зависимости от системы теплопотребления, начинается и заканчивается по срезу преобразователей расхода, температуры и давления, установленных на границах балансовой принадлежности, которая, как правило, находится непосредственно на входе в данных объект. Потребитель рассчитывается с ЭСО на основании показаний вышеперечисленных приборов. Все, что находится справа от этого среза, не подлежит коммерческому учету и не должно рассматриваться в настоящих Правилах (рис. 3). На рис. 3 представлена принципиальная схема размещения точек измерения параметров и массы теплоносителя, которая применима к любым типам систем теплоснабжения (закрытая и открытая система ГВС, зависимая и независимая система отопления с подпиткой из любого источника). Все, что находится внутри выделенного прямоугольника, подлежит коммерческому учету, а все что справа – нет. Все что справа – это распределение количества тепла и массы теплоносителя внутри объекта, и оно описывается другими нормативными документами, в частности, для жилых домов это Правила предоставления коммунальных услуг, утвержденные Постановлением правительства № 307. Здесь по желанию потребителя может быть установлено сколько угодно приборов учета, как на горячую, так и на холодную воду и на систему подпитки. Отметим только, что все они не являются коммерческими с точки

Рис.3. Принципиальная схема размещения точек измерения параметров и массы теплоносителя в водяных системах теплопотребления потребителей

О новых правилах коммерческого учета тепла 45

46

С. Н. Канев

зрения расчетов за тепло и воду между потребителем и ЭСО. Если принять данную концепцию, то коммерческий учет тепла и массы теплоносителя в водяных системах теплоснабжения потребителей становится простым и понятным. В этом случае масса израсходованного потребителем теплоносителя, вне зависимости от того, на какие цели она используется, рассчитывается по формуле: М1 = М1 – М2, (8) где М1 и М2 – масса теплоносителя, прошедшего по подающему и обратному трубопроводам системы теплоснабжения соответственно, и измеренная преобразователями G1 и G2, показанными на рис. 3. Количество тепла, израсходованного потребителем на нужды теплоснабжения (вентиляцию, отопление, ГВС и т. д.), рассчитывается по формулам: открытая система: Q = М1 (h1 – hхв) – М2 (h2 – hхв), (9) Q = М1 (h1 – h2) + М (h2 – hхв), (10) Q = М2 (h1 – h2) + М (h1 – hхв), (11) закрытая система: Q = М1 (h1 – h2), (12) Q = М2 (h1 – h2), (13) здесь: М – масса теплоносителя, рассчитанная по формуле (8); h1, h2 – энтальпия теплоносителя, рассчитанная по температуре в прямом t1 и обратном t2 трубопроводе системы теплоснабжения (рис.1); hхв – энтальпия холодной воды, используемой для подпитки систем теплоснабжения на источнике.

О новых правилах коммерческого учета тепла

47

В данной концепции для расчетов за израсходованную массу теплоносителя, определенную по формуле (8), используется только один тариф, а именно - тариф на теплоноситель, т.е. тариф на холодную химически очищенную воду. Тариф на горячую воду, который в 2-3 раза выше, может использоваться только для расчетов между субъектами внутри здания (объекта). Легко можно заметить, что формулы (9)-(11) и (12), (13) взаимоэквивалентны и можно использовать любую из них по согласованию между потребителем и ЭСО. При использовании данной концепции потребитель рассчитывается с ЭСО (коммерческий учет) в соответствии сдоговором на отпуск тепловой энергии и теплоносителя: – за массу теплоносителя по формуле (8) и по тарифу на теплоноситель; – за потребленное тепло, в зависимости от схемы теплоснабжения, по формулам (9)-(13) по тарифу на тепловую энергию. Никаких перерасчетов с учетом того, что тариф на горячую воду для нужд теплоснабжения включает в себя тепло на ее нагрев, производить не нужно. Все просто и ясно. Если потребитель захочет установить дополнительные приборы учета на системы ГВС, подпитки и т.д., то он это может сделать, не нарушая коммерческого учета между ним и ЭСО, и без согласия ЭСО. На рис. 3 я умышленно изобразил два расходомера в закрытой схеме ГВС. Это к коммерческому учету не относится, а внутри объекта потребитель может устанавливать любое количество приборов учета. Теперь расшифрую вторую позицию моей концепции – равенство сторон.

48

С. Н. Канев

По моему мнению, надо оставить п. 5.1.4 старых Правил, лишь немного его изменив. Я бы его сформулировал так: «Выбор приборов для использования на узле учета потребителя осуществляет потребитель на основании данных технического задания на проектирование узла учета, выданного ЭСО, по согласованию с ЭСО. В случае разногласий между потребителем и ЭСО по типам приборов учета окончательное решение принимает орган, который урегулирует возникшие разногласия». Этот орган в проекте новых Правил не прописан. Например, это может быть: – независимый государственный орган типа Госэнергонадзора, который должен быть наделен соответствующими полномочиями со стороны государства; – региональный экспертный совет при администрации региона, в который могут входить: представители ЭСО, общественности (потребителя), органов исполнительной власти, антимонопольного комитета, территориальных органов Росстандарта (ЦСМ, Ростест и т.д.) и другие; – какой-то другой орган, но только не региональный орган Ростехрегулирования в единственном числе. Для примера могу сообщить, что в Хабаровском крае при Правительстве края уже около 10 лет действует экспертный совет, который рассматривает спорные вопросы, возникающие при внедрении приборов учета. В этот совет входят представители ЭСО, потребителей, антимонопольного комитета, Хабаровского ЦСМ и другие. Возглавляет совет первый заместитель председателя Правительства края по вопросам энергетики и ЖКХ. Я не стал останавливаться на других блоках Правил. Мне понравилось письмо Кузника И.В. в адрес разработчиков Правил: «Присоединяюсь к мнению Канева…, все в куче…, не желаю разъяснять основы метрологии и юриспруденции…, подключусь к работе, когда увижу конструктив». Я думаю, что надо приступить к работе,

О новых правилах коммерческого учета тепла

49

когда появится окончательный (отредактированный) вариант Правил.

Список литературы 1. Семенов В.Г., Поливанов В.И. О некоторых вопросах, требующих решения в подзаконных актах к ФЗ «О теплоснабжении», Новости теплоснабжения, № 2, 2011.

Сведения об авторе: Канев Сергей Николаевич, к.т.н., доцент, генеральный директор Хабаровского центра энергоресурсосбережения.

680033, Хабаровск, ул. Тихоокеанская, 221-А, тел./факс (4212) 72-55-01, 37-64-25, www.lers.ru, e-mail: kanev@lers.ru.

50

С. И. Черноморченко начальник отдела в ГУП «ТЭК СПб»

О метрологическом обеспечении учета тепловой энергии

По состоянию на сегодняшний день отсутствует метрологическое обеспечение закона «Об энергосбережении» (ФЗ-261) в полном объеме, что исключает возможность получения желаемого результата от исполнения требований закона о повсеместной установке теплосчетчиков. В данном случае под метрологическим обеспечением понимается утверждение и применение метрологических норм, правил и методик выполнения измерений, а также разработка, изготовление и применение технических средств для обеспечения единства и требуемой точности измерений. Измерения тепловой энергии являются классическим примером косвенных измерений, т. е. фактически измеряются: расход, температура и давление теплоносителя, а затем, по известному алгоритму, производятся (как правило, а автоматическом режиме) вычисления потребленной (отпущенной) тепловой энергии. Так вот неприятности и начинаются с этого алгоритма. В действующих «Правилах учета тепловой энергии и теплоносителя» (далее Правила) приведен алгоритм, предусматривающий частичное измерение тепловой энергии, так называемое «Q измеренное», а затем досчет по показаниям приборов учета, установленных у потребителя

О метрологическом обеспечении учета тепла

51

и на источнике теплоты, причем «довесок» составляет порядка трети от общего потребления. В Правилах так и написано: «п.3.2.1. Количество тепловой энергии и масса (или объем) теплоносителя, полученные потребителем, определяются энергоснабжающей организацией на основании показаний приборов его узла учета…» и приведена формула (3.1) расчета этого количества энергии Q = Qи + Qп + (Gп+ Gгв + Gу) * (h2 - hхв) * 0.001 Мало того, что такой метод организации учета исключает баланс отпущенной с источника и потребленной потребителями тепловой энергии, он еще и обладает неограниченной величиной погрешности. Несколько лучше проблема алгоритма решена в МИ 2412-97 «ГСИ Водяные системы теплоснабжения. Уравнения измерений тепловой энергии и количества теплоносителя», но и здесь проблемы. Рекомендации, приведенные в МИ 2412-97, не учитывают накопление тепловой энергии или теплоносителя на источнике теплоснабжения, и это несмотря на то, что в открытых системах теплоснабжения на всех (без исключения источниках) имеются аккумуляторные баки, предназначенные именно для накопления горячего теплоносителя, следовательно, и тепловой энергии, содержащейся в этом теплоносителе. Мне уже доводилось оказывать помощь разработчикам автоматизированной системы учета энергоресурсов в решении проблемы небалансов, возникающей из-за накопления теплоносителя и тепловой энергии на источнике теплоснабжения. Правила и МИ 2412-97 предписывают учитывать природную тепловую энергию, содержащуюся в холодной воде, используемой для восполнения потерь теплоносителя в открытых системах теплопотребления. С точки зрения термодинамики и метрологии все правильно,

52

С. И. Черноморченко

но на практике в учете тепловой энергии холодной воды тоже совершаются ошибки. Чего только не предлагают в разного рода рекомендациях измерять вместо температуры холодной воды на источнике теплоснабжения: температуру воды городского водопровода в подвалах жилых зданий, температуру воды в ближайшем природном водоеме и даже температуру воды в трубопроводе подпитки тепловых сетей, равную 70°С. В системах учета, применяемых на практике, интегралы, приведенные в формулах МИ 2412-97, заменены на сумму, при этом оценка возникающей дополнительной погрешности не произведена. При измерении медленно изменяющихся процессов, например, на крупных котельных или ТЭЦ, такая замена не приводит к образованию большой погрешности измерения, но при измерении теплопотребления небольших зданий, офисов, а тем более квартир, где изменение расхода происходит за время порядка 0,1 секунды, образуется существенная дополнительная погрешность. Кстати ни величина, ни процесс образования этой погрешности пока не изучены. При этом известно, что применяемые термопреобразователи обеспечивают измерение процессов, изменяющихся за время более 1 минуты, т. е. в 600 раз медленнее измеряемого процесса. Более того, некоторые теплосчетчики допускают режим, при котором измерения производятся один раз в 10 минут, т. е. в 6 тыс. раз медленнее измеряемого процесса. Что касается расходомеров, то быстродействие применяемых расходомеров вообще не нормируется изготовителями. Не менее серьезную проблему представляет защита программного обеспечения и данных (в особенности настроечных коэффициентов) вычислителей и расходомеров. По данным анализа результатов измерений настроечные данные, как вычислителей, так и расходомеров, претерпевают изменения в процессе эксплуатации.

О метрологическом обеспечении учета тепла

53

Обращаю внимание на то, что эти изменения производятся после поверки, без нарушения пломб поверителя, т. е. в процессе эксплуатации изменяются метрологические характеристики приборов коммерческого учета, а пломба, гарантирующая неизменность этих характеристик, остается в сохранности. Данное обстоятельство свидетельствует о том, что испытания типа средств измерений при внесении в государственный реестр средств измерений были проведены формально, т. е. защищенность приборов от несанкционированного вмешательства в их работу не проверялась. Ведение взаимных расчетов по показаниям приборов учета с непредсказуемыми метрологическими характеристиками, но имеющими полный комплект разрешительных документов выглядит очень двусмысленно, один ворует, второй молчит, а контролирующие органы не обращают внимания. Выходит, сговорились? Известно, что фирмы-изготовители расходомеров много сил потратили на борьбу с влиянием температуры теплоносителя на показания расходомеров т. н. «температурной зависимостью», но каков результат? Ни в паспортах средств измерения, ни в описании типа не указана предельно допустимая величина этого влияния. Отсутствие информации о допустимой величине влияния температуры теплоносителя на показания расходомеров не позволяет правильно оценить допустимую погрешность измерения, как расхода теплоносителя, так и потребленной (отпущенной потребителям) тепловой энергии. Более того, в проектах современных узлов учета отсутствует раздел «оценка допустимой погрешности измерения». В результате мы имеем парадоксальную ситуацию: повсеместно проектируются, изготавливаются и эксплуатируются метрологические системы с ненормированными метрологическими характеристиками.

54

С. И. Черноморченко

Самое интересное, что по результатам этих измерений, с неограниченной неопределенностью, производятся взаимные расчеты с точностью до копейки! Что наводит на грустные мысли о компетентности участников процесса. Есть мнение предоставить право выбора приборов учета потребителю (вычитал в одном из проектов новых правил учета), на первый взгляд, мысль хорошая, зачем ограничивать права потребителя и что-то согласовывать, если приборы внесены в государственный реестр средств измерений и признаны пригодными к применению на территории Российской федерации? Но есть и «обратная сторона этой медали»: до сих пор не существует единого протокола передачи данных с вычислителей в системы автоматизации верхнего уровня. По этой причине сбор и обработка данных учета с неограниченного числа типов вычислителей (с уникальными протоколами обмена данными) серьезно усложняет системы автоматизации сбора и обработки данных учета на стороне энергоснабжающих организаций. Казалось бы, какое дело потребителю до проблем энергоснабжающей организации? Согласен, никакого. За исключением маленькой детали: системы неразумной сложности, следовательно, неразумной стоимости, в энергоснабжающих организациях создаются на деньги потребителей. Поэтому разумное ограничение прав потребителя экономит его, потребителя, деньги, и снимать это ограничение сейчас считаю преждевременным. Несмотря на довольно длинный перечень проблем, измерять тепловую энергию и теплоноситель можно и практика показывает, что мы умеем измерять с точностью, установленной Правилами. Я привел далеко не полный перечень проблем, но эти (проблемы) мы можем и должны решить в кратчайшие сроки, что позволит вести взаимные расчеты потребителей и энергоснабжаю-

О метрологическом обеспечении учета тепла

55

щих организации с меньшим количеством ненужных споров. Сведения об авторе: С. И. Черноморченко, начальник отдела автоматизации обработки данных о теплопотреблении филиала «Энергосбыт» ГУП «ТЭК СПб», тел.: (812) 300-91-55, е-mail: ChernomorchenkoSI@gptek.spb.ru

56

П. Б. Никитин генеральный директор Закрытого акционерного общества «Теплоэнергомонтаж», управляющий делами НП ОППУ «Метрология Энергосбережения»

Нужен ли нам стандарт?

О нецелесообразности создания в настоящее время стандарта обмена данными теплосчетчиков с устройствами и системами посредством цифрового интерфейса. Основной целью разработки и внедрения предполагаемого стандарта является упрощение интегрирования различных типов теплосчетчиков в некую гипотетическую информационную систему, количество мнений о которой соответствует количеству обсуждающих тему специалистов. С этой целью предлагается стандартизировать базовые свойства теплосчетчиков: – структуру многоканального теплосчетчика как комбинацию фиктивных одноканальных (возможность этого подразумевается, но не доказана); – ограниченный набор аппаратных интерфейсов; – ограниченный набор параметров. За счет предлагаемых мер предполагается сделать процесс сбора данных с теплосчетчиков различных про-

Нужен ли нам стандарт?

