Page 1


Коммерческий учет энергоносителей Материалы XXXI международной научно-практической конференции

Санкт-Петербург, 26-28 апреля 2011 года


414

И. В. Кузник руководитель проекта Департамента по развитию теплового бизнеса ЗАО «КЭС»

Оценка эффективности транспортирования тепловой энергии

В результате полноценной реализации ФЗ № 261 «Об энергосбережении…» в ближайшие два года уровень так называемого оприборивания в централизованных системах теплоснабжения должен приблизиться к 100%. В такой ситуации появится возможность инструментального измерения потерь тепловой энергии (ТЭ) при ее транспортировании и объективной оценки эффективности эксплуатируемых тепловых сетей. Целью таких измерений является управление эффективностью централизованного теплоснабжения в части транспортных издержек. Задачей для достижения данной цели становится создание неких коэффициентов (параметров эффективности), с помощью которых можно объективно оценивать состояние конкретной сети, транспортирующей ТЭ, по сравнению с нормой, с другими сетями, а также изменения рассматриваемой сети во временном горизонте. Очень важно, чтобы такие параметры были приведенными, позволяющими сопоставлять эффективность сетей и отдельных ее объектов в различных климатических зонах в разные времена года. В качестве первичной информации предполагается использовать результаты измерений, получаемые с помощью приборов учета тепловой энергии (теплосчетчиков). Ав-


Транспортирование тепловой энергии

415

томатизация получения результатов измерений даст возможность автоматизировать расчеты параметров эффективности, как самой сети, так и ее отдельных объектов в выбранный период времени. Автор предлагает использовать три параметра, описывающих эффективность транспортирования ТЭ. Для каждого параметра можно установить нормативы (ввести классность), проведя корреляцию (установив соответствие) с существующими и применяемыми на сегодняшний день расчетными методиками. Первый параметр – коэффициент циркуляции теплоносителя KЦТ, Гкал/т, – позволяет определить эффективность использования теплоносителя для транспортирования ТЭ. Предлагается рассчитывать его отдельно для каждого участка трубопровода на основе показаний (суммы показаний) прибора учета. Его величина высчитывается по формуле: KЦТ = Q/M2 Где: Q – энергия в Гкал; М2 – масса теплоносителя, прошедшая по обратному трубопроводу в тоннах. Величины предлагается брать за расчетный период. Наиболее подходящим, по мнению автора, является месяц. Второй параметр – коэффициент загрузки трубопровода КЗТ , м/с, – дает возможность определять уровень загруженности трубопровода, оптимальную скорость течения воды. На эту скорость рассчитывается циркуляция и передаваемая мощность трубопровода. Скорость обоснована расчетами еще в 70-е гг. прошлого века для магистральных сетей как оптимум соотношения CAPEX и OPEX (~1,5 м/с). С тех пор изменились и капитальные затраты, и стоимость изоляции, да и температурные графики практически нигде не соблюдаются. Поэтому эмпирически найденный оптимум во многих сетях се-


416

И. В. Кузник

годня составляет ~2 м/с. Данный параметр высчитывается по формуле: КЗТ = V * 4/(� * Dу2 * t * 3600) Где: V – объем теплоносителя за период, м3; Dу – диаметр трубопровода, м; t – продолжительность периода, ч. Рассчитывать его следует отдельно для каждого участка трубопровода на основе показаний (суммы показаний) прибора учета. Третий параметр – коэффициент эффективности теплоизоляции трубопровода, Вт/м2 * °С. Его величина показывает мощность потерь энергии, приведенную на площадь и градус температуры. Следует заметить, что получение данного коэффициента сопряжено с проблемой обеспечения точности измерений. Так, при попытке использовать измеренные приборами значения


Транспортирование тепловой энергии

417

количества тепловой энергии мы получим недостаточную точность измерения. Классический счетчик тепловой энергии при измерении энергии имеет пределы погрешности ±4%, что не позволяет добиться требуемой точности по причине соразмерности пределов погрешности и измеряемой величины (рис. 1). При попытке использования значений температуры для вычисления ее потерь (часто менее 1ºС) в трубопроводах от источника до потребителя, отдельно по трубопроводу подачи и обратки, мы опять же столкнемся с неточностью измерения. Классический счетчик тепловой энергии при измерении значения абсолютной температуры имеет погрешность примерно ±1ºС, что не позволяет добиться требуемой точности по причине соразмерности пределов погрешности и измеряемой величины (рис. 2). Поэтому указанные способы измерения и расчета параметра эффективности применить на прак-


418

И. В. Кузник

тике не представляется возможным в силу величины указанных погрешностей. В связи с этим предлагается принять в качестве метода расчет на основе величин совокупных потерь теплового потенциала (разности температур между трубопроводами подачи и обратки), умноженных на усредненную массу теплоносителя, измеренного в подающем и обратном трубопроводах. Классический счетчик тепловой энергии при измерении значения разности температур имеет погрешность ±0,1ºС, что позволяет добиться приемлемой точности, так как размерность пределов погрешности теплосчетчика и измеряемой величины отличается на порядок (рис. 3). Разделив полученное таким способом значение количества энергии на сумму площадей трубопроводов подачи и обратки за рассматриваемый период и на разность температур воздуха и теплоносителя, мы получим искомый параметр.


419

Транспортирование тепловой энергии

Иначе говоря, в целом это выглядит как разность между разницей средневзвешенных температур теплоносителя у поставщика (δТИ) и разницей средневзвешенных температур у потребителей (δТП), умноженной на массу теплоносителя (МИ), отнесенную на площадь поверхности трубопроводов (подачи и обратки) и на разность температур между средней температурой теплоносителя и воздуха (δТВ), а именно: 1.) ; °С

2.) ; °С 3.) ; °С 4.) S = L × � × D; м2 5.) ;Вт/м2 * °С – КЭТТ – параметр (коэффициент теплопроводности) эффективности теплоизоляции трубопроводов (потери теплового потенциала) за рассматриваемый период, Вт /м2 * °С.


420

И. В. Кузник

– δТИ – средневзвешенная разность температур в трубопроводах подачи и обратки источника ТЭ за рассматриваемый период, °С. – δTИN – средняя разность температур, измеренная в трубопроводах подачи и обратки источника ТЭ за час (N – час), °С. – МИN –масса теплоносителя прошедшего в трубопроводах подачи и обратки источника ТЭ за час (N – час), т. – МИ – усредненный измеренный массовый расход теплоносителя, прошедший в трубопроводах подачи и обратки источника ТЭ за рассматриваемый период (корректно для сетей с разбором теплоносителя менее 10%), т/ч. – MПN – масса теплоносителя прошедшая по трубопроводу, измеренная у конкретного потребителя за рассматриваемый период (N – потребитель), т. – MПN,М – масса теплоносителя прошедшая по трубопроводу, измеренная у конкретного потребителя (N – потребитель) за М-ный час, т. – δTПN – средневзвешенная разность температур теплоносителя в трубопроводах подачи и обратки у конкретного потребителя за рассматриваемый период(N – потребитель),°С. – δТПN,M – разность температур теплоносителя у конкретного N-ного потребителя за рассматриваемый M-ный час, °С. – δТП – средневзвешенная разность температур теплоносителя у потребителей за рассматриваемый период, °С. – δTВ – средняя разность температур между средней температурой теплоносителя в подаче и обратке источ-


Транспортирование тепловой энергии

421

ника и средней температурой воздуха за рассматриваемый период, °С. – TВ – средняя температура воздуха за рассматриваемый период, °С. – TИп – средняя температура теплоносителя в подаче источника за рассматриваемый период, °С. – TИО – средняя температура теплоносителя в обратке источника за рассматриваемый период, °С. – S – площадь трубопроводов рассматриваемого участка сети, м2. – L – длина трубопроводов рассматриваемого участка сети, м. – D – диаметр трубопроводов рассматриваемого участка сети, м. – СР – теплоемкость (ккал / кг * °С). Итак, по мнению автора, для того чтобы оценить состояние сети теплоснабжения достаточно знать три параметра, характеризующих конкретную сеть: 1. Коэффициент циркуляции теплоносителя (КЦТ), Гкал/т. 2. Коэффициент загрузки трубопровода (КЗТ), м/с. 3. Коэффициент эффективности трубопровода (КЭТТ), Вт / м2 * °С.

теплоизоляции

При использовании величины этих коэффициентов оценка состояния конкретной сети, с точки зрения ее эффективности становится управленческой задачей, обладающей достаточными условиями для успешного решения. Не менее важно получить аналогичные параметры в целях оценки эффективности потребления тепловой


422

И. В. Кузник

энергии зданиями для нужд отопления. Хотелось бы иметь параметр, который показывает эффективность потребления вне зависимости от температуры воздуха на улице и вне зависимости от площади строения. В этом случае мы сможем ранжировать здания и сравнивать эффективность использования ими тепловой энергии в разные периоды времени. Такой параметр рассчитывается следующим образом: информация о количестве потребленной ТЭ за рассматриваемый период (месяц) делится на площадь здания и затем делится на разность температур воздуха в помещении (норма) и воздуха на улице. Получаем коэффициент эффективности потребления тепловой энергии – КЭП (Вт / м2 * °С за месяц). По информации, полученной на вводе в здание, вычисляется описанный выше коэффициент циркуляции теплоносителя – КЦТ (Гкал / т). Если здание подключено к системе централизованного горячего водоснабжения (ГВС), то параметр (коэффициент) эффективности потребления горячей воды – КЭГВС – выглядит как количество потребленной воды одним человеком за месяц (м3 / чел). Следует также оценивать эффективность циркуляции воды в системе ГВС (соответствующий коэффициент – КЭЦГВС), что определяется отношением разобранной воды к количеству горячей воды, прошедшей по подающему трубопроводу: f = р м3 / п м3 Автор считает, что именно эти параметры должны указываться в так называемых энергетических паспортах. Рассмотрим на конкретном примере расчет предложенных параметров эффективности. Условия: одна ко-