57

изводителей единообразным, чем упростить задачу создания системы сбора и обработки данных. Однако упрощения будут достигнуты только для этой гипотетической системы, поддерживающей теплосчетчики только с базовыми свойствами. Для множества существующих автоматизированных систем все только усложнится, поскольку они оперируют данными, соответствующими реальной конфигурации схемы теплоснабжения. Данные фиктивных одноканальных теплосчетчиков никого не интересуют. Попытка подогнать свойства существующих многоканальных теплосчетчиков под нужды гипотетической (вновь разрабатываемой) системы ведет к их усложнению. Кроме формирования измерительной информации (в том числе о количестве теплоносителя и тепловой энергии) в соответствии с описанием типа необходимо будет поддерживать структуру данных фиктивных одноканальных теплосчетчиков для передачи на верхний уровень (для расчета количества теплоносителя и тепловой энергии, соответствующих реальной схеме теплоснабжения). Выполнение расчета одних и тех же показателей и на верхнем уровне, и в теплосчетчике является принципиально неверным решением. Предполагаемый промежуточный вариант – создание неких сервисных программ, собирающих данные с теплосчетчиков разных типов и конвертирующих их в файл известной структуры с последующей передачей на верхний уровень – реализуем. Однако и в этом случае речь идет об одной гипотетической системе, поскольку для различных систем верхнего уровня потребуется формировать различные (неунифицированные) файлы. Кстати, создание таких сервисных программ решает все вопросы – обсуждаемый стандарт становится вообще не-

58

П. Б. Никитин

нужным, равно как и переделка существующего парка приборов и прикладного ПО. И все же, пожалуй, самое важное – это цена вопроса. Если сейчас «с места в карьер», в пожарном режиме начать разрабатывать и внедрять подогнанный под некие европейские требования стандарт, то в кратчайшие сроки всем производителям теплосчетчиков придется обновить свою продукцию. Нужно учесть, что потребуется переработать не только резидентное ПО теплосчетчиков, но и, как правило, схемотехнические решения вычислителей. Потребуется также переработка собственных программных средств для сбора данных. С учетом сертификации на это потребуется как минимум 2–3 года (срок реализации 261-ФЗ РФ) и большие финансовые расходы. Дополнительного дохода от такой деятельности при этом не предвидится. Все сказанное выше позволяет сделать вывод о нецелесообразности разработки в настоящее время стандарта, тем более что решение поставленной задачи интегрирования разнородных средств измерений в автоматизированные системы существует. Стандартом дефакто на обмен информацией в гетерогенных системах автоматизации является OPC. Основные производители приборов давно реализовали OPC-серверы. Задача унификации доступа к данным решается на стороне клиентского приложения отображением переменных из OPC-серверов в некий стандартизованный набор. Сведения об авторе: Никитин Павел Борисович, генеральный директор Закрытого акционерного общества «Теплоэнергомонтаж», управляющий делами НП ОППУ «Метрология Энергосбережения»

59

В. П. Каргапольцев Группа компаний ЗАО «Взлет», директор ООО «Промавтоматика-Киров» А. А. Мицкевич Группа компаний ЗАО «Взлет», заместитель директора ООО «ПромавтоматикаКиров»

О НЕОБХОДИМОСТИ ОБЕСПЕЧЕНИЯ КОМПЛЕКСНОЙ ПОВЕРКИ И РЕМОНТА СРЕДСТВ ИЗМЕРЕНИЙ РАСХОДА ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ И ВОДЫ

Принятие федерального закона № 261 ФЗ «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации» поставило перед производителями приборов учета, внедренческими фирмами, потребителями энергоресурсов, региональными администрациями конкретную задачу – оснащение всех потребителей тепловой энергии и воды приборами учета в кратчайшие сроки – до 1 января 2012 г. При общем понимании необходимости таких работ возникает сомнение – насколько реально разработчики этого закона оценили возможности производственных, внедренческих, сервисных, согласующих структур, наконец, конечных потребителей ресурсов в реализации такого масштабного решения? За предыдущие до принятия закона 15-17 лет приборами учета по разным

60

В. П. Каргапольцев, А. А. Мицкевич

оценкам оснащены ориентировочно 40% всех потребителей ресурсов (средний темп оснащения – 2,5% потребителей в год). В оставшиеся после принятия ФЗ № 261 два года предполагается оснастить приборами оставшиеся 60% потребителей (темп оснащения приборами – 30% в год ) при неопределенном порядке финансирования этих мероприятий. За рамками закона 261 ФЗ и документов, принятых в его развитие, остались вопросы сервисного обслуживания и обеспечения эффективной работы приборов учета энергоресурсов в течение всего срока их службы. Хотя любому специалисту из технической (да и не только технической) сферы понятно, что любое техническое изделие требует периодического обслуживания, создание системы сервиса в период гарантийного и послегарантийного срока эксплуатации. Узел учета тепловой энергии или воды – достаточно сложный технический объект, и для его надежной бесперебойной работы, обеспечивающей достоверный учет энергоресурсов, нужны и технические средства (диагностические приборы и установки, ремонтная база, запчасти и пр.), и квалифицированный ремонтно-сервисный персонал, и методическая база (монтажная, ремонтная, сервисная, метрологическая документация), организационная (административная) структура по обеспечению проведения всех сервисных работ. Возможно, вопрос о создании сервисных служб разработчиками ФЗ 261 сознательно отложен на будущее, исходя из того, что межповерочный интервал приборов учета тепловой энергии и воды составляет, как правило, 4 года? – Вероятно, за 2 года предполагается оснастить все здания и сооружения приборами учета, а уж затем приступать к созданию сервисной базы? Однако следует принять во внимание, что в 2006 г. правительством РФ принято постановление № 307 «О порядке предоставления коммунальных услуг гражда-

О необходимости обеспечения комплексной поверки

61

нам», которое стимулировало установку приборов подомового учета тепла и воды. Приборы, установленные в соответствии с этим постановлением начиная с 2006 г., уже в 2010 г. начали поступать на поверку. Спрос на услуги по поверке и ремонту приборов учета существенно вырос, в 2011 и последующих годах можно ожидать его дальнейшего роста. В соответствии с требованиями федерального закона № 94 ФЗ «О размещении заказов на поставки товаров, выполнение работ, оказание услуг для государственных и муниципальных нужд» главным и практически единственным критерием для определения поставщика приборов (узлов) учета энергоресурсов является цена контракта. Поскольку в финансировании установки домовых узлов учета, или организации конкурсов на размещение таких заказов принимают участие местные администрации (как непосредственно, так и через контролируемые управляющие компании), то большинство конкурсов проводится на основании требований 94 ФЗ. Требования минимума цены на контракт приводит в ряде случаев к установке узлов учета с приборами, арматурой низкого качества, что неизбежно приводит к быстрому выходу оборудования из строя. И при таком исходе владелец узла учета уже в первые годы эксплуатации вынужден нести серьезные затраты по внеочередным ремонтам, поверкам, монтажу/демонтажу оборудования. Отсутствие сервисных структур по ремонту и поверке приборов учета энергоресурсов еще более усугубляют ситуацию, и сводят к минимуму предполагаемую экономию от внедрения систем учета энергоресурсов. Обратимся к примеру из практики. В начале 2003 г. в Кировской области резко возросли суммы, предъявляемые населению по квитанциям оплаты жилищнокоммунальных услуг. В чем причина? До 2003 г. на-

62

В. П. Каргапольцев, А. А. Мицкевич

селение оплачивало 40% от стоимости потребляемых энергоресурсов, остальные 60% возмещались в виде бюджетных дотаций. С 2003. г. доля населения в оплате ресурсов была увеличена до 60%, таким образом произошло 1,5-кратной увеличение сумм по счетам. Одновременно был изменен тариф на энергоресурсы, который для населения не изменялся в течение 2 лет, увеличение составило 25-30%. В итоге сумма по платежным квитанциям для населения за ресурсы выросла почти в 2 раза. Поскольку стоимость тепловой энергии от местных котельных существенно превышает стоимость энергии при централизованном отоплении, наибольший рост пришелся на население райцентров, имеющих существенно меньшие доходы по сравнению с жителями областного центра. В результате в марте 2003 г. в области произошел скачок спроса на приборы учета тепловой энергии и воды. Специализированные предприятия выполняли месячный план продаж по водосчетчикам за 2-3 дня. Аналогичный рост наблюдался и по спросу на счетчики тепловой энергии, где основными покупателями выступали жильцы домов, расположенных в райцентрах области. Естественно, что при минимальных доходах жителей райцентров выбор делался в пользу самых дешевых приборов учета. На тот момент такими были теплосчетчики на базе вихревых расходомеров производителя, который к настоящему времени закрыл это производство. За весну-лето 2003 г. по области были установлены сотни таких приборов. Казалось бы, поставили приборы с межповерочным интервалом 4 года, наладили порядок расчетов, все в порядке, очередные вопросы возникнут только через 4 года. Однако уже через полгода – с конца осени 2003 г. (после подключения систем теплоснабжения) резко возрос поток приборов, направляемых на ремонт и внеочередную поверку.

О необходимости обеспечения комплексной поверки

63

Причина – монтаж приборов производился в условиях максимальной экономии затрат, в неприспособленных подвальных (полуподвальных) помещениях, при высоких уровнях влажности, при несоблюдении температурных режимов эксплуатации приборов. Да и качество приборов оставляло желать лучшего. Таким образом, параллельно с выполнением требований ФЗ 261 нужны незамедлительные действия по организации структур по поверке и ремонту приборов учета тепловой энергии и воды, оснащение их необходимым поверочным оборудованием, методическими материалами, подготовка специализированного персонала. Основным техническим средством таких структур является проливная поверочная установка. Общие требования к проливным установках определены в работах [1, 2, 3]: 1) универсальность. Большая номенклатура эксплуатируемых расходомеров приводит к необходимости контролировать следующие типы выходных сигналов: 0-10 В, 0(4)-5 (20) мА, 0-20000 Гц, RS 232 (485), «сухой контакт», «звездочка»; должна быть предусмотрена возможность визуального снятия показаний со счетчиков старых серий и ручной ввод их с клавиатуры компьютера; режимы «старт-стоп»; 2) оптимальный уровень автоматизации. Ручные операции должны быть сведены к установке первичного датчика на рабочий стол, подключению его выходных цепей к входным цепям установки; 3) для исключения несанкционированного вмешательства в работу требуется создание различных уровней доступа к программному обеспечению установки – наличие паролей изготовителя, поверителя;

64

В. П. Каргапольцев, А. А. Мицкевич

4) в целях обеспечения безопасности персонала необходимо предусмотреть устройства для сигнализации об аварийных ситуациях, наличие устройств защитного отключения; 5) металлоконструкции установок следует выполнять из коррозионно-стойких материалов. Это требование обусловлено наличием в датчиках поверяемых расходомеров остатков технологических жидкостей, приводящих к ускоренной коррозии металлоконструкций установки; 6) в установках должны быть предусмотрена встроенная постоянно действующая система водоочистки для устранения из воды различных примесей; 7) применение экономичных малошумящих циркуляционных насосов. Использование насосов общепромышленного исполнения недопустимо из-за создаваемого ими высокого уровня шума и вибрации, недопустимых в поверочных лабораториях; 8) применение эталонных приборов высокого класса точности; 9) использование преобразователей частоты со встроенными фильтрами радиопомех и сетевыми дросселями для минимизации влияния электромагнитных помех на поверяемые приборы и элементы поверочной установки. Применение преобразователей частоты позволяет решить еще одну проблему – исключить пульсации расхода жидкости, генерируемые насосами; 10) должна быть предусмотрена поверка всех встроенных эталонных средств измерений без их демонтажа с мест эксплуатации; 11) широкое распространение массовых расходомеров класса точности 0,15% требует, чтобы класс точности установок был не хуже 0,05%;

О необходимости обеспечения комплексной поверки

65

12) наиболее целесообразно иметь два способа поверки – объемный и массовый. Массовый метод (статического взвешивания) позволяет добиться более высокого класса точности. Применение объемного метода поверки сличением показаний поверяемого и эталонного расходомера позволяет значительно уменьшить затраты времени на поверку, при этом для поверки самих эталонных расходомеров можно использовать встроенные в установку весы; 13) необходимо предусмотреть систему контроля наличия утечек воды из гидравлического тракта; 14) возможность обеспечения в гидравлическом тракте установки давления, предусмотренного методиками поверки на проливаемые расходомеры; 15) система деаэрации должна обеспечивать отделение воздуха, его удаление из гидравлического тракта;

Рис.1. Фрагмент проливной установки ВПУ-07.

66

В. П. Каргапольцев, А. А. Мицкевич

16) установки должны быть блочными (изготовлены в заводских условиях) и транспортабельны для обеспечения возможности перевозки к заказчику любым видом транспорта; 17) важным требованием является компактность установки для исключения значительных затрат на строительство новых помещений; 18) кроме необходимых технических характеристик проливная установка должна иметь современный дизайн и обеспечивать персоналу комфортные условия для работы. Для технического обеспечения сервисных служб (или самостоятельных предприятий) по обслуживанию приборов в процессе эксплуатации ИТЦ «Промавтоматика» в течение ряда лет разрабатывает и производит такое оборудование (рис. 1, 2).

Рис.2. Фрагмент проливной установки ВПУ-05.

О необходимости обеспечения комплексной поверки

67

Установки предназначены для настройки, градуировки, калибровки, юстировки, поверки и других работ по определению метрологических и технических характеристик расходомеров, расходомеров-счетчиков жидкости, преобразователей расхода различного назначения. Многолетний опыт работ с различными заказчиками позволил создать унифицированные установки для поверки приборов самых различных конструкций: – по строительным длинам первичных преобразователей приборов; – по требованиям к прямым участкам при выполнении поверочных работ; – по конструкции присоединителей (фланец, сэндвич, резьба); – по количеству и величинам поверочных расходов; – по объемам проливаемой жидкости на каждом поверочном расходе; – по количеству проливок на каждом поверочном расходе; – по типам выходных сигналов поверяемых расходомеров; – по алгоритмам обработки результатов проливок. Вместе с тем до сих пор нет ясности – сколько в России существует поверочных установок для счетчиков жидкости, какие они имеют характеристики. Поэтому Росстандарту РФ было бы целесообразно: – создать единый открытый реестр проливных установок, доступный любому потенциальному заказчику услуг по поверке приборов, с размещением его на сайте Росстандарта;

68

В. П. Каргапольцев, А. А. Мицкевич

– в директивном порядке обязать владельцев проливных поверочных установок проводить круговые сличения. Например, в рамках федерального округа и под руководством ведущего в этом округе ЦСМа. В качестве проекта методики сличения могут быть принята практическая методика, которая уже в течение ряда лет используется ОАО «Тевис» (г. Тольятти), которая неоднократно излагалась и обсуждалась на научнопрактических конференциях, на интернет-форумах. Сама по себе проливная установка является необходимым, но не достаточным элементом лаборатории по ремонту и поверке средств измерений тепловой энергии и воды. Существующие методики поверки, как правило, предполагают поэлементную поверку теплосчетчиков – расходомеров, тепловычислителей, термопреобразователей, датчиков давления. Поэтому помимо проливной установки в поверочной лаборатории необходимо наличие как минимум еще трех рабочих мест, оснащенных соответствующими эталонными приборами: – калибраторами электрических сигналов, магазинами сопротивлений; – нулевым, паровым и регулируемым термостатами, эталонными термометрами; ми.

– задатчиками давления и эталонными манометра-

Для оснащения поверочных лабораторий Инженерно-технический Центр «Промавтоматика» приступил к созданию комплексных поверочных лабораторий по поверке теплосчетчиков и расходомеров, оснащенных необходимым комплектом эталонов и оборудования.

О необходимости обеспечения комплексной поверки

69

Литература 1. Каргапольцев В. П., «Поверочные установки для расходомеров, используемых в жилищно-коммунальном хозяйстве». – «Коммерческий учет энергоносителей. Материалы ХХХ международной научно-практической конференции», СПб., 2010 г.

2. Каргапольцев В. П., «Требования к проливным установкам для расходомеров-счетчиков воды и технологических жидкостей». – «Нефтегазпромысловый инжиниринг», № 3 – 2004 г.

3. Каргапольцев В. П., Косолапов А. В., Сиденко А. А., «О некоторых подходах к решению вопросов метрологического обеспечения ЖКХ». – «Промышленные АСУ и контроллеры», № 5 – 2007 г.

Сведения об авторах: Каргапольцев Василий Петрович, Группа компаний ЗАО «Взлет», директор ООО «Промавтоматика-Киров». Мицкевич Алеся Александровна, Группа компаний ЗАО «Взлет», заместитель директора ООО «Промавтоматика-Киров».

610021, г.Киров, ул.Воровского, 92, тел/факс (8332) 52-37-15, е-mail: promavto-k@mail.ru, www.promavtomatika.vzljot.ru

71

П. Б. Никитин генеральный директор консорциума ЛОГИКА-ТЕПЛОЭНЕРГОМОНТАЖ

Универсальные возможности метрологического центра

Сегодня очень многие, в том числе и производители приборов учета, рассказывают, как они подготовились к реализации 261 ФЗ «Об энергосбережении…». Однако, когда дело доходит до клиента, все меняется. Особенно если клиентом становится какой-нибудь жилкомсервис, у которого не один, а несколько десятков, а в ближайшем будущем и несколько сотен теплосчетчиков, причем разных типов. И когда приборы привозят в службу ремонта одного из производителей, выясняется, что здесь в ремонт и поверку принимают только «свои» теплосчетчики. А с приборами конкурентов делайте, что хотите, хоть выкидывайте их. В государственных центрах метрологии и стандартизации ситуация другая. Здесь берут все теплосчетчики без разбора, невзирая на его место происхождения. Лишь бы он был внесен в Госреестр и имел аттестованную методику поверки. Однако регулировкой и тем более ремонтом здесь не занимаются. Есть только два варианта – прошел поверку или не прошел поверку.

72

П. Б. Никитин

Иной подход предлагает метрологический центр консорциума ЛОГИКА-ТЕПЛОЭНЕРГОМОНТАЖ. И не случайно. Основной отличительной особенностью теплосчетчиков серии ЛОГИКА является широкий номенклатурный перечень датчиков, входящих в их состав. На сегодняшний день в теплосчетчиках серии ЛОГИКА сертифицировано: – датчиков температуры: – – одиночных – 7 видов; – – комплектов – 5 видов; – датчиков давления – 15 видов; – датчиков расхода: – – тахометрических – 6 видов; – – электромагнитных – 6 видов; – – вихревых – 9 видов; – – ультразвуковых – 10 видов. Также в теплосчетчиках серии ЛОГИКА применяется метод переменного перепада давления для измерения расхода воды и пара.

Возможности метрологического центра

73

Для проектно-монтажных организаций, подбирающих теплосчетчик, такой выбор позволяет: – учесть особенности и качество теплоснабжения; – соответствовать любым по сложности техническим условиям на проектирование; – выполнять требования теплоснабжающих организаций, а также условия конкурсов и аукционов; – использовать датчики, традиционно применяемые в данном регионе; – уложиться в имеющийся бюджет. Безусловно, что для бесперебойной работы поставляемых теплосчетчиков требуется серьезное метрологическое сопровождение. Для этого в Санкт-Петербурге на территории производственно-складского комплекса (набережная Обводного канала, 150) построен, оснащен и успешно работает универсальный метрологический центр. В его состав вошло несколько лабораторий. Лаборатория температуры была организована для производства собственных термометров и комплектов термометров серии ТЭМ. Для решения этой задачи было закуплено самое современное оборудование. Автоматическая система поверки термометров сопротивления (АСПТ) позволяет подключать на одной установке для поверки и калибровки одновременно до 16 термометров, включая эталонные, проводить поверку не только одиночных термометров, но и комплектов термометров по ГОСТ Р ЕН 1434-5:2006. Лаборатория давления позволяет ремонтировать и поверять: – манометры; – преобразователи давления; – вторичные и самопишущие приборы; – приборы автоматики.

74

П. Б. Никитин

Проливочная установка лаборатории расходометрии, изготовленная по специальному заказу метрологической службы консорциума ЛОГИКАТЕПЛОЭНЕРГОМОНТАЖ, позволяет производить ремонт, настройку и поверку преобразователей расхода: – электромагнитных; – ультразвуковых; – вихревых; – а также счетчиков объема воды. Производительность установки более 1500 расходомеров в месяц. Это позволяет осуществлять ремонтные работы в самые сжатые сроки, что является особенно важным для сервисных организаций. Ввод второй проливочной установки большей мощности (февраль 2011 года) станет надежной гарантией выполнения обязательств перед клиентами как по количеству, так и по срокам выполнения работ. Метрологический центр осуществляет работы по ремонту и поверке вычислителей, производит расчеты сужающих устройств на базе программного обес­печения «Расходомер ИСО», разработанного институтом ВНИИР г. Казань. При необходимости метрологический центр восстанавливает утерянные при эксплуатации теплосчетчиков документы. Таким образом, заинтересованный клиент может в одном месте и в приемлемые сроки отремонтировать и поверить теплосчетчик целиком, вне зависимости, где и когда был произведен каждый отдельный датчик, входящий в его состав. При крупных и регулярных объемах заказываемых работ, безусловно, возможен разговор о «специальной» цене. Если прибор не проходит поверку и не подлежит ремонту, тут же, рядом, в отделе продаж можно приобрести новый или аналогичный.

Возможности метрологического центра

75

Время не стоит на месте. Какие-то датчики снимают с производства. Появляются новые. Специалисты центра вместе с разработчиками внимательно отслеживают все изменения. Самые достойные попадают в состав новых теплосчетчиков. Для того, чтобы инженеры и проектировщики могли ознакомиться с новинками, оценить их, задать вопросы, на территории метрологического центра регулярно проводятся специализированные семинары, на которые съезжаются не только с Северо-Запада, но и со всей страны. В 2010 году количество клиентов, ознакомившихся с универсальными возможностями метрологического центра ЛОГИКА-ТЕПЛОЭНЕРГОМОНТАЖ, увеличилось в два раза по сравнению с 2009 годом. Неплохо для кризиса, не правда ли? Специалисты центра во главе с главным метрологом В. Ю. Филатовой готовятся к сезону 2011 года и к реализации 261 ФЗ «Об энергоэффективности…» не на словах, а на деле. Не верите? Проверьте!

Сведения об авторе: Павел Борисович Никитин, генеральный директор консорциума ЛОГИКА-ТЕПЛОЭНЕРГОМОНТАЖ

77

В. А. Медведев главный специалист по метрологии ФГУ «Ростест – Москва»

О едином критерии годности комплектов термометров сопротивления для теплосчетчиков при первичной и периодической поверке Уже 14 лет действует европейский региональный стандарт EN 1434-97 «Теплосчетчики», 5 лет назад он введен в России как ГОСТ Р ЕН 1434-2006, правда, с ограничением «для приборов, поставляемых нам экспорт»; в 2003 году вышла Директива МОЗМ Р75 «Теплосчетчики», практически повторяющая положения EN 1434-97. Директива Р75 давно переведена на русский язык. Она рекомендована всем государствамучастникам МОЗМ в качестве основы гармонизации национальных стандартов с международными подходами. Стандарт EN 1434-97 и Директива Р75-2003, естественно, содержат одну и ту же методику поверки элементов измерительного прибора, названного теплосчетчиком, в том числе и методику поверки комплектов термометров сопротивления (далее – КТС). Однако в документах отечественных изготовителей до сих пор встречаются, и нередко, «оригинальные» методики поверки КТС, отличающиеся от рекомендованной методики. Применение таких оригинальных методик с конечной вероятностью приводит к неадекватной оценке пригодности КТС к эксплуатации. В качестве оправдания обычно приводится простой аргумент: «методика же согласована при

78

В. А. Медведев

испытаниях с целью утверждения типа средств измерений!». Конечно, это камень в огород Росстандарта; кроме как «и на солнце пятна» сказать тут нечего. А по сути, почему-то не всегда удается убедить оппонентов аналогией с единым подходом к контролю характеристик технических термометров сопротивления – никто ведь не берется придумывать собственные критерии годности термометров сопротивления. Попробуем еще раз описать единый убедительный критерий годности и для КТС. Подчеркнем, что характеристика «диапазон измерений» для КТС отличается от привычного «от… до…» и представляет собой точки, принадлежащие плоскому прямоугольному треугольнику, который удобно изображать в координатах «измеряемая разность температур Δt» – «температура t2в обратном трубопроводе». ∆t=t1-t2

t2 80°С

Рис. 1. Область измерений КТС

Теплосчетчик в целом имеет диапазон измеряемой разности температур Δtmin… Δtmax и диапазон измеряемых температур теплоносителя tmin – tmax, так что катет по оси ординат имеет размер Δtmax – Δtmin, катет по оси

О едином критерии годности комплектов...

79

абсцисс (tmax – Δtmin) – (tmin – Δtmin). Во всех точках внутри треугольника, кроме точек внутри трапеции с основанием 80°С – tmax и высотой Δtmin – 10°С, исключаемой из рассмотрения при анализе погрешностей в соответствии с EN 1434-97, относительная погрешность комплекта не должна выходить за пределы допускаемой: δ(Δt)доп = ±(0,5+(3 ∙ ∆tmin) / ∆t) %. Так что горизонтальные линии на рисунке 1 являются линиями постоянной допускаемой погрешности. В соответствии с методикой поверки КТС, установленной в EN 1434-97, относительную погрешность δ(Δt) комплекта для любой точки области измерений с координатами (Δt;t2) можно записать через коэффициенты уравнений Каллендера-Ван-Дюзена для НСХ (без индекса) и для ИСХ каждого из термометров комплекта так:

Взяв отношение (δ(Δt) · 100) / δ(Δt)доп, мы получаем нормированную погрешность КТС, которая не должна выходить за пределы ±1 для годного КТС. Массив нормированных погрешностей достаточно обработать на экстремум и сравнить модуль значения в экстремуме с единицей. При таком подходе легко ввести критерий метрологического запаса φ<1, учитывающий неопределенность результата поверки. Обычно выбирают φ = 0,8…0,85. Итак, «уравнение годности» для КТС запишется так: δ(Δt)нормир =|[(δ(Δt) · 100) / δ(Δt)доп]|max ≤ φ Из каких соображений следует выбрать метрологический запас? Чтобы определить коэффициенты урав-

80

В. А. Медведев

нения Каллендера-Ван-Дюзена для ИСХ термометра, нужно измерить его сопротивление минимум при трех температурах диапазона измерений. В EN 1434-97 есть

Рис. 2. Примеры. Нормированные погрешности КТС на изотермах t2 = 60°C

Рис. 3. Изотерма нормированной погрешности с точкой экстремума между Δtmin и Δtmax

О едином критерии годности комплектов...

81

рекомендация по выбору положения этих трех температур. Неопределенность вычисления температур в формуле для δ(Δt) будет определяться стандартными неопределенностями по типу А измерений сопротивлений и стандартными неопределенностями по типу В, связанными с характеристиками точности эталонного термометра и цифрового омметра. На практике часто применяют ускоренный прием получения коэффициентов уравнения КаллендераВан-Дюзена для ИСХ термометров комплекта, уменьшая число «точек» измерения с трех до двух и принимая для коэффициентов при квадратичном члене приближенное условие: Вхол = Вгор = B. Значение B получают на основании выборочного анализа для группы чувствительных элементов одинакового происхождения. Применение такого приема должно сопровождаться учетом добавочного источника неопределенности – дисперсии распределения выборочных значений, так что коэффициент запаса φ еще немного «потеряет в весе». Программу обработки результатов поверки КТС нетрудно дополнить фрагментом, определяющим положение экстремума нормированной погрешности. На рис. 2 и 3 приведены для примера две изотермы t2 = 60°C нормированной погрешности для двух КТС и изотерма t2 = 67°C еще для одного КТС с точкой экстремума между Δtmin и Δtmax. По оси ординат – нормированная погрешность, по оси абсцисс – разность температур в °С. Сведения об авторе: Медведев Валерий Афанасьевич, главный специалист по метрологии ФГУ «Ростест – Москва», e-mail: valeryam@rostest.ru, тел/факс: (495) 668-2966

82

В. Ю. Филатова главный метролог консорциума ЛОГИКА-ТЕПЛОЭНЕРГОМОНТАЖ

Термометры. Комплекты. ГОСТы (логика практического применения)

В статье показана необходимость решения задачи качественного подбора комплектов термометров, входящих в состав теплосчетчиков. Показано решение данной задачи с применением ГОСТа Р ЕН 1434 и рекомендации Р 50.2.026.

Общие сведения, постановка задачи и путь решения Зависимость электрического сопротивления платины Rt (в виде проволоки или напыленной на подложку пленки) от температуры t в диапазоне температур теплоучета с достаточной методической точностью описывается квадратичной функцией Каллендара [1]: Rt = R0 (1 + At + Bt2). (1) Для платинового термометра, имеющего сопротивление R0 = 100 Ом при 0 °С, эта зависимость показана на графике (рис. 1). Красным цветом выделен диапазон температур теплоучета. Для каждого единичного экземпляра термометра уравнение (1) имеет свои индивидуальные коэффици-

Термометры. Комплекты. ГОСТы

83

енты R0, A, B вследствие неустранимых микроскопических различий материала и конструкций термометров. В качестве эталонной принята характеристика с определенными значениями коэффициентов R0, A, B, которая названа номинальной статической характеристикой (НСХ) [4]. Для НСХ составлены таблицы, рассчитанные по формуле (1), по которым в зависимости от значения измеренного термометром сопротивления Rt (Ом) и значений коэффициентов НСХ определяется измеренная температура t (°С) с известным отклонением вследствие индивидуальности характеристики каждого термометра. Отклонение индивидуальной характеристики от номинальной для одиночного термометра нормируется соответствующими классами допуска. Но при совокупном измерении и вычислении разности температур парой термометров возникает значи-

Рис. 1. График Rt=R0(1+At+Bt2).

84

В. Ю. Филатова

тельная погрешность, выходящая за пределы класса допуска одного термометра (при том, что характеристики каждого термометра отклоняются от НСХ в пределах своего класса). С целью уменьшения этой погрешности термометры необходимо подбирать в парный комплект так, чтобы их характеристики имели наименьшее расхождение между собой. Это позволит измерять разность температур теплоносителя в прямом и обратном трубопроводах с минимально возможной погрешностью. В настоящее время производители комплектов термометров подбор, контроль и нормирование погрешностей подобранной пары выполняют различными способами, которые не всегда обеспечивают требуемую точность измерения разности температур, необходимую для конкретного типа теплосчетчика. Несмотря на то, что сегодня есть нормативные документы, применение которых позволяет, на наш взгляд, качественно решить задачу производства и контроля комплектов термометров с необходимыми метрологическими показателями. Это раздел «Комплект датчиков температуры» в ГОСТ Р ЕН 1434-4-2006 и 1434-5-2006, «Теплосчетчики» (Российский «близнец» EN 1434, принятого в 20 странах Европы) и рекомендация Р 50.20.026-2002 «Методика подбора пар...», разработанная ВНИИММ. Мы применили эти документы для решения задачи качественного подбора и контроля комплектов термометров и теперь представляем здесь наш вариант ее решения. ГОСТ Р ЕН 1434, как наиболее методически строгий по способу контроля качества комплектов, приняли за основу методики проверки комплектов термометров,

Термометры. Комплекты. ГОСТы

85

а из рекомендации Р 50.2.026 применили способ нормирования и допускаемые значения классов точности (1 и 2) для комплектов термометров. Строгость ГОСТ Р ЕН 1434 обусловлена тем, что в нем предписано использовать три градуировочные точки для контроля индивидуальных характеристик термометров пары и осуществлять контроль погрешности измерения разности температур во всем диапазоне. В свою очередь рекомендуемые в Р 50.2.026 допускаемые значения для класса 1 – одни из наиболее жестких из применяемых сегодня. Следует отметить, что в настоящий момент нам не известен производитель, выпускающий комплекты термометров по классу точности 1 с методикой проверки качества по ГОСТ Р ЕН 1434 (во всем диапазоне показаний), что, на наш взгляд, обусловлено повышенными требованиями к технологии производства. Однако ожидаемый в этом случае результат – производство комплектов термометров с технологически обеспеченными качественными метрологическими показателями. Комментируя вышесказанное, следует отметить, что если по поводу гарантированного обеспечения заявленных метрологических показателей во всех заявленных диапазонах измерений возражения маловероятны, то в поддержку необходимости контроля индивидуальных характеристик подбираемой пары термометров не менее чем в трех градуировочных точках, надо добавить следующее. Для определения погрешности измерения разности температур во всем диапазоне показаний необходимо однозначное построение (вычисление) индивидуальных характеристик термометров согласно уравнению (1), для чего необходима градуировка каждого термометра предполагаемой пары минимум в трех точ-

86

В. Ю. Филатова

ках для опытного определения трех индивидуальных коэффициентов R0, A, B. Однако некоторыми производителями комплектов предлагается из-за малозначимости коэффициента В в уравнении (1) для экономии затрат и якобы ввиду технологической трудности его определения с необходимой достоверностью заменить индивидуальное значение коэффициента В на его номинальное табличное значение по НСХ. Теоретически понятно, что данная замена будет искажать результат определения погрешности измерения разности температур и имеет смысл только в случае недостаточного качества измерений в конкретной метрологической лаборатории (если измерения в такой лаборатории вообще имеют смысл).

Методика качественного контроля погрешности комплектов термометров Подбор термометров в пару начинается с измерения сопротивлений термометров в трех градуировочных точках по НСХ (например, R1,2инд0, R1,2инд100, R1,2инд150) и использования их значений для вычисления индивидуальных коэффициентов R0, A, B в уравнении (1). Путем решения системы уравнений (2) находятся формулы (3) и (4) для определения индивидуальных коэффициентов и термометров пары:

{

Rинд100 = Rинд0· (1 + Аинд· 100 + Винд· 1002) Rинд150 = Rинд0· (1 + Аинд· 150 + Винд· 1502)

.

(2)

Rинд100 1 Rинд150 Винд= __________ – 0,0002 · ______ + ______ . (3) 7500 · Rинд0 Rинд0 15000

Термометры. Комплекты. ГОСТы

87

Rинд100 Aинд= 0,01 · ______ – 100 · Bинд– 0,01. (4) Rинд0 Формируется матрица (табл. 1) из необходимого количества определенных контрольных точек диапазонов измерений температур и разностей температур по НСХ по формуле: ∆tнсх = (t1нсх – t2нсх), (5) где ∆tнсх – разность температур по НСХ, °С; t1нсх – температура по НСХ в прямом, 1, трубопроводе, °С; t2нсх – температура по НСХ в обратном, 2, трубопроводе, °С. По индивидуальным уравнениям (1) предполагаемой для подбора в комплект пары термометров рассчитываются индивидуальные значения сопротивлений Rt1инд и Rt2инд в каждой контрольной точке диапазонов по формулам: t нсх 3 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120 130 140 145 ∆ t2нсх t1нсх

5 8 15 25 35 45 55 65 75 85 95 105 115 125 135 145 150 10 13 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120 130 140 150 20 23 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120 130 140 150 30 33 40 50 60 70 80 90 100 110 120 130 140 150 40 43 50 60 70 80 90 100 110 120 130 140 150 50 53 60 70 80 90 100 110 120 130 140 150 52 55 62 72 82 92 102 112 122 132 142 60 63 70 80 90 100 110 120 130 140 150 70 73 80 90 100 110 120 130 140 150 80 83 90 100 110 120 130 140 150 85 88 95 105 115 125 135 145 90 93 100 110 120 130 140 150 100 103 110 120 130 140 150 110 113 120 130 140 150 120 123 130 140 150 130 133 140 150 140 143 150

Таблица 1. Контрольные точки диапазонов для проверки комплекта термометров

88

В. Ю. Филатова

Rt1инд = Rt1инд0 ∙ (1 + A1инд ∙ t1нсх + B1инд ∙ t12нсх). (6) Rt2инд = Rt2инд0 ∙ (1 + A2инд ∙ t2нсх + B2инд ∙ t22нсх). (7) Далее в этих же точках вычисляются значения температур t1инд/нсх и t2инд/нсх, конвертируемых в температуру по НСХ, по формулам: ____________________________ √A2 – 4B ∙ (1 – Rt1инд/Rt0) – A t1инд/нсх = –––––––––––––––––––––––––––, (8) 2B ––––––––––––––––––––––––– √A2 – 4B ∙ (1 – Rt2инд/Rt0) – A , (9) t2инд/нсх = –––––––––––––––––––––––––– 2B где А = 3,9083 • 10–3°C–1; B = 5,775 • 10–7°C–2; Rt0 = 100 и 500 Ом для НСХ 100 и НСХ 500 соответственно; Rt1,2инд – значения сопротивлений индивидуальных характеристик термометров. И, в заключение, рассчитываются абсолютные погрешности измерений разности температур t в вышеуказанных точках и проверяются на соответствие пределам допускаемых значений в этих же точках для классов точности по формулам: ∆∆t = (t1инд/нсх – t2инд/нсх) – (t1нсх – t2нсх),°С ≤ ∆t = = ±(0,05 + 0,001 ∙ ∆t),°С; (10) – для класса точности 1; ∆∆t = (t1инд/нсх – t2инд/нсх) – (t1нсх – t2нсх),°С ≤ ∆t = = ±(0,1+0,002 ∙ ∆t),°С;(11) – для класса точности 2.