159

89

108

108

89

1

2

3

4

5

100

54

40

88

160

27,96

18,32

13,57

24,60

79,92

S, м2

1860,1

3865,1

3961,3

3955,6

Площадь здания, м2

85

169

141

179

Кол-во жителей

0,026

0,029

0,034

0,029

0,031

КЗТ, м/с

0,145

0,136

0,124

0,192

0,225

–0,35

–35,21

10051,37

2116,30

2754,83

2509,20

2671,04

10016,16

M2

КЦТ, Гкал/т

–0,25

4,82

% небаланс

L, м

–29,41

17,27

небаланс

Ду, мм

2333,75

3234,77 11611,27

5

93,78

2947,66

3095,09

59,79

Московская, д. 44

4

99,27

88,49

341,32

Первомайская, д. 3

3

11581,86

M1

Сумма

Первомайская, д. 5

2

358,60

Q=Q1 +Q2

Московская, д. 46

Котельная № 3

1

10

40,03

40,48

35,32

40,36

38,79

T2

2,81

1,613

1,084

1,177

1,025

1,235

КЭЭТ, КЭП, Вт/ Вт/м2°С м2°С

62,85

64,95

65,23

64,79

65,86

T1

2,56

2,84

3,11

2,37

2,73

КЭГВС, м3/чел

0,37

5,80

1559,90

217,45

479,94

438,46

424,05

1565,70

M1–M2

0,09

0,15

0,15

0,14

0,14

КЭЦГВС, рм3/пм3

22,82

24,47

29,91

24,43

27,07

T1–T2

Транспортирование тепловой энергии 423


424

И. В. Кузник

тельная, четыре потребителя, система теплоснабжения открытая, температура на улице (TВ) – 6, температура в помещении (Tп) +20. Q = Q1+ Q2; Q1= M2 * (T1 – T2); Q2= (M1 – M2) * (T1 – Tk); Tk=10. Рассмотрим полученные параметры эффективности для начала по потребителям. – Параметр КЭП (Вт / м2 * ºС) выявил, что наиболее эффективными является жилой дом по адресу Первомайская, д. 5 (2) – с коэффициентом 1,025, а наименее эффективным – жилой дом по адресу Московская, д. 46 (5) с коэффициентом 1,613. Разница более 50%. – Параметр КЦТ (Гкал/т) выявил, что наиболее эффективным является жилой дом по адресу Первомайская, д. 3 (3) с коэффициентом 0,034, а наименее эффективным – жилой дом по адресу Московская, д. 46 (5) с коэффициентом 0,026. Разница более 25%. – Параметр КЭГВС (м3 / чел) выявил, что наиболее эффективным является жилой дом по адресу Первомайская, д. 5 (2) с коэффициентом 2,37, а наименее эффективным – жилой дом по адресу Первомайская, д. 3 (3) с коэффициентом 3,11. Разница более 25%. – Параметр КЭЦГВС (р м3 / п м3) выявил, что наиболее эффективным является жилой дом по адресу Первомайская, д. 3 (3) с коэффициентом 0,23, а наименее эффективным – жилой дом по адресу Московская, д. 46 (5) с коэффициентом 0,09. Разница более 150%. Теперь рассмотрим параметры теплосети. – Значение КЦТ (Гкал / т) составило 0,031. Следовательно, должны быть приняты меры по изменению состояния сети, ведущие к наименее эффективному объ-


Транспортирование тепловой энергии

425

екту жилому дому по адресу Московская, д. 46 (5) где КЦТ = 0,026. – Параметр КЗТ (коэффициент эффективности загрузки трубопровода, м / сек) выявил, что диаметр трубопровода явно завышен, по всем участкам скорость движения теплоносителя далека от оптимальной ~2 м/с. Требуется выполнить расчет, который обоснует экономическую целесообразность замены труб на аналоги меньшего диаметра. – Параметр КЭТТ (коэффициент эффективности теплоизоляции трубопровода, Вт / м2 * °С) составил 2,81. Между тем, современная ППУ-изоляция обеспечивает этот показатель на уровне 1,0–1,5. По предложенным параметрам можно сравнивать объекты как с другими объектами (находящимися в других климатических регионах), так и наблюдать изменение состояния конкретного объекта во временном горизонте в процессе эксплуатации и реконструкции.

Сведения об авторе: Игорь Владимирович Кузник, руководитель проекта Департамента по развитию теплового бизнеса ЗАО «КЭС», i.kuznik@ies-holding.com


426

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

Об эффективности систем теплоснабжения

Обсуждение предыдущей статьи: «К вопросу о «закрытии» систем теплоснабжения», опубликованной в журнале «Коммунальный комплекс России» №10 (76) за октябрь 2010 г., не дало убедительных доводов в пользу закрытых систем, кроме голословного утверждения, что они лучше открытых, потому какие системы более эффективны, открытые или закрытые, придется разбираться более подробно. Итак, система теплоснабжения – это совокупность взаимосвязанных теплоустановок, осуществляющих теплоснабжение района, города, предприятия (ГОСТ 19431-84 «Энергетика и электрификация. Термины и определения»). Наиболее эффективной является система, в которой при минимальном расходе теплоносителя осуществляется максимальная передача тепловой энергии потребителям, т. е. разность температур теплоносителя между подающим и обратным трубопроводами максимальная. Рассмотрим эффективность передачи тепловой энергии от источника к потребителям в зависимости от типа системы теплоснабжения: открытой или закрытой. Для оценки количественного соотношения эффективности рассматриваемых систем введем коэффициент k = Δt / Σm, где: Δt – разность температуры теплоносителя в подающем и


Об эффективности систем теплоснабжения

427

обратном трубопроводах, т. е. Δt = t1 – t2, а Σm – сумма расходов теплоносителя в подающем и обратном трубопроводах, т. е. Σm = m1 + m2. Сам по себе этот коэффициент физического смысла не имеет, я даже не рассматриваю его размерность (весьма непривычную). При передаче одного и того же количества тепловой энергии в двух разных системах или в одной и той же системе, но при разных температурных режимах по величине коэффициента (k) можно не только определить оптимальный вариант системы или режима, но и оценить количественное соотношение эффективности рассматриваемых систем или режимов по величине отношения коэффициентов (k). Для сравнения систем построена упрощенная математическая модель, в частности пренебрегающая изменением теплосодержания теплоносителя от изменения давления, некоторыми отличиями режимов теплопотребления нагрузками отопления и вентиляции и, чтобы не отвлекаться на мелочи, площадь теплообменных аппаратов принята бесконечно большой. Схемы оборудования тепловых центров потребителей взяты из СП 41-101-95 «Проектирование тепловых пунктов», запорная и регулирующая арматура, системы автоматики на схемах условно не показаны и их влияние на режим работы системы теплопотребления в модели не учитывается. Открытая система теплоснабжения с непосредственным присоединением системы отопления и вентиляции объекта теплоснабжения. Отбор теплоносителя на нужды горячего водоснабжения (далее ГВС) производится непосредственно из тепловой сети.


428

С. И. Черноморченко

Закрытая система теплоснабжения с независимым присоединением системы отопления и вентиляции объекта теплоснабжения. Отбор теплоносителя на ГВС из тепловой сети не производится. В системе ГВС нагрев исходной воды из городского водопровода осуществляется в теплообменном аппарате по одноступенчатой схеме. Далее рассматриваются два варианта охлаждения теплоносителя из подающего трубопровода в теплообменном аппарате ГВС до температуры обратного трубопровода (бывает и такое, сам видел) и до температуры исходной воды из городского водопровода (более разумный вариант с точки зрения эффективности). Закрытая система теплоснабжения с независимым присоединением системы отопления и вентиляции объекта теплоснабжения. Отбор теплоносителя на нужды ГВС из тепловой сети не производится. В системе ГВС нагрев исходной воды из городского водопровода осуществляется в двух теплообменных аппаратах по двухступенчатой схеме. Открытая система теплоснабжения с непосредственным присоединением системы отопления и вентиляции объекта теплоснабжения. С тепловым насосом, передающим энергию от возвращаемого на источник теплоснабжения теплоносителя в систему отопления объекта теплоснабжения. Отбор теплоносителя на нуж-


Об эффективности систем теплоснабжения

429

ды горячего водоснабжения (далее ГВС) производится непосредственно из тепловой сети. Из многочисленных вариантов расчета соотношения эффективности систем теплоснабжения в отношении к базовому варианту (широко распространенная открытая система без элементов автоматики и регулирования) привожу график зависимости относительной эффективности перечисленных ранее систем в зависимости от температуры наружного воздуха. График рассчитан для следующих условий: график регулирования температуры теплоносителя 150/70°С без срезки сверху и со срезкой снизу (при температуре 70°С), температура ГВС 70°С, нагрузка ГВС составляет 25% от расчетной нагрузки отопления, рассчитанной на минимальную температуру наружного воздуха (–26°С), производительность теплового насоса 25%, т. е. четверть тепловой энергии возвращаемого на источник теплоснабжения теплоносителя передается в систему отопления и вентиляции объекта теплоснабжения. Несложно заметить, что максимальный выигрыш от всех «наворотов» закрытых систем даже для самого эффективного варианта