Термометры. Комплекты. ГОСТы

89

Процедура определения погрешности показаний во всех контрольных точках диапазонов температуры и разности температур по НСХ показана на рис. 2 на примере определения погрешности разности температур для одной пары показаний. Комплект подобранных в пару термометров считается годным, если все полученные значения ∆∆t в контрольных точках, согласно табл. 1, не выходят за пределы допускаемых значений (∆∆t) для соответствующего класса точности. На основании того, что ∆∆t = f(t2, ∆t) и ∆∆t = f(∆t), можно строить диаграммы поверхностей допускаемой и определяемой погрешности измерения разности температур с целью наглядной визуализации выполнения условия годности комплектов.

Рис. 2. Геометрическая иллюстрация определения погрешности комплекта термометров для одной пары показаний.

90

В. Ю. Филатова

Ниже представлен типовой вариант таких диаграмм (рис. 3).

Заключение Термометры ТЭМ-100 предназначены для измерения температуры жидких и газообразных сред в различных отраслях народного хозяйства. Термометры соответствуют ГОСТ Р 8.625-2006. Комплект термометров ТЭМ-110 состоит из двух термометров ТЭМ-100, подобранных по наименьшему различию индивидуальных характеристик для измерений разности температур с нормированной погрешностью по классу точности 1 (2) по Р 50.2.026 – 2002. Комплект термометров соответствует ГОСТ Р ЕН 1434-2006.

Рис. 3. Процедура определения годности комплектов термометров.

Термометры. Комплекты. ГОСТы

91

Отличительные особенности:

– контроль индивидуальных характеристик термометров выполняется в трех градуировочных точках, что обеспечивает повышенную точность при подборе термометров в пару; – подбор двух термометров в комплект выполняется в автоматическом режиме и контролируется во всем диапазоне измерений температур и во всем диапазоне измерений разности температур на соответствие повышенному классу точности; – долгосрочная стабильность – максимальный дрейф менее 0,04% после пяти лет эксплуатации при 200 °С; – межповерочный интервал – четыре года, срок службы 12 лет; – низкая стоимость комплекта при повышенных метрологических характеристиках.

Литература

1. Т. Куинн. Температура. М. 1985.

2. ГОСТ Р ЕН 1434-4-2006. Теплосчетчики. Испытания с целью утверждения типа.

3. ГОСТ Р ЕН 1434-5-2006. Теплосчетчики. Первичная поверка.

4. ГОСТ Р 8.625-2006. Термометры сопротивления из платины, меди и никеля. Общие технические требования и методы испытаний.

5. Р 50.2.026 – 2002. Термопреобразователи сопротивления и расходомеры электромагнитные в узлах коммерческого учета теплоты. Методика подбора пар термопреобразователей и согласование расходомеров по метрологическим характеристикам. Общие положения. Сведения об авторе: Вера Юрьевна Филатова, главный метролог консорциума ЛОГИКА-ТЕПЛОЭНЕРГОМОНТАЖ

92

В. А. Медведев главный специалист по метрологии ФГУ «Ростест – Москва»

Теплосчетчики и измерительные системы теплоты

Как всегда, самое трудное – договориться о терминах и применять их в соответствии с устоявшимися понятиями и правилами. Именно так сложилась ситуация с термином «теплосчетчик». Европа и мир понимают под этим измерительный прибор с нормированными диапазонами температур, разностей температур и расходов теплоносителя, а в России под этим же термином «живут» типичные измерительные системы, с несколькими каналами теплоты и «дополнительными» каналами массы, давления и т. д. Отметим очевидную двойственность понятия «теплосчетчик». Это как с электроном – он и частица, и волна. Так же и теплосчетчик – он и измерительный прибор, и измерительная система. Но все-таки его свойства как измерительного прибора – определяющие для целей учета теплоты. Ниже помещен текст 1-й редакции проекта национального стандарта и пояснительная записка к нему. Автор будет благодарен тем, кто найдет время прочитать эти «бумаги» и откликнуться в указанный адрес.

Теплосчетчики и измерительные системы теплоты

93

Пояснительная записка к проекту национального стандарта Государственная система обеспечения единства измерений «Теплосчетчики и измерительные системы тепловой энергии для систем водяного теплоснабжения. Метрологическое обеспечение. Основные положения»

С 1997 г. в странах Европы действует региональный стандарт EN 1434 «Теплосчетчики» в шести частях, установивший технические характеристики, методы испытаний, поверки и условия эксплуатации этих средств измерений тепловой энергии. Стандарт EN 1434 практически полностью лег в основу рекомендации Международной организации по законодательной метрологии Р75 -2003, подписанной, в частности, и Российской Федерацией как одним из основателей и членов МОЗМ. Всем членам МОЗМ рекомендовано гармонизировать аналогичные национальные нормативные документы с указанной рекомендацией. В 2006 г. стандарт EN 1434 переведен на русский язык и введен в действие как ГОСТ Р ЕН 1434-2006 со статусом стандарта, действие которого распространяется на теплосчетчики, изготовленные для экспорта из РФ в страны, где действует стандарт EN 1434 или принят национальный стандарт на его основе. Соседи по СНГ – Беларусь и Украина – уже ввели такие национальные стандарты.

94

В. А. Медведев

В течение достаточно длительного периода считалось, что препятствием к введению в России такого стандарта является широкое распространение в стране открытых систем теплоснабжения у потребителей теплоты, где невозможно измерение температуры воды, поступающей для подпитки сетей источника теплоты. С 2000-го года в РФ действует ГОСТ Р 51649 «Теплосчетчики для водяных систем теплоснабжения. Общие технические условия». Он дал толчок развитию производства в стране приборов учета тепла, но не снял вопрос об измерениях в открытых системах, а в вопросах гармонизации с евростандартом не пошел дальше использования формулы нормирования предела погрешности канала теплоты и установления ряда минимальных измеряемых разностей температур. К сожалению, ГОСТ Р 51649-2000 не прописал четкого различия между теплосчетчиком и измерительной системой, в которой теплосчетчики используются как измерительные компоненты каналов измерений количества теплоты. Вопросы методов испытаний и поверки также отнесены этим стандартом к компетенции изготовителей – их рекомендовалось устанавливать в технических условиях изготовителей. Обязательными признаны только испытания электромагнитной совместимости. Предлагаемый проект претендует сыграть роль моста между отечественной практикой изготовления и применения средств измерений тепловой энергии, которые зачастую представляют собой измерительные системы, и стандартом ГОСТ Р ЕН 1434 в новой редакции, в которой будут устранены неточности перевода. ГОСТ Р ЕН 1434 предлагается принять как национальный стандарт и ввести в действие взамен ГОСТ Р 516492000. В проекте введены положения, выполняющие роль дополнений к ГОСТ Р ЕН 1434. Они разрешают вопрос

Теплосчетчики и измерительные системы теплоты

95

об измерениях теплоты в открытых системах теплоснабжения в аспекте применяемых средств измерений – теплосчетчиков и измерительных систем тепловой энергии, за счет применения «теплосчетчиков с одним термометром». Введено указание о применимости термопреобразователей традиционных отечественной градуировок с температурным коэффициентом α = 0,00391 по ГОСТ 6651-2009. Наличие такого стандарта в системе метрологического обеспечения измерений в теплоснабжении позволит методически единообразно подходить к разработке методик измерений тепловой энергии, как типовых, так и индивидуальных, в том числе к оцениванию погрешностей (неопределенностей) результатов. Особую роль проект стандарта и новая редакция ГОСТ Р ЕН 1434 должны сыграть при подготовке новой редакции «Правил коммерческого учета тепловой энергии и теплоносителя», которая должна быть введена к середине нынешнего года согласно положению Федерального Закона №190 от 27 июля 2010 г. «О теплоснабжении». Хотелось бы, чтобы новые Правила не законсервировали нормативного отставания от общемировых подходов и тенденций, а, наоборот, поставили соответствующие разделы Правил на современный и перспективный фундамент. Рабочая группа, разрабатывающая проект новой редакции Правил, ознакомлена с проектом и приняла его в своей работе. Раздел проекта, относящийся к измерительным системам тепловой энергии с диспетчерскими функциями содержит лишь самые общие формулировки, которые должны быть развиты в специализированных нормативных документах. То же относится и к бурно развивающимся беспроводным технологиям связи составных

96

В. А. Медведев

элементов приборов учета тепловой энергии и измерительных систем на их основе. Проект не содержит положений, категорически, «скачком» изменяющих требования к средствам измерений, которые в отечественной практике получили название «Теплосчетчики», а, по сути, являются измерительными системами тепловой энергии. Однако должен быть осуществлен постепенный переход к выполнению положений настоящего проекта и требований ГОСТ Р ЕН 1434 в части нормирования технических характеристик, методов испытаний и поверки. Единые нормы точности для теплосчетчиков и их составных частей и единая программа испытаний, отвечающие положениям национального стандарта – давно назревшее решение.

26.01.2011

Теплосчетчики и измерительные системы теплоты

97

98

В. А. Медведев

Предисловие Цели и принципы стандартизации в Российской Федерации установлены Федеральным законом от 27 декабря 2002 г. №184-ФЗ «О техническом регулировании», а правила применения национальных стандартов Российской Федерации – ГОСТ Р 1.0-2004 «Стандартизация в Российской Федерации. Основные положения»

Сведения о стандарте 1 ПОДГОТОВЛЕН Федеральным государственным учреждением «Российский центр испытаний и сертификации – Москва» (ФГУ «Ростест – Москва») 2 ВНЕСЕН Управлением метрологии Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии и Техническим комитетом ТК 445 «Метрология энергоэффективной экономики» 3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от_ ._.2011 г. № ____ -ст 4 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ Информацию об изменениях к настоящему стандарту публикуют в указателе «Национальные стандарты», а текст изменений – в информационных указателях «Национальные стандарты». В случае пересмотра или отмены настоящего стандарта соответствующая информация будет опубликована в информационном указателе «Национальные стандарты»

© Стандартинформ, 2011

Теплосчетчики и измерительные системы теплоты

99

Настоящий стандарт не может быть полностью или частично воспроизведен, тиражирован и распространен в качестве официального издания без разрешения Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии.

Содержание 1. Область применения 2. Нормативные ссылки 3. Вводные положения 4. Основные термины и определения 5. Теплосчетчики 5.1. Алгоритмы теплосчетчиков 5.2. Общие и дополнительные требования 6. Измерительные системы тепловой энергии 7. Уравнения измерений тепловой энергии 8. Измерительные системы тепловой энергии с диспетчерскими функциями 9. Погрешности результатов измерений тепловой энергии Приложение А. Теплосчетчики двух видов комплектности: с комплектом термометров сопротивления и с одним термометром Приложение Б. Схемы типичных измерительных систем тепловой энергии узлов учета потребителей

100

В. А. Медведев

НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ Государственная система обеспечения единства измерений

ТЕПЛОСЧЕТЧИКИ И ИЗМЕРИТЕЛЬНЫЕ СИСТЕМЫ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ ДЛЯ ВОДЯНЫХ СИСТЕМ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ. МЕТРОЛОГИЧЕСКОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ. Основные положения State system for ensuring the uniformity of measurements HEAT METERS AND MEASURING SISTEMS OF HEAT ENERGY FOR HOT-WATER HEATING SISTEMS. METROLOGICAL ENSURING Fundamentals

Дата введения – 2011- _ - _

1. Область применения Настоящий стандарт распространяется на средства измерений тепловой энергии в водяных системах теплоснабжения – теплосчетчики и измерительные системы, в каналах которых теплосчетчики являются измерительными компонентами. На теплосчетчики, в которых

Теплосчетчики и измерительные системы теплоты

101

используется беспроводная цифровая передача данных по радиоканалу от датчиков потока и температур к вычислителю, и для измерительных систем на основе таких теплосчетчиков распространяются только положения настоящего стандарта, не затрагивающие вопросов технических характеристик, конструкции составных частей, методов испытаний и поверки.

2. Нормативные ссылки В настоящем стандарте использованы ссылки на следующие стандарты: ГОСТ Р ЕН 1434-1-20111 Теплосчетчики. Общие требования ГОСТ Р ЕН 1434-2-2011 Теплосчетчики. Требования к конструкции ГОСТ Р ЕН 1434-3-2011 Теплосчетчики. Обмен данными и интерфейсы ГОСТ Р ЕН 1434-4-2011 Теплосчетчики. Испытания с целью утверждения типа ГОСТ Р ЕН 1434-5-2011 Теплосчетчики. Первичная поверка ГОСТ Р ЕН 1434-6-2011 Теплосчетчики. Установка, ввод в эксплуатацию, контроль, техническое обслуживание ГОСТ 8.009-84 Государственная система обеспечения единства измерений. Нормируемые метрологические характеристики средств измерений 1 Предполагается, что ГОСТ Р ЕН 1434, части 1…6, будут приняты в новой редакции «единым пакетом» с настоящим стандартом. (Настоящая сноска – только для проекта)

102

В. А. Медведев

ГОСТ Р 8.596-2002 Государственная система обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения. ГОСТ Р 8.563-2009 Государственная система обеспечения единства измерений. Методики (методы) измерений ГОСТ Р 8.592-2002 Тепловая энергия, потребленная абонентами водяных систем теплоснабжения. Типовая методика выполнения измерений. ГОСТ Р 8.624-2008 Государственная система обеспечения единства измерений. Термометры сопротивления из платины, меди и никеля. Методы поверки ГОСТ 6651-2009 Государственная система обеспечения единства измерений. Термопреобразователи сопротивления из платины, меди и никеля. Общие технические требования и методы испытаний ГОСТ 8.461 – 2009 Государственная система обеспечения единства измерений. Термопреобразователи сопротивления из платины, меди и никеля. Методы поверки ГСССД 98-2000. Вода. Удельный объем и энтальпия при температурах 0...800 °С и давлениях 0,001...1000 МПа. Изд-во стандартов, 2000 ГОСТ Р 8.654 – 2009 Государственная система обеспечения единства измерений. Требования к программному обеспечению средств измерений. Основные положения ГОСТ 8.206-76 Государственная система обеспечения единства измерений. Прямые измерения с многократными наблюдениями. Методы обработки результатов наблюдений. Основные положения

Теплосчетчики и измерительные системы теплоты

103

3. Вводные положения Настоящий стандарт рассматривает теплосчетчик как измерительный прибор с нормированными метрологическими и другими техническими характеристиками, методами испытаний и поверки, изложенными в стандартах ГОСТ Р ЕН 1434-2006 «Теплосчетчики», части 1-6, и, в дополнение к нему, устанавливает требования к модификации теплосчетчика с одним термометром и фиксированной второй температурой. Такая модификация применяется при создании измерительных систем тепловой энергии в теплообменных контурах потребителей с неполным возвратом теплоносителя (открытые системы потребителей), когда недоступна измерению температура воды в трубопроводе подпитки источника теплоты. Теплосчетчики и измерительные системы на их основе являются инструментальной базой при разработке методик измерений тепловой энергии в узлах учета тепловой энергии различной конфигурации, в том числе типовых методик для узлов учета источников теплоты и наиболее распространенных систем теплопотребления в жилых домах, социальных учреждениях и общественных зданиях. Теплосчетчики при самостоятельном применении или в составе каналов измерительных систем обеспечивают получение первого члена результата решения измерительной задачи при измерениях тепловой энергии Q в системах теплопотребления/теплогенерации: /3.1/ где: k – количество теплосчетчиков в измерительной системе узла учета конкретной системы теплопотребления/теплогенерации. Обычно r ≤ 3;

104

В. А. Медведев

sk – множитель, принимающий значения +1 или –1 в соответствии с уравнением суммирования показаний QИ теплосчетчиков ; – суммарная поправка на потребление/генерацию тепловой энергии в периоды технических неисправностей теплосчетчиков и нештатных ситуаций; – суммарная поправка, учитывающая отличие условных алгоритмов теплосчетчиков от теоретически обоснованного алгоритма; – потери тепловой энергии, вызванные возможным различием границ системы теплопотребления/теплогенерации и мест установки датчиков температуры теплосчетчиков. Задача обеспечения единства измерений рассматривается в стандарте с позиций применяемых средств измерений – теплосчетчиков, технические требования к которым сформулированы в действующих стандартах в виде, доступном контролю по стандартизованным методикам при испытаниях в целях утверждения типа средств измерений и их поверке и пригодном при оценке погрешности результата измерений. Стандарт устанавливает основные требования к форме описания технических характеристик и представления результатов измерений для измерительных систем тепловой энергии и результатов решения измерительной задачи при измерениях тепловой энергии.

4. Основные термины и определения В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями.

Теплосчетчики и измерительные системы теплоты

105

Общепринятые термины использованы в тексте стандарта без дополнительных пояснений.

4.1. Тепловая энергия. То же, что теплота. Количество тепловой энергии и количество теплоты – величины тождественные. Единица измерения количества теплоты – джоуль (Дж). В теплоснабжении количество теплоты выражают в ГДж, Гкал, МВт · ч.

4.2. Теплосчетчик. Единый или составной измерительный прибор (ГОСТ 8.009-84, приложение 3, п. 36), предназначенный для измерений количества теплоты, переданной или полученной средой, называемой теплоносителем, протекающей по участку трубопровода в условиях стационарного течения. В качестве результата измерений теплосчетчик представляет, как правило, условное значение количества теплоты, с установленной точностью близкое к условно – истинному значению.

4.3. Составные части теплосчетчика. Датчик потока теплоносителя (расходомер), датчики температуры (два или один), вычислитель (тепловычислитель).

4.4. Условно-истинное значение величины. Значение величины, рассчитанное по алгоритму измерений, реализуемому в измерительном приборе.