430

С. И. Черноморченко

(двухступенчатого нагрева воды на ГВС) не превосходит 8% по отношению к базовому варианту – открытая система с чугунным элеватором. Подчеркиваю, чугунный элеватор в открытых системах проигрывает многочисленным теплообменникам, насосам и автоматике, установленным в закрытых системах, не более 8%. Если же в открытой системе поставить близкий к закрытым систем набор теплообменных аппаратов, насосов, автоматики и т. д., т. е. поставить тепловой насос, выигрыш составляет, для приведенного примера, до 63% по отношению к базовому варианту – открытая система с чугунным элеватором. Дополнительно обращаю внимание, что закрытая система с одноступенчатым подогревом ГВС, работающая с температурным перепадом от температуры подающего трубопровода до температуры обратного трубопровода, проигрывает базовому варианту 27% и более. Изменив в приведенных выше условиях график регулирования температуры теплоносителя на 150/35°С, получаем следующее соотношение эффективности систем по отношению к базовому варианту (см. график


Об эффективности систем теплоснабжения

431

ниже). Нетрудно заметить, что в этом случае закрытые системы в любой комплектации проигрывают базовому варианту от 6% и более во всем диапазоне температур наружного воздуха. Обращаю внимание, что закрытая система с одноступенчатым подогревом ГВС, работающая с температурным перепадом от температуры подающего трубопровода до температуры обратного трубопровода, проигрывает базовому варианту от 22% и более. Совершенно очевидно, что закрытые системы по эффективности передачи тепловой энергии от источника теплоснабжения к теплопотребляющим установкам потребителей значительно уступают открытым системам. Я не случайно привел график регулирования температуры 150/35°С. Такие графики в настоящее время не используются, но когда мы перейдем от разговоров об энергосбережении к реальному энергосбережению непременно придем к такому или близкому к такому температурному графику. Дело в том, что существующее решение вопроса регулирования теплопотребления предоставляет потребителям альтернативу: или энергосбережение или комфортные условия в жилых помещениях (третьего не дано). Более того изменение режима теплопотребления осуществляется централизовано на источнике теплоснабжения и (или) в тепловом пункте здания. То есть, конечный потребитель (жилец квартиры или сотрудник офиса) не имеет возможности изменить режим теплопотребления в соответствии с его, потребителя, нуждами и желанием. Исправить положение можно, для этого необходимо на отопительных приборах (батареях центрального отопления) установить регуляторы, предоставляющие потребителю техническую возможность влиять на количество выделяемой в отапливаемые помещения тепловой энергии. Не вдаваясь в технологические подробности, отметим, что при этом значительно уменьшается температура теплоносителя на выходе из отопительных приборов (бата-


432

С. И. Черноморченко

рей), что и обеспечивает эффективное использование энергии теплоносителя и всей системы теплоснабжения в целом. При отсутствии отбора воды на нужды ГВС все системы (как открытые, так и закрытые) по эффективности равнозначны, кроме варианта с тепловым насосом, который является более эффективным в любых условиях и при любых режимах. Не думаю, что установка тепловых насосов примет массовый характер, в этом попросту нет необходимости, но в обоснованных случаях такое решение может быть вполне оправдано. Например, в зоне теплоснабжения существующего источника теплоснабжения появилась дополнительная нагрузка новое строительство или реконструкция существующих объектов. Возможен вариант, при котором будет экономически целесообразно установить дополнительные мощности на источнике теплоснабжения и, не проводя реконструкции тепловых сетей за счет применения тепловых насосов увеличить пропускную способность существующих тепловых сетей, т. е. обеспечить теплоснабжение, как существующих объектов, так и новых с минимальными затратами. В завершение должен еще раз повторить, что выбор открытой или закрытой системы теплоснабжения должен производиться на основании техникоэкономических расчетов. При этом необходимо отметить, что закрытые системы обеспечивают гидравлическую развязку тепловых сетей, а открытые системы обладают более высокой надежностью и перспективой повышения эффективности, кроме того стоимость ГВС для конечного потребителя в открытых системах меньше, чем в закрытых системах, вдобавок, в открытых системах теплоносителем является вода питьевого качества.


Об эффективности систем теплоснабжения

433

Сама модель будет продемонстрирована на конференции, где можно будет по желанию аудитории подставить любые значения и посмотреть результат. Сведения об авторе: С. И. Черноморченко, начальник отдела автоматизации обработки данных о теплопотреблении филиала «Энергосбыт» ГУП «ТЭК СПб», тел.: (812) 300-91-55, e-mail: ChernomorchenkoSI@gptek.spb.ru


434

Г. П. Петраков советник генерального директора Группы компаний «Сто Третий Трест» В. С. Слепченок консультант проектного отдела ЗАО «РСУ-103»

Определение экономической эффективности усиления теплоизоляции трубопроводов тепловых сетей Введение Проблемы обеспечения тепловой энергией городов северных и восточных регионов Российской Федерации, в связи с достаточно суровыми климатическими условиями, по своей значимости могут сравниться с проблемами обеспечения населения продовольствием и представляют задачу большой государственной важности. Мегаполисы этих регионов имеют крупные системы централизованного теплоснабжения. Существующие схемы теплоснабжения характеризуются высокой повреждаемостью, большими тепловыми потерями и, как следствие, недостаточной (ниже расчетной) экономичностью эксплуатации водяных тепловых сетей. Низкая надежность и экономичность тепловых сетей – следствие технической политики, проводимой в нашей стране на протяжении нескольких десятилетий. Существующие трубопроводы тепловых сетей быстро стареют, теряют свою герметичность. Для обеспечения экономической эффективности и надежности теплоснабжения необходимо интенсивно


Об эффективности систем теплоснабжения

435

проводить модернизацию системы теплоснабжения. Наиболее слабым звеном системы теплоснабжения являются теплопроводы. Опыт эксплуатации тепловой сети показал, что по сравнению с другими конструкциями тепловой изоляции значительное преимущество имеют трубопроводы с пенополиуретановой (ППУ) теплоизоляцией. В данной статье нами оценивается экономическая эффективность энергосберегающих технологий на примере расчета снижения тепловых потерь при увеличении толщины ППУ изоляции трубопроводов тепловой сети в результате модернизации системы теплоснабжения г. Кировск Мурманской области. Главной целью модернизации системы теплоснабжения г. Кировска [1] является подключение тепловых сетей котельной г. Кировска к Апатитской ТЭЦ. Подключение в соответствии с технической политикой ОАО «ТГК-1» осуществляется по независимой схеме через водо-водяные теплообменники. Соответственно организуются два контура циркуляции: первый контур – от Апатитской ТЭЦ до теплообменников; второй контур – тепловые сети г. Кировска. Для размещения теплообменников и насосного оборудования сооружается центральный тепловой пункт (ЦТП), располагающийся вблизи г. Кировска. Передача тепловой энергии от Апатитской ТЭЦ до теплообменников ЦТП выполняется по тепломагистрали. С учетом протяженности тепломагистрали (12,15 км) предусматривается сооружение павильонов секционирующей арматуры. Подача теплосетевой воды проектируется по двум надземным подающим трубопроводам диаметром 630х12 мм, возврат – по одному надземному трубопроводу диаметром 720х9 мм.


436

Г. П. Петраков, В. С. Слепченок

Исходные данные для расчета 1. График температур в отопительный период – 150/80ºС, график температур в межотопительный период – 70/60ºС (или ГВС по одному трубопроводу с температурой 70ºС), избыточное давление – до 2,5 МПа [1]. 2. Средняя температура наружного воздуха за отопительный период tн.в.от.п.= –4,4ºС [2, 4]. 3. Средняя температура наружного воздуха за межотопительный период tн.в.межот.п.= 6,6ºС [2, 4]. 4. Средняя расчетная температура наружного воздуха tн.в.= –0,5ºС [1, 3, 4]. 5. Средняя температура теплоносителя за отопительный период в подающем трубопроводе tп.от.п.= 89ºС [1]. 6. Средняя температура теплоносителя за отопительный период в обратном трубопроводе tо.от.п. = 58ºС [1]. 7. Средняя температура теплоносителя за межотопительный период на нужды ГВС в подающем трубопроводе tп.межот.п.= 69ºС [1]. 8. Средняя температура теплоносителя за межотопительный период на нужды горячего водоснабжения в обратном трубопроводе tо.межот.п.= 58ºС [1]. 9. Продолжительность отопительного периода Тот.п.= 6820 ч, продолжительность межотопительного периода Тмежот.п.= 1580 ч [2, 3, 5]. 10. Плотность ППУ изоляции – 60 кг/м3, теплопроводность при средней температуре 50°С – 0,033 Вт/(м∙°С) [1, 6].