4.5. Время корректной работы теплосчетчика. Интервал времени за учетный период (час, сутки, месяц), в течение которого теплосчетчик функционирует в исправном состоянии и в пределах установленных диапазонов измерений расхода теплоносителя, его температуры и разности температур.

4.6. Измерительный канал тепловой энергии. Канал измерительной системы с теплосчетчиком в качестве измерительного компонента.

106

В. А. Медведев

4.7. Показание теплосчетчика, измерительного канала тепловой энергии за учетный период. Разность значений, накопленных в интеграторе теплосчетчика на моменты конца и начала учетного периода.

4.8. Результат решения измерительной задачи измерений тепловой энергии (результат измерений тепловой энергии). Количество теплоты, переданное теплоносителем или затраченное на его подогрев за установленный интервал времени, рассчитанное по показаниям теплосчетчика или канала измерений тепловой энергии, с учетом поправок на условности алгоритма измерений и на время корректной работы.

4.9. Измерительная система тепловой энергии. Измерительная система, в числе измерительных каналов которой есть измерительные каналы тепловой энергии, имеющая в вычислительном компоненте встроенное системное программное обеспечение (ПО).

4.10. Уравнение измерений тепловой энергии. Уравнение, устанавливающее правило суммирования (алгебраического) результатов измерений, представляемых теплосчетчиками, или измерительными каналами тепловой энергии измерительной системы, в открытой системе теплоснабжения конкретной конфигурации. Реализуется в программном обеспечении вычислительного компонента измерительной системы.

5. Теплосчетчики 5.1. Алгоритмы теплосчетчиков 5.1.1. Теоретически обоснованный алгоритм измерений теплосчетчика: τ2

Q = ∫ m ⋅ (h1 − h2 ) ⋅ dτ = M ⋅ (h1 − h2 ) /5.1/, τ1

Теплосчетчики и измерительные системы теплоты

107

где Q – количество теплоты, переданное/полученное теплоносителем за интервал времени (τ2 – τ1) на участке трубопровода между сечениями 1 и 2, состояния теплоносителя в которых характеризуется значениями удельных энтальпий h1 и h2;

m – массовый расход теплоносителя;

М – масса теплоносителя, прошедшего за интервал времени (τ2 – τ1). Удельная энтальпия для однофазного теплоносителя является функцией температуры и давления. hi = f (ti,pi), i = 1,2 5.1.2. В соответствии с ГОСТ Р ЕН 1434-1-2006 в теплосчетчиках принят алгоритм, в котором удельные энтальпии считаются зависящими только от температуры, а давление принимается одинаковым и неизменным, р = 1,6 МПа. Действительное значение, вычисленное по такому алгоритму, называют условно – истинным и применяют, в частности, при испытаниях с целью утверждения типа и при поверке теплосчетчика. hi = f (ti, 1,6), i = 1,2 Допускается в алгоритме теплосчетчика принимать другие постоянные значения давления теплоносителя, в том числе различные для сечений 1 и 2.

5.1.3. Если давления в сечениях 1 и 2 измерены (теплоноситель – вода), то при необходимости поправка на разность давлений может быть вычислена по средним за интервал значениям параметров по соотношению: , ГДж /5.2/,

108

В. А. Медведев

где М – масса теплоносителя, т; р – давление, МПа; t – температура, °С.

5.1.4. В теплосчетчиках, используемых для измерений в открытых системах потребителей теплоты, где недоступно измерение температуры теплоносителя в трубопроводе подпитки источника теплоты, принят алгоритм, в котором удельная энтальпия теплоносителя в сечении ~ 2 принимается постоянной. Температура t , при кото~ рой вычисляется значение h этой удельной энтальпии, может быть либо фиксированной аппаратно, либо допускающей корректировки, например, сезонные, зональные. ~ h1 = f (t1, 1,6); h2 = const = h Действительное значение, вычисленное по такому алгоритму, является условно-истинным. Поправка к значению, измеренному теплосчетчиком с таким алгоритмом, вводится в соответствии с ГОСТ Р 8.592-2002: /5.3/ где – средняя за период удельная энтальпия подпиточной воды на источнике теплоты.

5.1.5. Удельные энтальпии и плотности воды должны рассчитываться по таблицам и по формулам ГСССД 982000.

5.2. Общие и дополнительные требования 5.2.1. Общие требования к теплосчетчикам, правила испытаний с целью утверждения типа, поверки, установки и технического обслуживания установлены в стандартах ГОСТ Р ЕН 1434-2006, части 1–6. Эти требования не распространяются на теплосчетчики, в которых используется цифровая передача данных по радиоканалу от датчиков потока и температур к вычислителю, и для измерительных систем на основе таких теплосчетчиков.

Теплосчетчики и измерительные системы теплоты

109

5.2.2. В качестве термометров, одиночных или образующих комплект, могут быть, помимо термопреобразователей с α = 0,00385, использованы термопреобразователи с α = 0,00391 по ГОСТ 6651-2009.

5.2.3. В число составных частей теплосчетчиков, используемых для измерений в открытых системах потребителей теплоты, входит один платиновый термометр сопротивления вместо комплекта термометров, подобранных в пару. Такой термометр должен соответствовать классу допуска не хуже В по ГОСТ 6651-2009 и отвечать всем техническим требованиям ГОСТ Р ЕН 1434-2006, предъявляемым к термометрам из комплекта.

5.2.4. Теплосчетчики с одним термометром должны рассматриваться как равноправная модификация теплосчетчиков по ГОСТ Р ЕН 1434-2006. Термометр, входящий в такой теплосчетчик в качестве составной части, должен поверяться в соответствии с ГОСТ Р 8.624-20082; при поэлементной поверке вычислителя используется один имитатор термометра.

5.2.5. Для теплосчетчиков с одним термометром в формулах, устанавливающих пределы допускаемых погрешностей теплосчетчиков и вычислителей, приведенных в ГОСТ Р ЕН 1434-1-2006, минимальная измеряемая разность температур Δtмин заменяется на минимальную измеряемую температуру tмин и измеряемая разность температур Δt на измеряемую температуру t. Минимальная измеряемая температура должна удовлетворять соотношению: tмин ≥ 15°С.

5.2.6. К термометрам, входящим в состав комплекта, также могут предъявляться требования соответствия классам допуска по ГОСТ 6651-2009.

2 С 1 января 2017 года – ГОСТ 8.461-2009

110

В. А. Медведев

5.2.7. Датчики теплосчетчиков – расходомер и термометры/термометр – устанавливаются в трубопроводах «элементарных» теплообменных контуров двух видов: закрытого, с полным возвратом теплоносителя, и полностью открытого, «тупикового», не имеющего обратного трубопровода. Открытая система с частичным возвратом теплоносителя рассматривается как комбинация двух «тупиковых» контуров – «прямого» и «возвратного».

5.2.8. Тепловычислитель должен иметь режим «Поверка», в котором должны быть, в частности, доступны константы условного алгоритма.

5.2.9. В режиме просмотра текущих результатов на дисплее тепловычислителя должны быть доступны значения измеренных величин: тепловой энергии, массы или объема теплоносителя, температур теплоносителя в подающем и обратном трубопроводах. Для теплосчетчика с одним термометром вторая, заданная константой, температура должна индицироваться либо с понятным индексом, либо шрифтом, отличным от индикации измеренных значений.

5.2.10. Конструкция и программное обеспечение теплосчетчика могут допускать переналадку и использование его в том или другом виде комплектности.

5.2.11. В Приложении А приведены схематически два вида комплектности теплосчетчиков, диапазоны измерений и константы, записываемые в память тепловычислителей.

6. Измерительные системы тепловой энергии 6.1. Измерительная система тепловой энергии (вида ИС-1 по ГОСТ Р 8.596-2002) имеет как минимум один измерительный канал тепловой энергии и дополнительные измерительные каналы. Такими каналами мо-

Теплосчетчики и измерительные системы теплоты

111

гут быть каналы измерений давлений теплоносителя, контрольные каналы измерений массы теплоносителя, и т. п.

6.2. Тепловычислители теплосчетчиков, образующих каналы измерений тепловой энергии, могут входить составными блоками в измерительно – вычислительный компонент измерительной системы (ИВК, комплексный тепловычислитель). На дисплее ИВК в режиме просмотра текущих результатов для каждого канала измерений тепловой энергии должны быть доступны значения величин, указанных в п. 5.2.8.

6.3. В измерительных системах с комплексным тепловычислителем отдельные составные части (датчики), входящие в теплосчетчик одного канала, могут быть составными частями (датчиками) других каналов (компоненты с обобщенными элементами). Пример: измерительная система источника с одним выводом и одним трубопроводом подпитки: /6.1/ 6.4. В измерительных системах, структура которых предполагает использование средневзвешенных значений параметров теплоносителя, измерительные каналы «сложных» теплосчетчиков могут включать группы датчиков потока и температуры (групповые измерительные компоненты). Пример: измерительная система источника с двумя выводами и общим коллектором подпитки от одного источника. Трубопроводы первого вывода с номерами 1 и 2, второго с номерами 3 и 4, трубопровод подпитки с индексом П: /6.2/

112

В. А. Медведев

– средневзвешенное значение удельной энтальпии «на подаче». В формулах /6.1/ и /6.2/ нижние индексы у обозначений тепловой энергии: – первый индекс – номер трубопровода, где установлен «основной» расходомер; через запятую – «служебные» расходомеры; – индексы в скобках – номера трубопроводов, где установлены термометры.

6.5. Программа испытаний в целях утверждения типа ИВК ИС должна соответствовать содержанию ГОСТ Р ЕН 1434-4-2006.

6.6. Измерительная система тепловой энергии может оборудоваться как для выделенной системы теплопотребления/теплогенерации, так и для группы таких систем одного объекта. Схематические примеры некоторых измерительных систем тепловой энергии вида ИС-1 (ИС узлов учета тепловой энергии) приведены в Приложении Б.

6.7. Встроенное программное обеспечение ИВК измерительной системы тепловой энергии может содержать блок настроек следующих параметров для каждого теплосчетчика, входящего в ИС: • место размещения расходомера (в подающем или обратном трубопроводе); • тип термометров сопротивления; • значения заданных давлений теплоносителя в подающем и обратном трубопроводах; • значение заданной температуры «холодной воды»; • состояния интеграторов («отключен» или «включен») теплоты и массы в нештатных ситуациях разных видов.

Теплосчетчики и измерительные системы теплоты

113

6.8. Содержание блока настроек должно быть доступно просмотру на дисплее ИВК.

6.9. Встроенное программное обеспечение ИВК измерительной системы тепловой энергии должно содержать идентификатор, передающий конфигурацию ИС.

6.10. Ведомость теплопотребления, формируемая программным обеспечением ИВК, должна содержать для каждого канала измерений тепловой энергии и для каждой выделенной системы теплопотребления столбец времени работы и, в балансовой части ведомости, строку баланса времени работы. В строке баланса времени работы интервал времени «неработы» должен быть разделен на интервалы с признаками выхода за установленные пределы параметров «температура теплоносителя», «расход теплоносителя», «разность температур теплоносителя» и признаками «отсутствие «разность температур теплоносителя» и признаками «отсутствие электропитания» и «техническая неисправность».

7. Уравнения измерений тепловой энергии 7.1. Программное обеспечение ИВК измерительной системы должно содержать блоки, реализующие уравнения измерений для каждой открытой системы узла учета тепловой энергии.

7.2. Из числа альтернативных математически тождественных (в терминах физических величин) уравнений измерений в программном обеспечении ИВК должно быть реализовано то, которое обеспечивает минимальную погрешность результата суммирования показаний измерительных каналов тепловой энергии.

7.3. Методика измерений с применением конкретной измерительной системы тепловой энергии должна соответствовать положениям ГОСТ Р 563-2005 и содержать

114

В. А. Медведев

раздел, устанавливающий порядок оценки погрешности (неопределенности) результата решения измерительной задачи с применением уравнения измерений, реализованного в программном обеспечении ИВК.

8. Измерительные системы тепловой энергии с диспетчерскими функциями 8.1. Теплосчетчики и измерительные системы тепловой энергии узлов учета объектов теплопотребления/теплогенерации могут использоваться в качестве измерительных компонентов каналов измерительных систем более высокого уровня интеграции – измерительных систем с диспетчерскими функциями.

8.2. Измерительно-вычислительный компонент интегрированной системы должен, как минимум, поддерживать единое календарное время в каналах системы, а также, по возможности, автоматически выполнять измерительно-расчетные операции определения значений второго, третьего и четвертого слагаемых суммы /3.1/. Если все указанные операции выполняются на уровне измерительных систем объектов, объединенная система не несет измерительных функций.

8.3. Теплосчетчики и измерительные системы объектов, входящие в интегрированную систему, либо должны содержать в своем составе устройство связи и передачи данных (УСПД), либо должны быть дооснащены им.

8.4. Компоненты измерительной системы тепловой энергии с диспетчерскими функциями должны поддерживать единый протокол обмена данными и единую форму представления результатов измерений.

8.5. Программное обеспечение измерительной системы тепловой энергии с диспетчерскими функциями должно соответствовать положениям типовой или индиви-

Теплосчетчики и измерительные системы теплоты

115

дуальной методики измерений тепловой энергии с использованием данной измерительной системы.

8.6. Блоки программного обеспечения измерительной системы тепловой энергии с диспетчерскими функциями, отвечающие за формирование результатов измерений по каждому измерительному каналу и по группам каналов, должны быть защищены от несанкционированного вмешательства в соответствии с положениями ГОСТ Р 8.654-2009.

9. Погрешности результатов измерений тепловой энергии 9.1. Приведенные ниже рекомендации по оцениванию погрешностей распространяются на показания теплосчетчика или группы каналов измерительной системы тепловой энергии, относящихся к одной открытой системе теплопотребления/теплогенерации (первый член формулы /3.1/). В приведенных оценках распределение вероятностей полагается равномерным для погрешностей вычислителей, комплектов термометров и термометров, и нормальным для расходомеров.

9.2. Для теплосчетчика в условиях постоянства расхода теплоносителя и его параметров (температур/температуры) доверительную погрешность ΔQ результата измерений Q при доверительной вероятности р = 0,95 оценивают по формуле: ΔQ = ±0,8·δ·Q, /9.1/ где δ – относительная погрешность теплосчетчика по ГОСТ Р ЕН 1434-1-2006, зависящая от класса точности теплосчетчика, его расхода и разности температур или, для теплосчетчика с одним термометром, температуры.

116

В. А. Медведев

9.3. Если период измерений характеризуется заметными изменениями расхода и разности температур/температуры теплоносителя, он должен быть разделен на N интервалов, в каждом из которых характеристики потока могут быть приняты постоянными (равными средним значениям за интервал). Доверительная погрешность такого результата может быть оценена по формуле: , /9.2/ где k – коэффициент, определяемый значением N и принятой доверительной вероятностью (по ГОСТ 8.20776).

9.4. Для измерительной системы тепловой энергии в открытой системе теплопотребления/теплогенерации, состоящей из R измерительных каналов тепловой энергии, доверительную погрешность суммарного количества теплоты оценивают по формуле: , /9.3/ Для наиболее распространенного случая открытой системы с одним подающим, индекс 1, и одним обратным, индекс 2, трубопроводами, на каждом из которых установлен теплосчетчик, R=2 и коэффициент k в /9.3/ принимают равным 1,1 при доверительной вероятности р = 0,95 или, при доверительной вероятности р = 0,99, определяют по графику ГОСТ 8.207-76 для m = 2 в зависимости от отношения

.

Теплосчетчики и измерительные системы теплоты

117

ПРИЛОЖЕНИЕ А Теплосчетчики двух видов комплектности: с комплектом термометров и с одним термометром 1. Составные части теплосчетчика: датчик расхода, два датчика температуры, вычислитель.

Теплосчетчик (с комплектом термометров) ∆Q ≈ 0 (возможна корректная оценка, если давления измерены) 2. Составные части теплосчетчика: датчик расхода, один датчик температуры, вычислитель.

Теплосчетчик (с одним термометром)

118

В. А. Медведев

– константы, принятые по соглашению

В формулах для количества теплоты с интегрированием по объему: k= – тепловой коэффициент (коэффициент Штюка); j – индекс места установки расходомера, на подающем, j = 1, или обратном, j = 2, трубопроводе. В соответствии с ГОСТ Р ЕН 1434-2006 принимают р1 = р2 = 1,6 МПа.

Теплосчетчики и измерительные системы теплоты

ПРИЛОЖЕНИЕ Б Схемы типичных измерительных систем тепловой энергии для узлов учета потребителей

Рис. 2.1. ИС в системе отопления потребителя, с дополнительным контролем давлений и массы теплоносителя в обратном трубопроводе

119

120

В. А. Медведев

Рис. 2.2. ИС в системе ГВС потребителя, с контролем давлений теплоносителя

Теплосчетчики и измерительные системы теплоты

121

Рис. 2.3. ИС в системах отопления и ГВС потребителя, с контролем давлений теплоносителя и массы теплоносителя в обратном трубопроводе системы отопления

122

В. А. Медведев

Обозначения элементов на рисунках 2.1, 2.2, 2.3:

Расходомер

Термометр сопротивления

Датчик давления

УДК …… ……. ……… Ключевые слова: теплосчетчик, система измерительная, алгоритм теплосчетчика, уравнение измерений, открытая система

Сведения об авторе: Медведев Валерий Афанасьевич, главный специалист по метрологии ФГУ «Ростест – Москва», e-mail: valeryam@rostest.ru, тел/факс: (495) 668-2966

123

А. А. Гнедов руководитель Учебного центра ЗАО «Взлет

Защита от фальсификаций в приборном учете тепловой энергии

1. Возможные последствия при фальсификации данных учета Вопрос о возможности фальсификации приборных данных учета тепловой энергии активно обсуждается уже более десяти лет. Давайте задумаемся, какие последствия может повлечь массовая фальсификация учетных данных по потреблению тепловой энергии. Мы все прекрасно понимаем, что фальсификация учетных данных – уголовно наказуемое преступление. Но в силу достаточно широкого распространения этого явления можно попытаться оценить и более масштабные последствия, чем отдельное правонарушение. Во-первых, это полностью дискредитирует саму идею энергосбережения и может привести к прекращению работ по энергосбережению. В некоторых регионах такие выводы уже сделаны и внедрение приборов учета, приводящее исключительно к массовому воровству тепловой энергии, остановлено. Во-вторых, если реальное потребление тепловой энергии не снижается, а снижается только сумма пла-

124

А. А. Гнедов

тежей, то рано или поздно встает проблема нехватки тепловых мощностей на уровне города или региона. В-третьих, теплоснабжающие организации и тепловые сети не в состоянии свести тепловой баланс, выявить реальные утечки на сетях, своевременно провести ремонт сетей.

2. Общие требования по защите приборов учета от фальсификации данных Обычно пострадавшей стороной при фальсификации является теплоснабжающая организация, которая недополучает деньги за оказанные услуги. Поэтому проверку объектов, вызывающих подозрения в фальсификации, проводит теплоснабжающая организация. Для выявления искажений анализируются предоставленные абонентами отчеты и собственные учетные данные от источников тепловой энергии и сетей. Разработаны методики выявления сфальсифицированных данных ([1], [2]). Защита от несанкционированного доступа в приборах учета должна обеспечить возможность выявить внесенные изменения при проверке. Проверку работы теплосчетчика желательно проводить на объекте без демонтажа. При проверке можно применять штатное программное обеспечение от производителя и штатные аппаратные средства. Рассмотрим поэтапно процесс получения итогового документа – отчета о теплопотреблении – и возможность сознательного внесения изменений на каждом этапе. Вкратце работу теплосчетчика можно описать так: в каждом трубопроводе измеряется объемный расход, температура и давление. Потом на основании измеренных температуры и давления рассчитывается удельная энтальпия и плотность теплоносителя, после

Защита от фальсификаций в приборном учете

125

чего рассчитывается количество теплоты как произведение объема, плотности и удельной энтальпии. Поскольку влияние давления на плотность и энтальпию незначительно, составляет доли процента, фальсифицировать показания датчика давления не имеет практического смысла. Таким образом, искажения могут быть внесены: 1. при измерении расхода; 2. при передаче измеренного расхода от расходомера в тепловычислитель; 3. при измерении температуры; 4. при передаче значения температуры в тепловычислитель; 5. при расчете количества тепловой энергии в тепловычислителе; 6. при хранении архивных данных; 7. при передаче архивных данных в теплоснабжающую организацию в виде отчета. Для защиты от фальсификаций производитель приборов должен предусмотреть достаточно удобный метод выявления фактов несанкционированного вмешательства в работу узла. Другими словами, если ктото и внес изменения, следы должны остаться и быстро обнаружиться.

3. Меры противодействия искажению учета А теперь подробно разберем, как можно искажать данные на каждом этапе, и как можно проверить наличие несанкционированных изменений. Этап первый. Измерение расхода. Современные электронные приборы имеют калибровочные коэффициенты, позволяющие изменять показания приборов в достаточно широких пределах. При

126

А. А. Гнедов

поверке калибровочные коэффициенты устанавливают так, чтобы обеспечить расхождения с эталоном в пределах заявленной погрешности. Эти калибровочные коэффициенты должны быть защищены пломбой госповерителя. Если калибровочные коэффициенты изменить, можно добиться практически любых показаний расходомера. Конечно, если прибор с измененными калибровочными коэффициентами поставить на проливную установку, то погрешность сразу обнаружится. Но желательно иметь возможность проверить эти коэффициенты и прямо на объекте без демонтажа расходомера. Этап второй. Передача значения расхода в тепловычислитель. В теплосчетчиках для передачи значения расхода применяется импульсный сигнал: частота выдачи импульсов пропорциональна расходу. Чтобы сигнал передавался постоянно и не было отключений расходомера от тепловычислителя, монтажные отсеки и в расходомере, и в тепловычислителе должны быть опломбированы. Кроме того, необходимо обеспечить согласовать значения константы преобразования (имп/л) в расходомере и тепловычислителе, эти значения должны совпадать. Этап третий. Измерение температуры. Для измерения температуры применяются термосопротивления, которые меняют свое сопротивление в зависимости от температуры. Вмешаться в этот процесс практически невозможно. Исказить показания датчика температуры можно только аппаратно, добавив сопротивления в схеме соединения. Однако при проверке всегда можно сравнить текущие показания температуры в тепловычислителе с показаниями прямо измеряющего термометра с индикатором.

Защита от фальсификаций в приборном учете

127

Этап четвертый. Передача значения температуры в тепловычислитель. Для передачи в тепловычислитель значения сопротивления желательно применять четырехпроводную схему подключения, позволяющую исключить сопротивление подводящих проводов. А проверку правильности можно проводить по прямопоказывающему термометру. Этап пятый. Расчет количества тепловой энергии. При расчете необходимо взять измеренные значения и применить правильную формулу расчета тепловой энергии. Формулы для расчета должны быть внесены в соответствии с проектом и защищены пломбой. Современные тепловычислители позволяют производить анализ различных нештатных ситуаций [3]. При помощи этого механизма можно обеспечить и подстановку некорректных значений вместо измеренных. Для исключения таких ситуаций необходимо обеспечить возможность быстрой проверки соответствия настройки тепловычислителя проекту. Этап шестой. Хранение архивных данных. Если значения тепловой энергии, массы и температуры теплоносителя вычислены и записаны в архив, может возникнуть желание в уже сформированном архиве что-то подправить. Такая возможность должна быть исключена производителем прибора, но проверить и доказать отсутствие такой возможности весьма затруднительно. Здесь критерием служит практика: есть такие случаи или нет. Этап седьмой. Передача готового отчета. И, наконец, в момент передачи отчета от абонента в теплоснабжающую организацию тоже можно вмешать-

128

А. А. Гнедов

ся. Можно вместо реальных данных, зафиксированных в архивах теплосчетчика, подать произвольные придуманные данные. Так можно поступать некоторое время, а потом вывести из строя тепловычислитель вместе со всеми архивами. Защититься от фальсификации при передаче отчетных данных можно, если поставить систему автоматического сбора данных, которая будет обеспечивать передачу архивов в диспетчерский компьютер.

4. Подход к защите от фальсификаций в приборах учета Взлет При проектировании теплосчетчиков «Взлет ТСР-М» в основу был положен принцип многоуровневой защиты. Для изменения параметров необходимо срывать соответствующую пломбу, и только после это-

Рис. 1. Электромагнитный расходомер Взлет ЭР

Защита от фальсификаций в приборном учете

129

го прибор может перейти в режим изменения параметров. А изменение режима работы фиксируется в нестираемом журнале, так что факт вмешательства в работу прибора выявить достаточно просто. Начнем с измерения расхода. Насколько правильно расходомер измеряет расход, зависит от качества монтажа и от настроек самого расходомера. Электромагнитные расходомеры «Взлет ЭР», входящие в состав «Взлет ТСР-М», обеспечивают не только точные измерения, но и контроль питания расходомера со стороны тепловычислителя. Это означает, что при обрыве кабеля связи между расходомером и тепловычислителем возникает нештатная ситуация «отказ расходомера». При применении механических расходомеров отличить отсутствие расхода от обрыва кабеля связи невозможно в принципе. Электромагнитные расходомеры «Взлет ЭР» (рис. 1) – это современные электронные устройства, имеющие достаточно надежную защиту от фальсификаций.

Рис.2. Пломбировочная проушина в левом верхнем углу

130

А. А. Гнедов

Рис. 3. Пломбировочная проушина в правом нижнем углу

Рис. 4. Крышка закрывает доступ к электронной плате

Защита от фальсификаций в приборном учете

131

Смонтированный на объекте прибор пломбируется пломбой на проволоке, для чего предусмотрены специальные проушины в левом верхнем углу (рис. 2) и в правом нижнем углу крышки (рис. 3). Эти пломбы исключают любой доступ к монтажу и настройкам прибора. Все электронные компоненты «Взлет ЭР» закрыты пластмассовой крышкой, исключающей аппаратное вмешательство в работу электроники (рис. 4). Крышка опломбирована пломбой поверителя. Настроечные параметры: вес импульса и вид значения для выходного сигнала (расход по модулю, расход прямой, расход обратный) невозможно изменить, если не снять перемычку в правом верхнем углу, закрытую колпачком с пломбировочной чашкой. Калибровочные коэффициенты, которые записываются в расходомер при метрологической поверке на проливном стенде, невозможно изменить, не сняв перемычку под пластмассовой крышкой. А крышка защищена пломбой поверителя (рис. 5). На фотографии показаны пломбировочные чашки, сами пломбы отсутствуют. Кроме того, значения калибровочных коэффициентов записаны в паспорте расходомера и легко могут быть проверены штатными программами, доступными на официальном сайте ЗАО «Взлет». В тепловычислителях «Взлет ТСРВ» метрологические коэффициенты защищены пломбой поверителя, эксплуатационные параметры – пломбой энергоснабжающей организации, а переход в режимы, допускающие изменение параметров, фиксируются в нестираемом журнале. В последних разработках – в исполнениях «ТСР-024» и «ТСР-026М» – для удобства поверки совпадения про-

132

А. А. Гнедов

Рис. 5. Пломбировочные чашки

ектных значений и пользовательских настроек (базы данных) предусмотрена технология проектирования в специальной программе «Конфигуратор базы», которая позволяет в удобной форме задать формулы расчета и реакции на нештатные ситуации, а потом сохранить проект в виде файла. На объекте можно сравнить проектную и фактическую базу данных при помощи переносного компьютера в автоматическом режиме. Для предотвращения искажений при передаче данных «Взлет» предлагает использовать диспетчерскую систему на базе «Взлет СП». Сертифицированный комплекс «Взлет ИИС» обеспечивает полное совпадение данных в архивах тепловычислителей и в диспетчерском компьютере. Если коротко описать позицию ЗАО «Взлет» в области защиты от фальсификаций, то она включает три положения: 1) мы ведем постоянную работу по повышению уровня защищенности нашей продукции;

Защита от фальсификаций в приборном учете

133

2) мы признательны за помощь в вопросах защищенности наших приборов от несанкционированного доступа; 3) ЗАО «Взлет» выступает инициатором по закреплению на законодательном уровне обязательного положения по защите данных приборов учета от несанкционированного доступа.

5. Выводы Всем производителям приборов учета энергоресурсов необходимо обеспечить максимальную защиту учетных данных от фальсификаций, чтобы не дискредитировать саму идею энергосбережения.

Литература 1. А. Г. Лупей, «О запрещенных методах «метрологического обслуживания» коммерческих узлов учета тепловой энергии». Доклад на конференции «Коммерческий учет энергоносителей». 2003 год.

2. Д. Л. Анисимов, Эксплуатируем теплосчетчик «по полной». Статья 3. Фальсификации и их разоблачение. Председатель ТСЖ, №11' 2010. С. 52.

3. МИ 2813-2003. Алгоритмы реакции теплосчетчиков на нештатные ситуации при учете тепловой энергии.

Сведения об авторе: Гнедов Андрей Александрович, руководитель Учебного центра ЗАО «Взлет».

190121, г. Санкт-Петербург, ул. Мастерская, д. 9.

(812) 714-81-02, 714-81-23, mail@vzljot.ru, www.vzljot.ru

134

А. К. Карпович начальник метрологического отдела теплотехнических измерений ФГУ «Тест-С.-Петербург»

Новый порядок утверждения типа средств измерений

Порядок проведения испытаний средств измерений для целей утверждения типа средств измерений был изложен в Правилах по метрологии ПР 50.2.009-94. В конце 2009 года были утверждены, в 2010 году введены в действие вместо ПР 50.2.009-94 четыре документа, регламентирующие правила проведения испытаний средств измерений и не только средств измерений, но и стандартных образцов: – ПР 50.2.104-09 ГСИ Порядок проведения испытаний стандартных образцов или средств измерений в целях утверждения типа; – ПР 50.2.105-09 ГСИ Порядок утверждения типа стандартных образцов или типа средств измерений; – ПР 50.2.106-09 ГСИ Порядок выдачи свидетельств об утверждении типа стандартных образцов или типа средств измерений, установления и изменения срока действия указанных свидетельств и интервала между поверками средств измерений; – ПР 50.2.107-09 ГСИ Требования к знакам утверждения типа стандартных образцов или типа средств измерений и порядок их нанесения.

Новый порядок утверждения типа средств измерений 135

Кроме Правил по метрологии, регламентирующих порядок проведения испытаний для целей утверждения типа, в 2010 году были разработаны еще два очень полезных документа: МИ 3290-2010 и МИ 3286-2010. МИ 3290-2010 – это «Рекомендация по подготовке, оформлению и рассмотрению материалов испытаний средств измерений в целях утверждения типа». Документ является большим подспорьем для Государственных центров испытаний средств измерений – ГЦИ СИ, однако и для разработчиков средств измерений она будет полезна. Испытания для целей утверждения типа проводят только юридические лица, аккредитованные в установленном порядке и в соответствии с областью аккредитации. Испытания проводятся по заявке юридического лица или индивидуального предпринимателя, причем заявка подается Исполнителю, а не в Росстандарт, как это было ранее. Заявитель самостоятельно определяет Исполнителя, сведения о котором можно получить на интернет портале Росстандарта (www.gost.ru) или на основании письменного запроса в Росстандарт. Заявитель оформляет заявку на проведение испытаний средств измерений на бланке своей организации или приложением к письму. Заявка или сопроводительное письмо должно иметь регистрационный номер и дату. В соответствии с Приложением 1 к МИ 3290-2010 в заявке должны содержаться следующие сведения: – полное наименование, юридический и почтовый адрес заявителя; – полное наименование и адрес изготовителя; – документ, подтверждающий полномочия заявителя, в том случае, если заявитель не является изготовителем;

136

А. К. Карпович

– наименование средства измерений в соответствии с технической и эксплуатационной документацией; – область применения средства измерений с предоставлением необходимых разрешительных документов (сертификата соответствия, сертификата на взрывозащищенность, регистрационного удостоверения Минздравсоцразвития на средства измерений медицинского назначения и т. д.); – указание о характере производства – серийное или единичное; – метрологические и технические характеристики; – сведения о наличии документа на методику поверки; – документ, по которому производится выпуск средства измерений (стандарты или технические условия с точными наименованиями); – сведения об обязательных метрологических и техтнических характеристиках, установленных законодательно, например, Законами РФ, техническими регламентами, Постановлением Правительства); – сведения о наличии программного обеспечения. К заявке Заявитель должен приложить эксплуатационные документы на средства измерений: руководство по зксплуатации, формуляр, паспорт, технические условия. При положительном решении о проведении испытаний Исполнитель направляет Заявителю проект договора, в котором указываются сроки и место проведения испытаний, условия оплаты работы, а также сроки разработки и согласования программы проведения испытаний. После подписания договора Исполнитель разрабатывает программу испытаний, согласовывает с Заявителем и утверждает программу испытаний. Кроме привычных и традиционных разделов (содержание и объем испытаний, условия проведения и

Новый порядок утверждения типа средств измерений 137

методы испытаний) программа в обязательном порядке должна содержать такие разделы, как: – определение интервалов между поверками; – анализ конструкции средства измерений с точки зрения защиты от несанкционированного вмешательства в измерительную систему средства измерений; – идентификация программного обеспечения и оценка влияния его на метрологические характеристики. После проведения испытаний и оформления материалов испытаний Испытатель сообщает Заявителю об окончании испытаний. Заявитель оформяет заявку на утверждение типа средств измерений на бланке своей организации в соответствии с Приложением № 5 с указанием: – полного наименования заявителя; – полного наименования средства измерений; – почтового адреса для направления Свидетельства. Заявку с приложениями направляет в Росстандарт Заявитель, если в договоре не определено, что это делает Исполнитель. К заявке прилагается: – копия заявки на проведение испытаний; – акт испытаний, протоколы, 2 экземпляра проекта описания типа, методика поверки, программа испытаний; – комплект эксплуатационных документов, фотографии средства измерений. Управление метрологии Росстандарта регистрирует заявку, в течение 5 рабочих дней проверяет комплектность представленных материалов, и при условии соответствия комплектности передает материалы на проверку в ФГУП «ВНИИМС». ФГУП «ВНИИМС» в течении 20 календарных дней проводит проверку результатов испытаний и готовит со-

138

А. К. Карпович

проводительное письмо в Управление метрологии для подготовки проекта приказа об утверждении типа либо возврата поступивших документов Заявителю с указанием причин возврата. Управление метрологии в течении 20 календарных дней совместно с ФГУП «ВНИИМС» готовит приказ об утверждении типа средства измерений. После подписания приказа об утверждении типа средства измерений ФГУП «ВНИИМС» оформляет свидетельство об утверждении типа средств измерений и обязательное приложение – описание типа и уведомляет Заявителя. Последнее поколение приборов становится все более сложным, большинство типов приборов. применяемых для учета энергоресурсов, имеют программное обеспечение, и очень часто это ПО вызывает вопросы, а подчас и недоверие со стороны потребителя, а особенно поставщика, поэтому очень своевременным оказалось появление рекомендации МИ 3286-2010 «Проверка защиты программного обеспечения и определение ее уровня при испытаниях средств измерений в целях утверждения типа». Настоящая методика содержит указания по разработке раздела программы испытаний, касающегося проверки уровня защиты программного обеспечения. Проведение таких испытаний обусловлено необходимостью реализации требований Закона РФ «Об обеспечении единства измерений» о предотвращении несанкционированного доступа в ПО, приводящего к искажению результатов измерений. Рекомендация содержит 4 раздела: – общие положения;

Новый порядок утверждения типа средств измерений 139

– проверка защиты программного обеспечения и определение его уровня; – проверка идентификационных данных и методы идентификации; – проверка влияния программного обеспечения на метрологические характеристики средства измерений. Уровень защиты является одной из важнейших характеристик программного обеспечения, определяющих степень доверия к показаниям средства измерений и обеспечивающих достоверность к измерительной информации, что имеет большое значение для коммерческих расчетов между поставщиком и потребителем энергоресурсов. В Рекомендации описаны 3 уровня защиты от несанкционированных изменений: – уровень «А» – это когда не требуется специальных средств защиты, а метрологически значимая часть ПО достаточно защищена; – уровень «В» – это когда метрологически значимая часть ПО недостаточно защищена даже с помощью специальных средств; – уровень «С» – это когда метрологически значимая часть ПО надежно защищена с помощью специальных средств. Все характеристики ПО СИ делятся на 2 группы. К 1-й группе относятся характеристики, которые должны быть внесены в описание типа средства измерений: – уровень защиты от непреднамеренных и преднамеренных изменений; – идентификационные данные (признаки); – степень влияния ПО на метрологические характеристики СИ.