437

Об эффективности систем теплоснабжения

Определение эквивалентного диаметра трубопроводов тепловой сети Эквивалентный диаметр трубопроводов тепловой сети определяется [7] по формуле: мм. Определение удельных тепловых потерь энергии для трубопроводов тепловой сети надземной прокладки для стальных трубопроводов в ППУ изоляции (толщиной 75 мм, соответствует Типу 1) с защитной оболочкой из оцинкованного железа по ГОСТ 30732-2006 [6] Средние суммарные удельные тепловые потери в отопительный период по подающему и обратному трубопроводам определяются [7] по формулам:

ккал/ч•м, где = 53,8 ккал/ч•м – расчетное значение плотности для обратного трубопровода со средней температурой теплоносителя t1 = 60ºС [6, 8, 9];


438

Г. П. Петраков, В. С. Слепченок

= 82,8 ккал/ч•м – расчетное значение плотности для подающего трубопровода со средней температурой теплоносителя t2 = 90ºС [6, 8, 9]; = 89ºС и = 58ºС – средние значения температуры в подающем и обратном трубопроводах (см. исходные данные); = –4,4ºС – средняя температура наружного воздуха (см. исходные данные); = –0,5ºС – расчетная температура наружного воздуха (см. исходные данные). Средние суммарные удельные тепловые потери в межотопительный период по подающему и обратному трубопроводам определяются [7] по формулам:

ккал/ч•м, = 37,5 ккал/ч•м – расчетное значение плотности где для обратного трубопровода со средней температурой горячей воды t1 = 60ºС [6, 8, 9]; = 46,7 ккал/ч•м – расчетное значение плотности для подающего трубопровода со средней температурой горячей воды t2 = 70ºС [6, 8, 9];


Об эффективности систем теплоснабжения

439

= 69ºС и = 58ºС – средние значения температуры в подающем и обратном трубопроводах (исходные данные); = 6,6ºС – средняя температура наружного воздуха (см. исходные данные); = –0,5 ºС – расчетная температура наружного воздуха (см. исходные данные). Определение удельных тепловых потерь энергии для трубопроводов тепловой сети надземной прокладки для стальных трубопроводов в ППУ изоляции (толщиной 125 мм, соответствует усиленному типу) с защитной оболчкой из оцинкованного железа по ГОСТ 30732-2006 [6]. Средние суммарные удельные тепловые потери в отопительный период по подающему и обратному трубопроводам вычисляются аналогично:

ккал/ч•м, где = 34,5 ккал/ч•м – расчетное значение плотности для обратного трубопровода со средней температурой теплоносителя t1 = 60ºС [6, 8, 9]; = 53,3 ккал/ч•м – расчетное значение плотности для подающего трубопровода со средней температурой теплоносителя t2 = 90ºС [6, 8, 9]. Средние суммарные удельные тепловые потери в межотопительный период по подающему и обратному трубопроводам вычисляются аналогично:


440

Г. П. Петраков, В. С. Слепченок

ккал/ч•м, = 24,1 ккал/ч•м – расчетное значение плотности где для обратного трубопровода со средней температурой горячей воды t1 = 60ºС [6, 8, 9]; = 30,0 ккал/ч•м – расчетное значение плотности для подающего трубопровода со средней температурой горячей воды t2 = 70ºС [6, 8, 9]. Определение нормативных и фактических потерь тепловой энергии В таблице 1 приведены удельные тепловые потери для разных вариантов, полученные в результате расчета. Средние часовые потери тепла за расчетный период функционирования теплотрассы определяются по формулам [7, 10]: , ккал/ч, где qн.п.р.п., qн.о.р.п. – удельные часовые тепловые потери подающих и обратных трубопроводов надземной прокладки, ккал/ч∙м; L – длина трубопроводов тепловой сети, м; β – коэффициент местных тепловых потерь [7, 8, 10], учитывающий потери запорной арматурой, компенсаторами, опорами (принимается равным 1,15); К – коэффициент, учитывающий фактическое состояние тепловых сетей [7, 10]. Он показывает отношение


60,5

60,5

Надземная прокладка тепловых сетей с ППУ теплоизоляцией (Тип 1)

Надземная прокладка тепловых сетей с ППУ теплоизоляцией (усиленный тип) 70,5

70,5

90,5

90,5

∆tt1, °С

62,4

62,4

обр. тр.

93,4

93,4

под. тр.

90,8

141,2

qп.н, ккал/ ч∙м

51,4

51,4

обр. тр.

62,4

62,4

под. тр.

∆tмежот.п., °С

44,0

68,4

qп.н, ккал/ ч∙м

Межотоп. период

Таблица 1. Удельные тепловые потери для разных вариантов теплоизоляции

∆tt1, °С

Тип прокладки тепловых сетей

∆tот.п., °С

Отоп. период

Об эффективности систем теплоснабжения 441


442

Г. П. Петраков, В. С. Слепченок

фактических удельных тепловых потерь через изоляцию трубопроводов тепловых сетей к нормируемым [9] (принимается равным 1). Результаты расчетов фактических часовых тепловых потерь сведены в таблицу 2. Нормативные значения тепловых потерь за отопительный и межотопительный периоды функционирования теплотрассы определяются по формуле: , Гкал, где Т – количество часов работы. Нормативные значения тепловых потерь за годовой период функционирования теплотрассы определяются по формуле: , Гкал. Снижение тепловых потерь в результате внедрения трубопроводов с усиленной теплоизоляцией определяется по формуле: , Гкал. Годовая экономия в денежном выражении определяется по формуле: , руб., где Cm – удельная стоимость тепловой энергии (принимается равной 1067 руб./Гкал). Результаты расчетов сведены в таблицу 3.

Вывод В результате применения трубопроводов по ГОСТ 30732-2006 с усиленной теплоизоляцией на теплотрассе между Апатитской ТЭЦ и ЦТП г. Кировска произойдет существенное снижение тепловых потерь. При увеличении толщиный ППУ теплоизоляции на 50 мм


0,66

0,66

Тип прокладки тепловых сетей

Надземная прокладка тепловых сетей с ППУ теплоизоляцией (Тип 1)

Надземная прокладка тепловых сетей с ППУ теплоизоляцией (усиленный тип) 36450

36450

Длина трассы, м

1,15

1,15

Коэф. п. мест. Β

1,00

1,00

Коэф. п. изол. Κ

90,8

141,2

qп.н, ккал/ ч∙м

3806444

5920428

Qп.н, ккал/ч

44,0

68,4

qп.н, ккал/ ч∙м

1842358

2866151

Qп.н, ккал/ч

Межотоп. период

Таблица 2. Фактические значения часовых тепловых потерь для разных вариантов теплоизоляции

Экв. диаметр, м

Отоп. период

Об эффективности систем теплоснабжения 443


36450

6820

6820

3806444

5920428

26026

40377

Qп.н, Гкал

1580

1580

Tп., ч

1842358

2866151

Qп.н, ккал/ч

2911

4529

Qп.н, Гкал

28871

44906

За год Qп.н, Гкал

Таблица 3. Годовая экономия в результате усиления теплоизоляции трубопроводов

17009

Надземная прокладка тепловых сетей с ППУ теплоизоляцией (усиленный тип)

36450

Qп.н, ккал/ч

Межотоп. период

Годовая экономия в результате увеличения толщины ППУ теплоизоляции, в тыс. руб.

0,66

Надземная прокладка тепловых сетей с ППУ теплоизоляцией (Тип 1)

Tп., ч

Отоп. период

16035

0,66

Тип прокладки тепловых сетей, годовая экономия

Длина тр. (трассы), м

Снижение тепловых потерь в результате увеличения толщины ППУ теплоизоляции, в Гкал

Экв. диаметр, м

444 Г. П. Петраков, В. С. Слепченок


Об эффективности систем теплоснабжения

445

тепловые потери уменьшаться на 0,016 млн. Гкал/год, что в денежном выражении составит 17,0 млн. руб./год (в ценах 2011 г.). Затраты на усиление теплоизоляции теплотрассы окупятся через 2-3 года (с учетом стоимости стальных труб в ППУ теплоизоляции на 2011 г. на рынке Северо-Запада России). Внедрения энергосберегающих технологий на теплоэнергетическом рынке является одним из мероприятий, направленных на реализацию Федерального закона РФ «Об энергосбережении и повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации» от 23.11.2009 № 261-ФЗ. Мы все должны быть рачительными и неравнодушными хозяевами. Только совместными усилиями будет достигнуто установленное снижение энергоемкости валового внутреннего продукта Российской Федерации.

Литература 1. Проект «Реконструкция Апатитской ТЭЦ и строительство тепломагистрали до г. Кировск с установкой ЦТП (Хибинская тепловая компания)», Технологические решения «Сведения об инженерном оборудовании, о сетях инженерно-технического обеспечения, перечень инженерно-технических мероприятий, содержание технологических решений», Раздел 5, Шифр 211-ИТО-ТМ, ЗАО «Лонас Технология». 2. «Справочник по климату СССР», вып. 1-34. Л: Гидрометеоиздат, 1964-1971. 3. СНиП 23-01-99 «Строительная климатология». 4. СНиП 41-02-2003 «Тепловые сети». 5. «Правила технической эксплуатации тепловых энергоустановок», 2003.


446

Г. П. Петраков, В. С. Слепченок

6. ГОСТ 30732-2006 «Трубы и фасонные изделия стальные с тепловой изоляцией из пенополиуретана с защитной оболочкой. Технические условия». 7. Слепченок В. С., Кузнецов Е. П., Зак М. Л., Быстров В. Д. «Расчет потребности в ресурсах для производства и передачи тепловой энергии». СПб: ФГОУ ДПО «ПЭИПК», 2010. 8. СП 41-103-2000 «Проектирование тепловой изоляции оборудования и трубопроводов». 9. Приказ Министерства энергетики РФ «Об организации в Министерстве энергетики Российской Федерации работы по утверждению нормативов технологических потерь при передаче тепловой энергии» от 30.12.2008 № 325. 10. МДК 4-05.2004 «Методика определения потребности в топливе, электрической энергии и воде при производстве и передаче тепловой энергии и теплоносителей в системах коммунального теплоснабжения», утв. Госстроем России 12.08.2003.