140

А. К. Карпович

Ко 2-й группе относятся характеристики ПО, которые не вносятся в описание типа СИ: – степень соответствия ПО сопровождающей документации; – разделение на метрологически значимую и незначимую части; – наличие или отсутствие защищенных интерфейсов. Проверка защиты программного обеспечения начинается с проверки и анализа сопровождающей ПО СИ документации. Минимальный набор документов, сопровождающих ПО СИ: – техническое задание по ГОСТ 19.201; – спецификация по ГОСТ 19.202; – описание применения по ГОСТ 19.502; – схемы алгоритмов, программ, данных и систем по ГОСТ 19.701; – руководство пользователя. В документации должно содержаться описание реализованных в ПО расчетных алгоритмов, логических схем алгоритмов, функций, реализуемых алгоритмами ПО, а также всех величин, рассчитываемых с их помощью, с их математическим представлением в виде формул, а также данные о степени округления, описание интерфейсов пользователя, всех меню и диалогов. На основе анализа документации определяется наличие защиты метрологически значимой части ПО СИ от возникновения непредсказуемых физических воздействий (изменение, удаление данных). С помощью функциональных проверок, имитирующих непредсказуемые физические воздействия, различного рода ошибки, убеждаются в действии средств защиты метрологически значимой части ПО СИ и из-

Новый порядок утверждения типа средств измерений 141

меренных данных от изменения или удаления, проверяется их обнаружение и фиксация в журнале событий. С помощью функциональных проверок убеждаются в соответствии полномочий пользователей, имеющих различные права доступа к функциям метрологически значимой части ПО СИ и измеренным данным, полномочиям, описанным в документации на ПО СИ. Проверка идентификационных данных является неотъемлимой и важной частью уровня защиты ПО. К идентификационным данным относятся: – наименование ПО СИ; – номер версии метрологически значимой части ПО СИ; – контрольная сумма метрологически значимой части ПО СИ. Разделение ПО СИ проводят в целях выделения метрологически значимой части ПО СИ, той части, которая оказывает влияние на метрологические характеристики средства измерений и, следовательно, подлежит проверке. После утверждения типа СИ метрологически значимая часть ПО СИ не должна изменяться. Любая модификация метрологически значимой части ПО приводит к изменению его идентификационных данных и к необходимости повторной проверки ПО СИ. В случаях, когда проводятся испытания сложных измерительных систем, систем, используемых при коммерческих расчетах или когда к ним предъявляются требования по безопасности и надежности, проверку отсутствия недопустимого влияния на метрологически значимую часть ПО СИ проводят при помощи его исходного кода. Введение новых документов потребует серьезного подхода при оформлении материалов испытаний для

142

А. К. Карпович

целей утверждении типа средств измерений как со стороны ГСИ СИ, так и со стороны разработчика, особенно в вопросах защиты ПО СИ от несанкционированного вмешательства.

Сведения об авторе: Карпович Алла Константиновна, начальник метрологического отдела теплотехнических измерений ФГУ «Тест-С.-Петербург» АК@rustest.spb.ru

143

О. Н. Устьянцева зам. начальника отдела теплотехнических измерений ФГУ «ТЕСТ-Санкт-Петербург»

Эталонное оборудование

Для внедрения Закона РФ «Об энергосбережении» в жизнь и для повышение уровня точности передачи единицы измерения необходимы не только современные точные средства измерения, но и современное эталонное оборудование. В настоящее время парк приборов постоянно изменяется. Это относится не только к их метрологическим характеристикам (диапазону, точности), но и к их конструктивным особенностям. Поэтому и к поверочному оборудованию предъявляются особые требования. Нужны не только новые эталоны, но и новые методы поверки приборов. Известно, что износ эталонов в стране в среднем составляет более 50%, а темпы обновления эталонной базы всего лишь 4-5% в год. Тем не менее, потребности общества в измерениях возрастают, и каждые 10-15 лет нужно измерять точнее в 3–10 раз. В настоящее время общее количество СИ в стране более 1 млрд., а ежегодный прирост приборов происходит на 14-15 млн. в год. Всего в Государственном реестре средства измерений – более 56 тысяч типов приборов, который ежегодно пополняется новыми типами в среднем около 3 тысяч в год. Для проведения испытаний приборов тоже требуется не только эталонное оборудование, но и различное испытательное оборудова-

144

О. Н. Устьянцева

ние, которое трудно приобрести, не говоря о том, что это дорогое удовольствие. В региональных центрах метрологии ведется постоянная работа по обновлению эталонной базы и приобретению современного поверочного оборудования. Все закупки в соответствии с требованиями Закона осуществляются на конкурсной основе. Это бывает не просто, т. к. не всегда дешевое оборудование является оптимальным вариантом. Но учитывая необходимость экономии средств, а также выполнение условия того, чтобы эталонное оборудование было включено в Государственный реестр средств измерений, выбор падает в основном на оборудование отечественных изготовителей. Предложений бывает немало, но выбирать особенно не из чего, т. к. с новым оборудованием из-за некачественного изготовления возникает немало проблем, поэтому продолжает служить старое оборудование. Ситуация такова, что изготовители поверочного оборудования есть, а вот хорошего оборудования нет. Например, традиционным поверочным оборудованием для манометров являются грузопоршневые манометры, т. к. воспроизводят давление с высокой точностью, которая зависит от добротности изготовления поршневой пары. Вероятно, это сложная работа, т. к. изготовителей хороших эталонов 0 разряда в России после перестройки не появилось, поэтому грузопоршневые манометры 0 разряда мы по-прежнему заказываем в Донецке (Украина), а это теперь заграница и надо решать вопросы с доставкой, растоможкой и прочими делами. В России изготовителем грузопоршневых манометров является Шатковский приборостроительный завод. К сожалению, их приборы плохого качества. Поршневая пара часто выходит из строя, неудобно расположены вентили, из-за негерметичности постоянно течет масло. Заявленные характеристики эталона не выдерживают

Эталонное оборудование

145

срока эксплуатауции. Здесь уместно сказать: богу – богово, а кесарю – кесарево. Калибраторы давления фирмы «Метран» хорошего качества и мы много используем их, но они не предназначены для поверки технических и деформационных манометров, а только для преобразователей давления. Трудно приобрести хорошую барокамеру и аксессуары к ней. Нужны барокамеры, укомплектованные трёхходовыми кранами с перекрывающимися крайними входами и регулированием давления, как от вакуумного насоса, так и от компрессора. Не найти замены эталону МАД-3М (манометр абсолютного давления), который эксплуатируется у нас с 1976 года. Нет отечественных изготовителей, нет внесенных в реестр импортных приборов, а потребность в таких приборах есть. Каждый год с трудом реанимируем его перед очередной поверкой, т. к. на нем поверяются манометры абсолютного давления, используемых в авиации не только для нашего города, но и других регионов, а также стран ближнего зарубежья. Несколько лучше дела обстоят с эталонным оборудованием для поверки термометров. Термостаты, печи и автоматизированные установки для поверки термометров сопротивления и термопар, изготовленные Омским заводом «Эталон», полностью удовлетворяют современным требованиям. Хорошие приборы изготавливает фирма «Изтех» (Москва) – измерители температуры МИТ 8.15, криостаты, термостаты, фирма «Элемер» (Москва) – калибраторы температуры эталонные КТ-500, покупаем эталонные платиновые термометры сопротивления у Владимирского завода «Эталон», давно приобретаем многофункциональные калибраторы. С калибраторами электрических сигналов вообще проблем нет, мы являемся постоянными

146

О. Н. Устьянцева

заказчиками фирмы «ТЕККНОУ», поставляемые ими многофункиональные калибраторы незаменимы в нашей работе. Но и в этом виде измерения не без проблем. Для поверки тепловизоров и инфракрасных термометров у нас имеется набор черных тел (АЧТ), изготовленных ЗАО «Метропир» (Санкт-Петербург), но за время эксплуатации дважды выходил из строя (трескается тепловая труба), а ремонт стоит более половины цены самого эталона. Никто из отечественных производителей не изготавливает льдогенераторы, а они у нас постоянно в работе, а значит требуется то ремонт, то замена. Сложное положение в расходометрии. Несмотря на то, что проливных установок в реестре немало, выбрать сложно, ведь проливная установка – это как индивидуальный проект, т. к. надо учитывать и размеры помещений, и возможности приобретателя. Наша организация одна из первых приобрела проливную горячеводную установку STEP-140/100-70, изготовитель эстонская фирма «Аситром», которая служит уже более 12 лет. За это время изготовитель провел модернизацию и ремонт установки, и она по-прежнему работает. До сих пор горячеводных установок практически ни у кого нет. Убедившись за эти годы в правильности нашего выбора, 2 года назад мы приобрели у этой же фирмы вторую более точную установку и с бóльшим диапазоном измерения расхода. Хорошие отзывы об установках фирмы «Взлет», фирмы «Гидродинамика», фирмы «Саяны» и многих других. Проливных установок сейчас достаточно во всех регионах России, но все они ограничиваются диаметром условного прохода до 250-300 мм. Установок с большими диаметрами в России нет, а вот расходомеры есть и вопрос с поверкой расходомеров большого диаметра не решен. В нашей стране используются трубопроводы до 1400 мм, поэтому нужна установка для расходомеров больших диаметров хотя бы одна на всех.

Эталонное оборудование

147

С установками для поверки промышленных и бытовых счетчиков газа для большинства регионов вопрос решен благодаря установкам с соплами, которые изготавливаются в Казани и прекрасно работают почти во всех регионах России. А вот с заменой оборудования для поверки ротаметров проблемы. В 2010 году ФГУ Тест-С.Петербург приобрел новую автоматизированную установку УПМР-40 взамен установки УРП-40, прослужившей нам более 20 лет, которая и сейчас исправно работает. Однако, новую установку запустить в работу так и не удалось. Установка УПМР негерметична (нашими специалистами было обнаружено 8 мест утечки воздуха, но греметичности так и не добились), не предусмотрена возможность контролировать вертикальность установки ротаметров, в программном обеспечении не предусмотрено измерение расхода в точкке «0» согласно паспорту на ротаметр. Все необходимые пожелания были указаны в техническом задании, изготовитель согласился выполнить их, а в результате полно недоработок. Хорошо, что бережем и лелеем старое оборудование, иначе негде было бы поверять ротаметры и аспираторы, которые используются в сфере охраны окружающей среды. Вроде и изготовитель проверенный ООО «Мир», (г. Казань). Мы приобретали у них установку для поверки бытовых и коммунальных счетчиков газа УПС-65 в 2009 году, которая до сих пор исправно работает. А вот после установки УПМР не хочется продолжать отношения. Никак не решена проблема с установками для поверки уровнемеров. В настоящее время в Государственный реестр средств измерений внесено более 300 типов уровнемеров. Методики поверки для большинства уровнемеров предусматривают поверку с помощью уровнемерных установок с погрешностью не ниже ±0,3%, но, к сожалению, такие установки никто не из-

148

О. Н. Устьянцева

готавливает. В этом виде измерения нужны не только новые эталоны, но и новые методы поверки. Здравый смысл подсказывают, что уровнемеры целесообразно поверять не демонтируя их с резервуара, т. е. требуются переносные эталонные уровнемеры, которых у нас нет. Метрологическая необеспеченность уровнемеров в процессе эксплуатации давно беспокоит и предприятия, и региональные центры поверки. К этой проблеме должны быть подключены и разработчики нормативной документации, и разработчики приборной продукции, и разработчики эталонных установок. Давно требуется современная установка для поверки счетчиков нефтепродуктов. В нашем регионе имеется одна очень старая установка ограниченного диапазона измерения, которую на сегодняшний день нечем заменить. А ведь потребность в поверке лопастных и шестеренчатых счетчиков нефтепродуктов, которыми оснащены автомобили для перевозки нефтепродуктов, имеется. Предлагаемые трубопоршневые установки не годятся для механических счетчиков, они пригодны только для расходомеров, имеющих импульсный выход. Здесь требуется специальная разработка установки, т. к. необходимо предусмотреть все меры пожаробезопасности, а также иметь специально оборудованное помещение категории А. Ситуация становится критической – количество приборов растет, а поверочного оборудования не хватает. От неповеренных приборов толку мало, кому нужны искаженные показания. Весь смысл измерений утрачивается, как только теряем веру в их достоверность. Одновременно с развитием и совершенствованием измерительных приборов необходимо развивать и совершенствовать эталонную базу и методы поверки приборов. Например, бездемонтажная поверка квартирных счетчиков оказалась очень востребованной населени-

Эталонное оборудование

149

ем, поэтому для увеличения бездемонтажной поверки квартирных счетчиков мы приобрели новые установки и значительно увеличили количество таких поверок. Региональные центры метрологии всегда в поиске нового современного производительного оборудования и новых методов поверок приборов. Ждем предложений от талатливых разработчиков поверочного оборудования. Сведения об авторе: Ольга Николаевна Устьянцева, зам. начальника отдела теплотехнических измерений ФГУ «ТЕСТ-Санкт-Петербург», e-mail: ustyancevao@mail.ru

151

Н. И. Ханов, В. И. Мишустин, М. Б. Гуткин, Ю. А. Чистяков ФГУП «ВНИИМ им. Д. И. Менделеева»

Международные сличения эталонов массового расхода жидкости APMP.M.FF-K1

В 2009 г. региональная метрологическая организация (РМО) стран Азиатско-Тихоокеанского региона APMP провела международные сличения эталонов массового и объемного расхода, получившие обозначение APMP.M.FF-K1. В сличениях принял участие ВНИИМ им. Д. И. Менделеева. ВНИИМ располагает рабочими эталонами расхода воды, характеристики которых находятся на уровне высшей точности измерений в этой области. В табл. 1 представлены метрологические характеристики установок ЕР-50 и ЕР 150. Тип установки из состава РЭ ЕР-50

ЕР-150

Погрешность , %

Эталонное СИ для передачи единицы

12 – 50000 кг/ч

0,05 0,1 0,30

весы мерник расходомер

2 – 320 м3/ч 2000 – 320000 кг/ч

0,05 0,1 0,3

весы мерник расходомер

Диапазон 0,012 – 50 м3/ч

Таблица 1

152

Н. И. Ханов, В. И. Мишустин и др.

В установках используются три независимых метода определения массы и объема жидкости: – по массе пролитой воды, определяемой эталонными весами; – по объему воды, пролитому в эталонные мерники; – по объему воды, определяемому с помощью эталонных расходомеров. Используемые методы определяют применяемые для передачи размера единиц эталонные средства измерений (см. табл. 1) и состав установок ЕР-50 и ЕР-150: – эталонные весы с наибольшим пределом взвешивания 3000 кг; – эталонные мерники объемами от 5,5 до 2027 дм3; – эталонные электромагнитные расходомеры с диаметрами условного прохода 10, 50, 150 мм; – система трубопроводов с измерительными участками для установки калибруемых средств измерений (СИ); – переключатель потока с нормированным временем переключения; – компьютерная система управления, сбора и представления результатов измерений. Учитывая метрологические характеристики установок, ВНИИМ, являясь членом APMP, заявил установку ЕР-150 для участия в ключевых сличениях национальных эталонов расхода воды APMP.M.FF-K1, экспериментальные исследования которых проходили в период с апреля по ноябрь 2009 г. В сличениях приняли участие шесть НМИ стран – постоянных членов APMP: Корея (KRISS) – НМИпилот, Япония (NMJ), Вьетнам (VMI), Тайвань (CMS/ ITRI), Китай (NIM), Россия (ВНИИМ) (перечислены в порядке выполнения измерений). Целью сличений являлось определение степени эквивалентности эталонов НМИ-участников путем про-

Международные сличения эталонов расхода жидкости 153

слеживаемости полученных результатов калибровок к опорному значению ключевых сличений ССМ.M.FF-K1, проводившихся в 2005 г., а также подтверждение заявленных НМИ измерительных возможностей. В качестве устройства сравнения применялся предоставленный НМИ-пилотом массовый кориолисовый расходомер Promass 83F1H, производства фирмы Endress and Hauser (США), с диаметром условного прохода 100 мм. Расширенная неопределенность измерения массы жидкости с использованием расходомера, заявленная НМИ-пилотом, составляла ±0,1%. На рис. 1 представлен расходомер в транспортной упаковке, а на рис. 2 – измерительный участок эталона ВНИИМ.