Сведения об авторах: Слепченок Валерий Семенович, консультант проектного отдела ЗАО «РСУ-103», Санкт-Петербург. Тел. раб.: +7(812)7842038. Эл. почта: slepv@mail.ru Петраков Геннадий Петрович, советник генерального директора Группы компаний «Сто Третий Трест», Санкт-Петербург. Тел. раб.: +7 (812) 784-2038. Эл. почта: p@103trest.ru


447

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

Энергосберегающая система водоподготовки

Вода в больших количествах используется в энергетике в качестве рабочего тела (теплоносителя). Две серьезные проблемы, с которыми сталкиваются эксплуатационные организации, – это образование твердых отложений на внутренних стенках труб котлов, теплообменников и на внутренней поверхности трубопроводов системы тепло- и водоснабжения (рис. 1, 2) и коррозия. Большие отложения могут полностью блокировать работу системы, привести к закупориванию трубопроводов и теплообменников, ускорить коррозию и в итоге вывести из строя дорогостоящее оборудование. Все эти проблемы возникают из-за того, что в водогрейных котельных для подпитки тепловых сетей, как правило, отсутствуют установки водоподготовки или используется морально и физически устаревшее оборудование для подготовки воды. Большинство котельных (до


448

В. П. Каргапольцев, А. А. Мицкевич

Рис. 1. Отложение солей в котловой трубе

Рис. 2. Отложение солей в трубке бойлера ГВС


Энергосберегающая система водоподготовки

449

80%) использует для питания котлов «сырую» воду без какой-либо предварительной подготовки. Кроме того, образование отложений приводит к серьезным потерям энергии. При толщине слоя накипи в 1 мм потери тепловой энергии составляют 10…12%, при слое в 10 мм – до 50% (рис. 3). Поэтому надежность и экономическая эффективность теплоэнергетического оборудования в значительной степени зависят от условий и способов проведения технологических операций водоподготовки для обеспечения оптимального водно-химического режима. В настоящее время на большинстве крупных котельных применяется обработка воды методами ионного обмена (Na-катионирование). Этот метод является универсальным, однако имеет ряд существенных недостатков: – громоздкое оборудование; – большое потребление соли и воды; – значительный объем сточных вод;

Рис. 3. Зависимость потерь тепловой энергии от толщины отложения солей


450

В. П. Каргапольцев, А. А. Мицкевич

– требуются квалифицированный персонал и постоянный лабораторный контроль. Кроме того, квалифицированно процесс обработки воды методами ионного обмена ведется только на крупных и средних котельных. На большинстве небольших котельных такие технологии не применяются. Все это приводит к постепенному накапливанию отложений в котлах и теплообменниках. Действенной альтернативой методу ионного обмена является метод реагентной (комплексонатной) водоподготовки, при котором с помощью специально подобранных реагентов накипеобразующие элементы не удаляются из воды, а устраняются их накипеобразующие свойства. Данный метод позволяет: 1) исключить возможность образования накипи на поверхностях теплопередачи и отложений в трубопроводах; 2) предотвратить или значительно замедлить коррозию металлических частей теплотехнического оборудования; 3) постепенно, не нарушая режима работы оборудования, удалить имеющуюся накипь и продукты коррозии. Кроме того, к достоинствам метода реагентной водоподготовки можно отнести: отсутствие сточных вод, что позволяет снизить отрицательное воздействие на окружающую среду; компактность оборудования и расходных материалов; отсутствие необходимости постоянного лабораторного контроля, т. к. персонал котельной контролирует работу установки по имеющимся на ней приборам; возможность применения реагентов для ГВС и в открытых системах теплоснабжения. Ориентировочные расчеты показывают, что использование антинакипинов в водоподготовке позволяет


451

Энергосберегающая система водоподготовки

снизить затраты на водоподготовку по сравнению с Naкатионированием до 10 раз. В настоящее время производителями предлагаются инжекционные устройства дозирования, принципиальная схема которых представлена на рис. 4. Комплект поставки включает: дозирующий насос, датчик расхода воды и блок управления. Принцип действия таких систем основан на подаче дозы реагента в трубопровод дозирующим насосом после прохождения через расходомер-счетчик, установленный на трубопровод, заданного объема воды. Данные системы заявлены производителями как системы пропорционального дозирования. При углубленном анализе таких систем устанавливается невозможность обеспечения пропорционального дозирования. Главный недостаток существующих инжекционных устройств – отсутствие контроля за давлением в трубопроводе, в который производится дозирование. 1

2

3 4

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


452

В. П. Каргапольцев, А. А. Мицкевич

Количество реагента, дозируемого в трубопровод, в таких системах дозирования устанавливается по максимальной величине водоразбора и по максимальному давлению в трубопроводе в предположении, что давле-

Рис. 5. Суточный график давления в трубопроводе ЦТП жилого микрорайона

Рис. 6. Суточный график расхода воды в трубопроводе ЦТП жилого микрорайона


Энергосберегающая система водоподготовки

453

ние неизменно в течение суток (недели, года). На рис. 5 и 6 представлены суточные графики давления в трубопроводе и расхода воды центрального теплового пункта (ЦТП) жилого микрорайона, из которых видно, что давление в трубопроводе и расход воды в течение суток изменяются в широком диапазоне. При этом максимум давления в трубопроводе достигается в ночное время при минимуме водоразбора, а минимум давления – в утренние и вечерние часы при максимуме водоразбора. В существующих системах дозирования в силу ряда преимуществ (в том числе и меньшей стоимости) используются дозирующие насосы мембранного типа. Производительность же мембранного дозирующего насоса в значительной мере зависит от давления в трубопроводе, в который производится дозирование (рис. 7).

Рис. 7. Характеристика производительности дозирующего насоса


454

В. П. Каргапольцев, А. А. Мицкевич

Проанализировав выше представленные зависимости, получаем, что недоучет переменного характера давления в сети за сутки может привести к избыточному дозированию реагента за сутки на 30…50% сверх расчетной величины (рис. 8). При этом при максимальном водоразборе и минимальном давлении в сети текущая величина передозировки может достигать 60…70%. Тем самым без учета давления при использовании инжекционных устройств дозирования реагентов принцип пропорциональности не соблюдается, в результате чего возникает неоправданный перерасход реагентов. Кроме того, невозможность осуществления пропорционального дозирования реагента делает нежелательным использование таких инжекционных устройств дозирования для водоподготовки в системах горячего водоснабжения. Тем более, что при работе теплообменников горячего водоснабжения на ЦТП без водоподготовки и периодической кис-

Рис. 8. Суточный график дозирования реагента (ЦТП жилого микрорайона)


Энергосберегающая система водоподготовки

455

лотной промывки на внутренних поверхностях трубок образуются существенные солевые отложения, снижающие эффективность теплопередачи. При применении комплексонов в системах горячего водоснабжения и в открытых системах теплоснабжения остро встает задача пропорционального дозирования реагента, т. к. здесь недопустимо превышение предельно допустимых концентраций (ПДК) в питьевой воде. Кроме указанного выше недостатка, в таких системах дозирования не достигается принципа непрерывного дозирования реагента. Ввод реагента осуществляется дискретно при прохождении через водосчетчик заданного при наладке объема воды. В результате этого в часы минимального водоразбора заданный объем накапливается в течение длительного времени, затем происходит дозирование расчетного объема реагента в трубопровод, в котором текущий расход воды в момент дозирования невелик. Поэтому концентрация реагента в воде в моменты дозирования в разы превышает расчетную величину, что может также привести к превышению предельно допустимых концентраций (ПДК) реагента в воде, нормируемых СанПиН. В настоящий момент для устранения указанных недостатков инжекционных систем дозирования реагента отечественными специалистами разработаны способ и устройство дозирования реагента, предусматривающие постоянный контроль за давлением в трубопроводе, в который производится дозирование, а также ограничение максимального времени между вводом очередных доз реагента (рис. 9). Впрыск реагента при этом производится пропорционально объему воды, прошедшему через трубопровод за заданное время с учетом производительности дозирующего насоса при давлении в трубопроводе в момент этого впрыска. Учет изменения давления в трубопроводе позволяет осуществлять про-


456

В. П. Каргапольцев, А. А. Мицкевич 5 1

2

3 4

Рис. 9. Схема инжекционного устройства дозирования с корректировкой по давлению, где 1 – трубопровод; 2 – расходомер-счетчик воды; 3 – контроллер; 4 – дозирующий насос; 5 – датчик давления

порциональное дозирование реагента, а ограничение промежутка времени между двумя последующими вводами реагента обеспечивает непрерывное дозирование. Это делает возможным и актуальным применение данных устройств дозирования в ЦТП и ИТП, т. е. непосредственно у потребителя, без опасности превышения ПДК реагента в питьевой воде, что особенно важно в системах водоснабжения, не имеющих циркуляции, где не происходит смешивания реагента со всем объемом воды в циркуляционной системы ГВС. Возможность применения различных типов и типоразмеров расходомеров-счетчиков воды и дозирующих насосов делают применение данного устройства универсальным. Это позволяет применять указанное устройство на объектах с любой производительностью по обрабатываемой воде; использовать устройство как перемещаемое с объекта на объект для организации


Энергосберегающая система водоподготовки

457

промывки котлов и теплообменников «на ходу» без вывода их в ремонт. При этом в отличие от других технических решений не требуется регулировки и подстройки устройства дозирования в процессе эксплуатации. Выбор точки ввода реагента в трубопровод (до или после насоса подпитки, в ином месте) может быть произведен непосредственно при монтаже, это не оказывает влияния на объем дозирования, так как датчик давления устанавливается рядом с точкой ввода, и устройство автоматически корректирует объем дозирования по давлению именно в этой точке. Внешний вид устройства дозирования, изготовленного по схеме, приведенной на рисунке 9, представлен на рис. 10. Устройство обеспечивает пропорциональное и непрерывное дозирование, компактно, не требует регули-

Рис. 10. Внешний вид устройства дозирования реагентов


458

В. П. Каргапольцев, А. А. Мицкевич

ровки и подстройки устройства дозирования в процессе эксплуатации; возможный вариант применения – модернизация ранее установленных систем пропорционального дозирования, не имеющих корректировки по давлению; возможность применения указанного устройства на объектах с любой производительностью по обрабатываемой воде. С помощью предлагаемого устройства можно дозировать: 1) комплексоны, которые являются ингибиторами коррозии и отложений минеральных солей на внутренних поверхностях труб котлов и теплообменных аппаратов систем горячего водоснабжения (например, ОЭДФ  – кислота, АФОН, НТФ – кислота и др.); 2) антискаланты, которые являются ингибиторами отложений, предупреждающих появление твердых минеральных отложений на поверхности мембран, заменяют умягчение или подкисление исходной воды в установках обратного осмоса; 3) кислоты, щелочи, растворы солей в технологических процессах; 4) гипохлорит натрия для дезинфекции при обработке питьевой и сточной воды; 5) силикат натрия для коррекции рH воды с целью защиты трубопроводов от коррозии и увеличения их срока службы; 6) реагенты-окислители, например, перманганат калия, которые используются для обезжелезивания поверхностных вод; 7) краситель теплофикационной воды, который используется для предотвращения краж и поиск мест утечек сетевой воды; 8) сульфит натрия для деаэрации – удаления из сетевой воды кислорода с целью защиты трубопроводов от коррозии.


Энергосберегающая система водоподготовки

459

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


460

А. В. Чигинев технический директор ОАО ТЕВИС

Экономия в теплои водоснабжении ЖКХ, которую можно измерить

1. Введение Экономия энергоресурсов, о которой так много говорится в последнее время, происходит в отрасли ЖКХ нашей страны уже достаточно давно и имеет весьма значительные масштабы – по крайней мере, не менее тех, что формулируются правительством как плановые на ближайшие годы. Для подтверждения этого факта нами были оценены величины реальной экономии потребления энергоресурсов в тепло- и водоснабжении Автозаводского района г. Тольятти за пятилетний период с 2006 по 2010 год включительно. Для чего необходим подобный анализ? Очевидно, что значительное изменение объемов потребления ресурсов в коммунальном энергоснабжении оказывает определяющую роль на экономику и функционирование соответствующих ресурсонабжающих организаций. Поэтому исследование и анализ тенденций процессов сокращения потребления тепла, горячей и холодной воды – и в качественном, и в количественном отношении – должно стать одной из составляющих постоянной работы этих организаций. Наша компания – ОАО ТЕВИС – является крупнейшей сетевой организаций тепло- и водоснабжения г. Тольятти. Абсолютное большин-


Экономия в тепло- и водоснабжении ЖКХ

461

ство потребителей Автозаводского района города (в т. ч. 100% населения) подключены к теплоснабжению, водоснабжению и водоотведению через наши сети. Поэтому существующие тенденции и прогнозы дальнейшего развития ситуации в экономии энергоресурсов крайне важны для нас – как с точки зрения нормального экономического функционирования предприятия, так и с точки зрения обеспечения надежности и безаварийности работы систем тепло- и водоснабжения. Хочется отметить еще один негативный момент, касающийся реального снижения объемов потребления в тепло- и водоснабжении ЖКХ. Мягко говоря, недоумение вызывает политика государства в этой части – правительство страны провозглашает и финансирует повсеместную борьбу за экономию энергетических ресурсов, одновременно с этим регулирующие органы при установлении тарифов на тепло- и водоснабжение категорически не принимают при расчетах фактические объемы снижения потребления. Точнее говоря, они вообще не принимают никакого снижения объемов. Вот и в этом году, когда нами были получены официальные параметры индексной модели федеральной службы по тарифам, оказалось, что на 2012 год объемы водопотребления предписано планировать равными объемам потребления 2010 года! Вот уж воистину правая рука не знает, что делает левая… В чем заключается особенность приведенных в этой статье данных? Исходным материалом для обработки послужили исключительно результаты приборных измерений потребления ресурсов в тепло- и водоснабжении за указанный период времени. Эту уникальную возможность представляет система 100% учета тепла, теплоносителя и холодной воды, которая создана в ОАО ТЕВИС более 10 лет назад на вводах магистральных


462

А. В. Чигинев

сетей тепло- и водоснабжения в Автозаводский район г. Тольятти. Опишем подробно объект исследования – Автозаводский район Тольятти представляет собой муниципальное образование, полностью изолированное от других районов города в части тепло- и водоснабжения и полностью обеспеченное своими источниками соответствующих ресурсов. Население района сегодня составляет немногим более 440 тыс. человек, что соответствует достаточно крупному городу в РФ. За рассмотренный период времени численность населения имела небольшой естественный прирост в 1–1,2 тыс. человек ежегодно, т.е. сокращение потребления, вызванное снижением численности населения, в рассматриваемом случае отсутствовало. Также в течение рассмотренного периода в районе достаточно активно велось строительство и подключение к инженерным сетям новых объектов. Вновь подключенная проектная нагрузка в течение 2006-2010 гг. составила: по тепловой энергии – 70 Гкал/ч (рост > 3%), по горячей воде и холодной воде – 6 367 м3/сутки (рост > 3%). Т. е. говорить о сокращении потребления энергоресурсов в связи с отключением потребителей в рассматриваемом периоде тоже не приходится – наоборот, имел место их прирост. Для анализа результатов измерений нами были выбраны показания общерайонных приборов учета, используемых нашей организацией для определения объемов закупки энергоресурсов у генерирующих предприятий – ТЭЦ ВАЗа (тепловая энергия и горячее водоснабжение) и Энергетического производства ВАЗа (холодная вода). Эти узлы учета установлены на магистральных вводах тепло- и водоснабжения района достаточно давно и эксплуатируются уже более две-


Экономия в тепло- и водоснабжении ЖКХ

463

надцати лет, все это время автоматически ведутся и сохраняются в специально организованной базе данных архивы их показаний, в том числе среднечасовые и среднесуточные. Для чистоты эксперимента в настоящем анализе участвуют показания приборов, фиксирующих потребление только жилой части района, – этим значительно ослабляется влияние на полученные результаты последствий экономического кризиса 2008 и последующих годов и соответствующего снижения активности промышленных потребителей. Следует также отметить, что жилая часть района включает в себя не только собственно жилье, а и всю сопутствующую ему современную городскую инфраструктуру – учреждения образования, объекты социально-культурного назначения, торговлю, медицину и прочее. Подчеркнем еще раз, что анализируемые показания приборов представляют собой, по сути, величину оптовой закупки энергоресурсов на всю жилую часть района в целом. Т. е. они содержат в себе сумму дальнейших потерь (в т. ч. и технологических – при ремонтах, промывках и т. п.) в сетях ОАО ТЕВИС, аналогичных потерь в распределительных и внутридомовых сетях управляющих компаний и ТСЖ и собственно реальное потребление энергоресурсов конечными абонентами, и ни в коем случае не являются окончательными итогами реализации энергоресурсов потребителям. Анализ просто показаний приборов без исключения разного рода нормативных потерь позволяет в данном случае избежать влияния определенных субъективных факторов, и дает весьма достоверную относительно-качественную картину.

2. Холодное и горячее водоснабжение Система горячего водоснабжения в Автозаводском районе г.Тольятти – открытая, горячее и холодное во-


Рис.1. Суточный расход холодной воды на Автозаводский район в 2006-2010 гг.

464 А. В. Чигинев


Экономия в тепло- и водоснабжении ЖКХ

465

доснабжение поступают в район из разных источников, поэтому рассмотрим их отдельно. На Рис. 1 приведена диаграмма, изображающая суточное потребление холодной воды, измеренное на вводе в жилую часть района в течение последних пяти лет. Невооруженным глазом видна тенденция к снижению этого потребления. Для его количественной оценки может послужить линейный тренд, изображенный здесь же. Он говорит о следующем: в начале рассматриваемого периода среднее потребление воды районом равнялось 98 тыс.м3 воды в сутки, а в конце составляет всего 79 тыс.м3. Итоговое снижение составило 20% или в среднем по 4% в год. На самом деле этот результат, полученный исключительно математическим расчетом, занижен из-за аномально жаркой погоды летом-осенью 2010 года, когда потребление холодной воды в районе резко возросло и практически достигло уровня 2006 года – соответствующий пик четко виден на приведенной диаграмме. В действительности среднегодовое потребление холодной воды в рассматриваемом периоде падало со скоростью более 5% в год – и это несмотря на неизменность численности населения и подключение к системе водоснабжения новых объектов! Косвенным, но весьма объективным фактором, подтверждающим снижение водопотребления, является снижение потребления электроэнергии на перекачку воды. Вся вода, потребляемая в жилой части района, подается в него через две насосные станции 3-го подъема, эксплуатируемые нашей организацией. Диаграмма суточного потребления электроэнергии этими станциями приведена на Рис. 2. Явно видно, что данные, приведенные на второй диаграмме, качественно полностью соответствуют диаграмме расхода воды – в том числе и пик аномально


Рис.2. Суточное потребление электроэнергии насосными станциями 3-го подъема в 2006-2010 гг.

466 А. В. Чигинев


Экономия в тепло- и водоснабжении ЖКХ

467

жаркой погоды 2010 года находится на том же месте. Линейный тренд представленной зависимости дает следующие результаты: в начале рассматриваемого периода суточное потребление электроэнергии насосными станциями было в среднем 18,7 МВт*ч, в конце стало 13,1 МВт*ч. Итоговое снижение электропотребления составило 30% – в среднем 6% в год. Несколько слов об аномально жаркой погоде летом и осенью 2010 года. Этот период времени наглядно продемонстрировал некоторую форс-мажорную ситуацию в водоснабжении, когда большая масса потребителей имеет высокую договорную нагрузку по некоторому ресурсу, но использует ее далеко не на все 100% либо за ненадобностью, либо по причине того, что абоненты научилась неплохо экономить. Что делать снабжающей организации в подобной ситуации? – Доходы от реализации падают, издержки на содержание вроде бы ненужной мощности системы в лучшем случае остаются постоянными, а, вообще говоря, растут… Но при этом никто из потребителей не снижает договорную нагрузку, держит ее «на всякий пожарный». И вот этот буквально «пожарный» случай воочию наступил! Как хорошо, что вся указанная в договорах с потребителями мощность системы оказалась в наличии у снабжающих организаций – и отработала ни день, ни два, а три месяца подряд – как положено, без срывов и аварий. А что случилось бы, если эту, якобы лишнюю, мощность до наступления подобного форс-мажора «оптимизировать», как это модно сегодня говорить? Не будет преувеличением сказать, что для полумиллионного населения района это было бы действительно настоящей катастрофой. Вывод – заказанная потребителем мощность системы энерго- и ресурсообеспечения должна оплачиваться отдельно, а не содержаться только за счет объемов потребления энергоресурсов. В противном случае ее легко разрушить, а


Рис.3. Суточный расход ГВС и температура холодной воды в 2006-2010 гг.