Рис. 1. Расходомер Promass 83F1H

154

Н. И. Ханов, В. И. Мишустин и др.

Рис. 2. Измерительный участок эталона ВНИИМ.

Сличение эталонов проводилось при двух значениях расхода воды, соответствующих числам Рейнольдса (Re) Re=254000 и Re=561000. Для каждого значения расхода проводилось по пять измерений массы жидкости для каждого направления изменения расхода (при увеличении и уменьшении Re). Окончательный отчет о сличениях APMP.M.FF-K1 представлен на сайте Международного бюро мер и весов (BIPM) и в журнале Metrologia [1] . В таблице 2 приведены результаты, полученные в сличениях.

Ui – расширенная неопределенность измерений массы, заявленная НМИ, %; k – коэффициент охвата; Ki – результат калибровки, имп/кг; u(Ki) – стандартная неопределенность для Ki.

0.05 0.09

NIM

VNIIM

12.0164 12.0106 12.0151

VMI

CMS

NIM

0.0050

0.0005

0.0063

0.0036

0.0056

di

Таблица 3

0.0055

0.0031

0.0036

0.0049

0.0023

0.0048

u(di)

Re=254000

0,0055 12.0036

0,8065 12.0113

0,0694 12.0109

0,6429 12.0174

0,7826 12.0142

K’i

0.00065

0.00062

0.00018

0.00086

0.00008

0.0021

0,5833 12.0091

Eni

11.9917

11.9973

11.9928

11.9986

11.9959

11.9979

u (Ki), имп/ кг

Re=254000 Ki, имп/кг

Таблица 2

2

2

12.0095 -0.0006

12.0137

NMIJ

VNIIM

12.0157

KRISS

K’i

2

0.06

CMS

Участник сличений

2

0.08

VMI

2

0.038

NMIJ

2

k

0.08

Ui, %

KRISS

Участник сличений

Результаты сличений

-0.0087

-0.0010

-0.0014

0.0051

0.0019

-0.0032

di

u (Ki), имп/кг

0.0049

0.0059

0.0031

0.0037

0.0049

0,3265

0,7373

0,1613

0,1892

0,5204

0,3958

Eni

0.00212

0.00018

0.00027

0.00062

0.00008

0.00025

0.0024

u(di)

Re=541000

11.9921

11.9998

11.9994

12.0059

12.0027

11.9976

Ki, имп/кг

Re=561000

Международные сличения эталонов расхода жидкости 155

156

Н. И. Ханов, В. И. Мишустин и др.

Участие в сличениях НМИ Кореи и Японии позволило обеспечить прослеживаемость к опорному значению, полученному в сличениях ССМ.М.FF-K1. В сличениях ССМ.М.FF-K, проведенных в 2005 г., шесть НМИ – Англии, Швеции, Германии, Японии, Кореи и Мексики представляли три международные региональные метрологические организации. Для учета временного дрейфа характеристик устройства сравнения (в обоих сличениях использовался один и тот же расходомер) были определены корректирующие поправки D, которые после введения в результаты сличений APMP.M.FF-K1 позволили сопоставить их с опорным значением сличений ССМ.М.FF-K. В табл. 3 приведены: – откорректированный результат калибровки ( ; – степень эквивалентности di между и KCRV сличений ССМ.М.FF-K; – относительная степень эквивалентности Eni между i-тым НМИ и KCRV сличений ССМ.М.FF-K. На рис. 3 и 4 для Re = 254000 и Re = 561000, соответственно, с учетом выполненных корректировок приведены относительная степень эквивалентности Eni для всех НМИ, участвовавших в двух упомянутых ключевых сличениях. Представленные результаты подтверждают возможности эталонной базы России в области измерений параметров потоков жидкости и газа (объемного и массового расхода). Участие в сличениях НМИ, демонстрирующих высшие достижения в указанных областях измерений, позволяет связывать полученные результаты с опорными значениями ключевых сличений, проводимых МБМВ.

Международные сличения эталонов расхода жидкости 157

Рис. 3. Степень эквивалентности для Re=254000

Рис. 4. Степень эквивалентности для Re=561000

Работа в APMP национальных метрологических институтов ведущих промышленно развитых стран обеспечивает полученным результатам высокий уровень международного признания.

158

Н. И. Ханов, В. И. Мишустин и др.

Литература 1. Final report of the APMP water flow key comparison: APMP.M.FF-K1 Kwang-Bock Lee et al 2011 Metrologia 48 07003).

Сведения об авторах: директор ФГУП «ВНИИМ им. Д. И. Менделеева», к. э. н. Н. И. Ханов, 198005, Санкт-Петербург, Московский пр., 19, тел. (812) 251-7601, факс (812) 713-0114; e-mail: info@vniim.ru; рук. отдела Гуткин М. Б., тел. (812) 323-9667, (812) 422-1273, факс (812) 713-0114; е-mail: 1952mb@rambler.ru; зам. рук. отдела, к. т. н. Мишустин В. И., тел. (812) 323-9667, е-mail: V.I.Mishustin@vniim.ru; ст. научн. сотр., к. т. н. Чистяков Ю. А., тел. (812) 251-5772, е-mail: Yu.A.Chistyakov@vniim.ru

159

Е. Н. Корчагина, Е. В. Ермакова, М. Б. Прудаев ФГУП «ВНИИМ им. Д. И. Менделеева»

О нестабильности калорийности угля – основного коммерческого параметра

На уголь приходится около 35% мирового потребления энергоресурсов. Россия удерживает второе место в мире по запасам угля (19% мировых запасов), преобладающую долю которых составляет энергетический уголь – 3641,9 млрд. тонн (89%), пятое место по объемам ежегодной добычи (5% мировой добычи) и обеспечивает около 12% мировой торговли энергетическим углем [1]. Добыча угля в России в 2008 году по данным Росстата составила 326,1 млн. тонн, что на 12,3 млн. тонн больше, чем в 2007 году. В настоящее время в отечественной угольной промышленности производственную деятельность по добыче угля осуществляет 231 угледобывающее предприятие, в том числе 138 разрезов и 93 шахты с общей производственной мощностью более 365 млн. тонн в год. В эксплуатации находятся 46 обогатительных фабрик общей производственной мощностью 145 млн. тонн [2]. Обеспечение эффективной межтопливной конкуренции взаимозаменяемых энергоносителей (газ, уголь), прямая государственная поддержка и стимулирование развития угольной энергетики повышает роль угля в топливно-энергетическом балансе и является

160

Е. Н. Корчагина, Е. В. Ермакова, М. Б. Прудаев

одним из стратегически-важных направлений государственной политики при формировании рационального топливно-энергетического баланса. Россия занимает одно из ведущих мест в мировой системе оборота энергоресурсов, активно участвует в мировой торговле ими и в международном сотрудничестве в этой сфере. За последнее пятилетие экспорт угля увеличился с 60,7 до 97,5 млн. тонн (в 1,6 раза) [1]. Использование достоверной и сопоставимой измерительной информации, являющейся по существу основой взаимных расчетов при торговых операциях, необходимо как для реализации положений большинства Законов РФ («Об энергосбережении», «О защите прав потребителя», «О стандартизации», «О сертификации продукции и услуг»), так и для эффективного сотрудничества и сохранения стабильных отношений с традиционными потребителями российских энергоресурсов, формирования и развития устойчивых торговых отношений с другими странами. Наряду с себестоимостью добычи и составляющей расходов на транспортировку, одним из факторов, влияющих на стоимость угля, является его качество, в частности основной параметр – калорийность. Уменьшение ошибок контроля качества энергоресурсов позволяет избежать экономических потерь, конфликтов между поставщиком и потребителем. Мировые цены на уголь для энергетики (по данным McCloskey Coal Report) на 08.01.2010 г. в среднем составляют 90–95 US$/т. Известно, что в последнее время на внешнем рынке планка по качеству, определяющая, какой уголь считать экспортным, поднялась. На сегодняшний момент базовый параметр по калорийности для экспортируемо-

О нестабильности калорийности угля

161

го угля составляет 6 000 ккал/кг при влажности 8–9% и зольности 12–14%. При обогащении до зольности в 6–7% калорийность продукта увеличивается до 6 600– 6 700 ккал/кг. Денежные потери на каждые 10 ккал/кг, рассчитанные исходя из расчета формирования стоимости (Ц) экспортного угля с учетом от его калорийности (по формуле 1), составляют 15 центов за тонну: (1) где:

– фактическая калорийность угля; – базовая калорийность экспортного угля (6000 ккал/кг); – средняя цена за тонну угля (90 – 95 US$/т).

Стандартные образцы (СО) нашли широкое применение в метрологической деятельности и в практике измерений, как одна из разновидностей внутрилабораторного контроля деятельности лабораторий. Анализ существующей практики и прогнозирование производственной потребности лабораторий угольных, теплоэнергетических и металлургических предприятий показал их заинтересованность в СО состава и свойств различных типов углей, аттестованных по одному или нескольким параметрам. Процедура создания и аттестации СО состоит в создании однородного по составу материала, в исследовании его стабильности и определении условий его хранения и применения. Лаборатория калориметрии ВНИИМ, осуществляющая деятельность по разработке, испытанию и внедрению СО в области калориметрии сжигания в целях обеспечения единства измерений на

162

Е. Н. Корчагина, Е. В. Ермакова, М. Б. Прудаев

основе применения указанных СО, с 2001 года провела научно-исследовательскую работу по изучению стабильности качественных параметров антрацита (марки А) и каменных углей различных марок (марка по ГОСТ 25543-88 ): газовый (Г), тощий (Т), газовый жирный отощенный (ГЖО), слабоспекающийся (СС), как исходного материала для создания государственных стандартных образцов (ГСО). Исследования показали, что все угли в зависимости от характера и степени преобразованности органического вещества обладают нестабильностью одной из наиболее важных коммерческих характеристик – удельной энергии сгорания (калорийности), а также выхода летучих веществ. При лабораторном хранении материала без дополнительных воздействий окружающей среды калорийность каменного угля марки СС за год снизилась на 146 кДж/кг, марки ГЖО за 1,5 года – на 415 кДж/кг, у тощего угля марки Т – на 203 кДж/кг. Нестабильность материала создает определенные сложности при создании ГСО состава и свойств углей, однако, в дальнейшем эта проблема будет нами решена выделением нескольких уровней точности показателей: для стабильных характеристик (зольность, содержание массовой доли серы) и для нестабильных (удельная энергия сгорания, выход летучих веществ). Такой путь позволит расширить номенклатуру подобных ГСО. Установлено, что антрацит, относящийся к углям высокой стадии метаморфизма, обладающий сравнительной устойчивостью к процессам окисления и имеющий низкий выход летучих веществ: от 1,5% до 9,0%, является наиболее стабильной формой, что делает его наиболее пригодным материалом для создания ГСО.

О нестабильности калорийности угля

163

В настоящее время лаборатория калориметрии ВНИИМ разработала, утвердила и выпускает 2 вида ГСО для бомбовой калориметрии: 1. ГСО состава и свойств антрацита № 9428-2009 (АН-ВНИИМ) (антрацит марки А), аттестованный по удельной энергии сгорания (29450±40) кДж/кг и, дополнительно, по зольности (11,33%) и массовой доле общей серы (0,11%).

2. ГСО высшей удельной энергии сгорания № 94292009 (Graphite ЕС-22) на основе спектрально-чистого графита (сумма примесей не более 10-5), аттестованный только по удельной энергии сгорания (32792±7) кДж/кг.

Список используемой литературы: 1. Энергетическая стратегия России на период до 2030 года [Электронный ресурс]: официальный сайт Министерства энергетики РФ. – Режим доступа: http://minenergo.gov.ru/activity/energostrategy/, свободный.

2. Типовой аналитический доклад «О состоянии и перспективах угольной отрасли и действиях государственной власти по оздоровлению социально-экономического положения организаций отрасли». [Электронный ресурс]: официальный сайт Министерства энергетики РФ. – Режим доступа: http://minenergo.gov.ru/activity/ coalindustry/coalsector/report.php, свободный.

164

Е. Н. Корчагина, Е. В. Ермакова, М. Б. Прудаев

Сведения об авторах: Елена Николаевна Корчагина, к.т.н., руководитель лаборатории государственных эталонов и научных исследований в области калориметрии сжигания и высокочистых органических веществ метрологического назначения, ФГУП «ВНИИМ им. Д. И. Менделеева», Санкт-Петербург, тел. (812) 323-9639, факс (812) 7130114, E.N.Korchagina@vniim.ru Елена Владимировна Ермакова, научный сотрудник лаборатории государственных эталонов и научных исследований в области калориметрии сжигания и высокочистых органических веществ метрологического назначения, ФГУП «ВНИИМ им. Д. И. Менделеева», Санкт-Петербург. Максим Борисович Прудаев, инженер лаборатории калориметрии ФГУП «ВНИИМ им. Д. И. Менделеева», Санкт-Петербург.

522

Содержание Обращение к участникам конференции

3

Раздел «Метрологическое обеспечение учета энергоресурсов» А. Н. Колесников. Опыт реализации 261-ФЗ (по материалам российских СМИ) С. Н. Канев. О новых правилах коммерческого учета тепловой энергии и теплоносителя

5

25

С. И. Черноморченко. О метрологическом обеспечении учета тепловой энергии 50 П. Б. Никитин. Нужен ли нам стандарт?

56

В. П. Каргапольцев, А. А. Мицкевич. О необходимости обеспечения комплексной поверки и ремонта средств измерений расхода тепловой энергии и воды

59

П. Б. Никитин. Универсальные возможности метрологического центра

71

В. А. Медведев. О едином критерии годности комплектов термометров сопротивления для теплосчетчиков при первичной и периодической поверке

77

В. Ю. Филатова. Термометры. Комплекты. ГОСТы (логика практического применения)

82

В. А. Медведев. Теплосчетчики и измерительные системы теплоты

92

523 А. А. Гнедов. Защита от фальсификаций в приборном учете тепловой энергии 123 А. К. Карпович. Новый порядок утверждения типа средств измерений

134

О. Н. Устьянцева. Эталонное оборудование

143

Н. И. Ханов, В. И. Мишустин и др. Международные сличения эталонов массового расхода жидкости APMP.M.FF-K1

151

Е. Н. Корчагина, Е. В. Ермакова, М. Б. Прудаев. О нестабильности калорийности угля – основного коммерческого параметра

159

Раздел «Учет энергоресурсов, диспетчеризация» Холдинг «Теплоком». Оборудование для учета энергоресурсов

166

Вычислители серии КАРАТ-307 — новый продукт НПП «Уралтехнология» 175 В. И. Шутиков. Опыт промышленной эксплуатации дифференциальноинтегрирующей системы на тепломагистрали Ду-900 209 В. М. Меркулов. Некоторые тонкости измерения температуры термометром сопротивления

226

Г. М. Сологуб, Н. В. Волкова. Конструктивные особенности квартирных термометров КТСП-Н. Современные технологии 234 В. А. Магала, А. Л. Манин. Вихревые преобразователи расхода производства ЗАО НПО «Промприбор»

244

524 С. Н. Носов. О некоторых результатах испытаний ультразвуковых расходомеров FLUXUS

264

И. Д. Вельт, Ю. В. Михайлова. Имитационное моделирование электромагнитных расходомеров

282

В. М. Бобровник, В. Е. Чередниченко. Приборы учета канализационных стоков для объектов ЖКХ

300

В. И. Мишустин, М. Б. Гуткин, Ю. А. Чистяков. Методика измерений расхода и объема попутного нефтяного газа счетчиками газа ТРСГ-ИРГА

303

ЗАО «НПК ВИП». Энергоэффективность в средствах измерения

323

С. Г. Устьянцев. О выборе пределов измерения манометра в узлах учёта газа

326

И. Дианов, Д. Пронин, А. Яманов.

M2M коммуникации без проводов.

GSM и Zigbee решения AnCom

332

Е. Ю. Басова. Современные энергосервисы

349

А. Ю. Логинов. Эволюция систем контроля учета энергоресурсов

358

И. Г. Новиков. Диспетчеризация – дань моде или необходимость?

362

А. А. Минаков, А. Ю. Ефремов, М. В. Кочнев и др. САДКО-Тепло – модель 2011

373

Э. В. Тясто. Диспетчеризация АИТП на базе программного комплекса «Взлет СП» и ее интеграция с системами мониторинга и управления инженерными системами зданий

397

525 А. А. Кожанец, А. Ю. Ефремов. Термоконтроллер «Прамер-710-01»

403

Раздел «Энергосбережение, аудит» И. В. Кузник. Оценка эффективности транспортирования тепловой энергии

414

С. И. Черноморченко. Об эффективности систем теплоснабжения

426

Г. П. Петраков, В. С. Слепченок. Определение экономической эффективности усиления теплоизоляции трубопроводов тепловых сетей

434

В. П. Каргапольцев, А. А. Мицкевич. Энергосберегающая система водоподготовки

447

А. В. Чигинев. Экономия в тепло- и водоснабжении ЖКХ, которую можно измерить

460

В. А. Хазнаферов. Приборный учет газа как индикатор работы котельной 479 Д. И. Федосеев. Блочные индивидуальные тепловые пункты БИТП

485

«Теплоком»: инвестиции в ЖКХ – это реальность

492

НП «Городское объединение домовладельцев». Энергоэффективный квартал – демонстрационная зона защиты окружающей среды и климата 496 Р. Г. Крумер, Л. Р. Крумер. Особенности национального энергоаудита

512

526