468 А. В. Чигинев


Экономия в тепло- и водоснабжении ЖКХ

469

потом получить в сотни раз большие проблемы, нежели постоянная оплата этой мощности. А сколько мощности необходимо конкретному потребителю – пусть решает он сам. О чем все сказанное выше, понятно – мы за двуставочные тарифы в тепло- и водоснабжении. На Рис. 3 приведена диаграмма суточного потребления горячей воды в Автозаводском районе Тольятти в рассматриваемом периоде времени. Это потребление имеет известные сезонные колебания, которые определяются в основном температурой холодной воды (толстая синяя линия на диаграмме). Но в целом видно, что расход горячей воды с течением времени также имеет тенденцию к снижению. Линейный тренд дает в этой части следующие результаты: в начале рассматриваемого периода потребление ГВС в районе было примерно 63,4 тыс.т в сутки, в конце периода стало 45 тыс.т в сутки. Итоговое снижение потребления ГВС составило примерно 29% или 5,8% ежегодно. Итак, полученные в части горячего и холодного водоснабжения результаты четко демонстрируют имеющуюся уже как минимум в течение последних пяти лет тенденцию постоянного снижения потребления этих ресурсов. Причем скорость снижения потребления по обоим ресурсам составляет в среднем более 5% в год. Соответственно, возникают закономерные вопросы: – за счет чего происходит снижение потребления? – как долго будет продолжаться снижение потребления? Для того чтобы попытаться ответить на них, рассмотрим имеющиеся часовые архивы потребления холодной и горячей воды в течение суток. На Рис. 4 приведена диаграмма, изображающая потребление холодной воды в районе по часам суток в среднем за 2006 и за 2010 годы. Качественно полу-


Рис. 4. Средний суточный цикл потребления холодной воды районом в 2006 и 2010 гг.

470 А. В. Чигинев


Экономия в тепло- и водоснабжении ЖКХ

471

ченные зависимости очень хорошо соответствуют типичному суточному циклу потребления холодной воды жилым массивом – минимум потребления достигается примерно в 03:00, а также выделяются два максимума потребления: утренний и вечерний. Количественное и качественное соотношение между полученными зависимостями, разделенными сроком в пять лет, тоже весьма тривиально. Диаграмма суточного цикла потребления холодной воды, соответствующая 2010 году, просто почти параллельно сдвинулась вниз относительно 2006 года – как раз на те самые проценты экономии, которые были получены ранее при обработке суточных архивов. Такой параллельный сдвиг линии, характеризующей суточный цикл потребления воды, хорошо знаком всем, кто занимается анализом показаний приборов учета. Практически всегда он говорит об одном – была устранена некоторая непроизводительная утечка воды, которая «работала» до этого постоянно дни и ночи напролет. Очень вероятно, что и в рассматриваемом случае произошло то же самое. Т. е. население, как основной потребитель воды в районе, установив квартирные счетчики, принялось буквально «затыкать дыры» в системе водоснабжения – ремонтировать подтекающие смесители и «бегущие» унитазы. И значительно преуспело в этом за пять лет, сократив в итоге общее потребление примерно на четверть. Что же будет далее? Наберемся смелости и предположим, что эта тенденция «затыкания дыр» будет продолжаться и далее. Поэтому опустим на нашей диаграмме линию суточного цикла потребления холодной воды вниз так, чтобы она почти касалась своей минимальной точкой нулевого значения расхода – далее снижать непроизводительные утечки не получится. Смоделиро-


Рис.5. Средний суточный цикл потребления горячей воды районом в 2006 и 2010 гг.

472 А. В. Чигинев


Экономия в тепло- и водоснабжении ЖКХ

473

ванная таким образом зависимость изображена штриховой линией на приведенной диаграмме. Попробуем ответить на поставленные ранее вопросы. – Насколько при подобном развитии событий может упасть общее потребление воды в районе? Примерно еще на 30% от уровня 2010 года. – Чему оно при этом будет равно? Примерно 58 тыс. м в сутки. 3

– Как долго будет длиться этот процесс? Если темп его останется тем же, что был до сих пор – по 5% в год – то еще около шести лет. Ну что же, 6 лет – это сравнительно недолго, будем надеяться, что дождемся. Аналогичную картину мы наблюдаем при анализе суточного цикла потребления горячей воды (Рис. 5). Здесь так же имеет место сдвиг вниз этой зависимости в 2010 году по отношению к 2006 году. Разве что только видна большая разница между сдвигом в области ночного минимума потребления и остальным диапазоном времени – разница между значениями 2006 и 2010 годов вблизи 03:00 часов гораздо меньше, чем в прочее время суток. Этот факт можно объяснить следующим предположением. В горячем водоснабжении непроизводительные утечки, характеризуемые значением ночного минимума, гораздо меньше – просто потому, что не бывает «бегущих» унитазов, работающих на горячей воде. А в остальное время суток население научилось более экономно расходовать горячую воду, например, не открывать кран на полную без надобности, не болтать просто так по телефону, пока этот кран открыт и т.п.


Рис. 6. Потребление тепловой энергии жилым домом ул. Свердлова, 27 до и после установки автоматического ИТП.

474 А. В. Чигинев


Экономия в тепло- и водоснабжении ЖКХ

475

Что бы там ни было, аналогично предыдущему случаю сдвинем полученную в 2010 году зависимость к нулевому уровню и ответим на те же вопросы. – Насколько при подобном развитии событий может упасть общее потребление горячей воды в районе? Примерно еще на 40% от уровня 2010 года. – Чему оно при этом будет равно? Примерно 27 тыс. м в сутки. 3

– Как долго будет длиться этот процесс? Если темп его останется тем же, что был до сих пор – по 6% в год – то еще около семи лет.

3. Отопление Несколько слов об экономии тепловой энергии. Понятно, что снижение объемов потребления ГВС, описанное выше, обеспечивает существенное снижение объемов потребления тепла. Если же говорить о потреблении тепловой энергии на отопление, то реально экономить здесь – гораздо сложнее и дороже. Тем не менее, в последние годы очень интенсивно внедряются системы автоматического погодного регулирования систем отопления объектов, в том числе и с применением блочных автоматизированных ИТП. Можно с уверенностью говорить, что влияние подобных систем будет в ближайшем будущем определять основную экономию при использовании тепловой энергии для отопления. Приведем несколько реальных примеров разницы потребления тепловой энергии объектом до и после оснащения его автоматической системой погодного регулирования отопления. На Рис. 6 приведены данные о потреблении тепловой энергии реального жилого дома, где в 2009 году работал только узел общедомового учета тепловой энергии, а в


Рис. 7. Потребление тепловой энергии жилым домом б-р Баумана, 1 до и после установки автоматического ИТП.

476 А. В. Чигинев


Экономия в тепло- и водоснабжении ЖКХ

477

2010 году был смонтирован автоматический ИТП с погодным регулированием. Здесь же представлены данные о величине тепловой энергии, которую полагалось бы реализовать этому дому, если у него не было бы узла учета – по договорной нагрузке. Явно видно, что экономия, полученная только за счет учета в 2009 году, очень мала и составляет всего 2% от договорной величины, а после внедрения автоматизированного ИТП она составила уже 15%. Следует также обратить внимание на тот факт, что температура наружного воздуха в январефеврале 2010 года была существенно ниже температуры в январе-феврале 2009, а измеренное потребление тепловой энергии жилым домом в 2010 году все равно оказалось ниже уровня 2009 года. На Рис. 7 приведена полностью аналогичная картина по другому жилому дому. В этом случае оказалось, что экономия за счет учета составляет всего 3%, а за счет автоматического ИТП – 20%.


478

А. В. Чигинев

4. Выводы – В тепло- и водоснабжении ЖКХ уже достаточно давно происходят процессы реальной экономии энергоресурсов, причем объемы этой экономии весьма значительны и измеряются десятками процентов за последние пять лет. – Государственные органы, провозглашая и финансируя с одной стороны борьбу за экономию энергоресурсов, одновременно с этим категорически отказываются учитывать ее реально достигнутые объемы при установлении тарифов организаций коммунального комплекса, что приводит к существенным экономическим проблемам последних. – Только регулярное приборное измерение объемов потребления энергоресурсов позволяет четко видеть действительные процессы и величины экономии и прогнозировать их развитие на предстоящие периоды времени. – Высвобождаемая за счет реальной экономии энергоресурсов мощность систем тепло- и водоснабжения, может быть внезапно востребована потребителями, как это было в системе водоснабжения при аномально жаркой погоде летом и осенью 2010 года. Наилучшим вариантом для надлежащего содержания и обеспечения устойчивой работы систем жизнеобеспечения населения в любых условиях является переход на двуставочные тарифы в ЖКХ.

Сведения об авторе: Чигинев Андрей Викторович, технический директор ОАО ТЕВИС, www.tevis.ru, A.Tchiguinev@tevis.ru


479

В. А. Хазнаферов доцент кафедры Автоматизации производственных процессов Кубанского Государственного технологического университета, зам. директора по техническим вопросам ЗАО «Кубань-тепло», к.т.н.

Приборный учет газа как индикатор работы котельной «Времена меняются, раньше мастер бегал «сексотил» за нами, а теперь эти компьютеры (вычислители) не дают покоя…» Из слов заспанного оператора котельной

Краснодарский край, в коем приходиться жить и трудиться автору этих строк, имеет существенное отличие от многих других регионов страны. Это не только южное солнце, воздействие которого прошлым летом ощутила вся Россия, не только столь разрекламированные курорты черноморского и азовского побережья. Бывает еще и зима, и зимние морозы, конечно же не сибирские, но требующие не малых затрат на обогрев жилых, административных и производственных помещений. Особенность теплоснабжения Кубани заключается в исторически сложившемся подходе, характерном для региона, «избалованного» наличием своего газодобывающего комплекса. При необходимости организовать теплоснабжение, в первую очередь рассматривается вариант строительства своей газовой котельной, и лишь при невыполнимости этой задачи другие варианты, подключения к существующим тепловым сетям, использование жидкого топлива и т. п. Такой подход обуславливает наличие в регионе большого количества отопительных котельных не-


480

В. А. Хазнаферов

большой мощности (400-800 кВт), но соответствующих всем нормативным требованиям, предъявляемым к газифицированным производственным котельным [1]. По понятным причинам, учет вырабатываемой тепловой энергии на таких объектах – вопрос весьма условный. Чаще всего учет тепла выполняется только для удовлетворения требований нормативных документов. Так как потребитель тепла сам же его и вырабатывает. Или, если подобная котельная эксплуатируется в системе ЖКХ, то тепло поставляется (продается) одному единственному потребителю, расчет с которым можно «урегулировать» по косвенным затратам с учетом потребленного котельной газа, воды и электроэнергии. Отсюда повышенное внимание к вопросам учета природного газа, столь характерное для Краснодарского края. Отлаженная система согласования проектной документации, процедуры наладки и сдачи коммерческих узлов учета, существующая на Кубани, позволяет говорить о серьезном и технически обоснованном подходе к этим вопросам, в рамках существующих нормативных требований. Но именно с внедрением повсеместного приборного учета расхода природного газа с применением модемной связи позволило открыть новые грани в вопросах энергосбережения. Лет пятнадцать назад, когда на единичных объектах появились первые электронные вычислители, вопрос ежесуточного контроля узлов учета даже не поднимался. Наоборот самый верный рекламный ход гласил: «Вы поставите электронный прибор и забудете, что такое каждодневная смена картограмм и их планиметрирование». И даже оказавшись в те годы свидетелями служебных «разборок», между начальником котельной и операторами, из-за обнаруженных с помощью часового протокола вычислителя ночных несанкционированных остановок котлов, мы не придавали значений важности происходящего.


Приборный учет газа

481

Все проявилось позже, когда внедрение достоверного приборного учета с удаленным доступом к данным вычислителя стало более массовым. И, несмотря на небезызвестное утверждение Марка Твена о близости между ложью и статистикой, именно последняя и дала повод для первых сравнительных оценок. Суть происходящего по-житейски проста. Вспомните, как любая мама определяет начало заболеваемости своего ребенка. По внешнему виду, по теплому лбу, по признакам, которые никак нельзя охарактеризовать как численные. И ошибок практически не бывает. И лишь после обнаружения указанных выше признаков медицинский термометр внесет конкретику в оценку состояния здоровья. С точки зрения системы контроля такой подход можно считать индикаторным. Обнаружили проблему, тогда и будем прибегать к поиску причины, к измерениям с определенной точностью, к анализу ситуации и т. д. и т. п. А пока индикаторы в норме, то в соответствии с русской традицией: «гром не грянул, так зачем креститься». Какое это отношение имеет к энергосбережению? Пожалуй, проще ответить на этот вопрос с помощью «живых» примеров. Ниже приведены два графика. Это почасовое газопотребление двух котельных, расположенных недалеко друг от друга в одном из районных центров Краснодарского края. Графики получены при обработке почасовых протоколов вычислителей, установленных на узлах учета расхода природного газа. Модели вычислителей в данном случае не имеют значения, поскольку автор не преследует никакие рекламноагитационные цели. На графиках показаны изменения двух параметров в течение одних и тех же суток. В качестве контролируемых величин представлены расход газа при стандартных условиях (светлая линия) и температура газа (темная линия). К сожалению, температура окружающей среды на данных котельных не


482

В. А. Хазнаферов

регистрируется, но газ низкого давления подводится к обоим объектам надземно. Протяженность подводящих газопроводов имеет протяженность несколько сот метров, что позволяет принимать температуру газа как величину кореллируемую с температурой наружного воздуха. В чем разница этих объектов? На первом рисунке приведен график газопотребления котельной с автоматикой реализующей алгоритм погодозависимого регулирования. На втором рисунке – график котельной, где автоматика отсутствует, и управление теплопроизводительностью котлов осуществляется операторами вручную. По значениям тепературы газа видно, что для примера был выбран теплый зимний день (на Кубани такие бывают). В данном случае реальная температура наружного воздуха в течении суток была примерно на 7-10 градусов ниже температуры газа. Увы, при сильных морозах такой разницы в графиках мы не увидим, они станут очень похожи друг на друга.

Рисунок 1


483

Приборный учет газа

Так чем же примечательны эти кривые, что этакого увидел в них автор этих строк. Именно то, о чем неоднократно упоминалось в более ранних публикациях[2]. Данные кривые являются индикатором возможных путей энергосбережения. Именно индикатором. Дальше начинается так называемый (это по модному) энергоаудит. Или в более простой терминалогии – анализ ситуации. Начинаются точные замеры, вычисление экономических показателей, определение рентабельности каких либо модернизаций. Понимание того, стоит ли игра свеч. Это уже область « точных наук». А индикатор, он для того и нужен, чтобы «не ставить медицинский термометр заведомо здоровому ребенку». Результат, как говорится, известен – 36,6. Хотя, если верить Российской счетной палате, может быть, это как раз тот самый индикатор для ЖКХ, который покажет, где можно срубить денег. Почему бы не произвести энергоаудит на объекте, на котором результат заведомо известен.

Рисунок 2


484

В. А. Хазнаферов

Литература: 1. ПБ 12-529-03. Правила безопасности систем газораспределения и газопотребления. Зарегистрированы в Минюсте РФ 4 апреля 2003 г. 2. Хазнаферов В.А. Учет или не учет… Вот в чем вопрос. Коммерческий учет энергоносителей: Материалы 29-й Международной научно-практической конференции.-СПб., 2009.-с.131-135.

Сведения об авторе: Хазнаферов Виктор Анатольевич, доцент кафедры Автоматизации производственных процессов Кубанского Государственного технологического университета, зам. директора по техническим вопросам ЗАО «Кубань-тепло», к.т.н., т. (861) 244-8411.


485

Д. И. Федосеев заместитель директора производства по несерийной продукции компании «Теплоком»

Блочные индивидуальные тепловые пункты БИТП

Индивидуальный тепловой пункт (ИТП) позволяет подсоединять к тепловым сетям отопления и горячего водоснабжения объекты любого назначения и дает возможность отказаться от распределительных сетей горячего водоснабжения, существенно снизить потери тепла при транспортировке и расход электроэнергии на перекачку бытовой горячей воды. Во многих случаях использование ИТП при строительстве обходится в три раза дешевле, чем обычное подсоединение дома к центральному тепловому пункту (ЦТП). Также при реконструкции старых домов нередко бывает выгоднее поставить в подвал ИТП, что особенно удобно в условиях дефицита места в окружающей застройке. Простота монтажа и эксплуатации, небольшая площадь установки (всего несколько квадратных метров), эффективность работы и относительно невысокая стоимость отечественного оборудования являются ключевыми качествами, привлекающими внимание к блочным ИТП (БИТП) производства ЗАО «НПФ Теплоком». Для упрощения процесса проектирования, комплектации и монтажа БИТП изготавливаются в заводских условиях и поставляются на объекты строительства в


486

Д. И. Федосеев

виде готовых блоков, что существенно упрощает проведение монтажных работ в подвальных и труднодоступных помещениях. БИТП выполняются по типовым технологическим схемам и представляют собой собранные на раме в общую конструкцию отдельные функциональные узлы, как правило, в комплекте с приборами и устройствами контроля и учета энергоресурсов, автоматического регулирования и управления.

Принцип ЛЕГО Ключевая особенность конструктивного исполнения БИТП производства ЗАО «НПФ Теплоком» – принцип конструктора ЛЕГО. Каждая секция БИТП (отопление, ГВС) монтируется на своей раме и может работать самостоятельно как функционально законченный продукт. Каждый модуль агрегатируется в единую сборку более высокого уровня. Узел учета тепловой энергии и входные магистрали БИТП имеют единое конструктивное решение. Применение пластинчатых теплообменников позволяет решать вопросы снижения аварийности тепловых сетей, а также увязывания внутренних и внешних гидравлических систем. Компактность БИТП позволяет минимизировать площадь размещения оборудования при соблюдении нормативных требований и удобства эксплуатации. Например, БИТП для системы отопления при независимом присоединении к тепловым сетям и закрытой системе ГВС с одноступенчатым теплообменником при общей нагрузке до 0,5 Гкал/ч имеет следующие габариты: длина – 2000 мм, ширина – 1500 мм, высота – 1700 мм.

Задачи, решаемые БИТП

1. Автоматический и ручной режимы управления тепловым пунктом.


Блочные индивидуальные тепловые пункты БИТП

487

2. Коммерческий учет тепловой энергии и теплоносителя с архивацией данных. 3. Автоматический контроль и регулирование величины расхода теплоносителя в подающем трубопроводе. 4. Автоматическое поддержание графика температуры воды, подаваемой в систему отопления в соответствии с температурой наружного воздуха, временем суток и рабочим календарем, а также ограничение температуры воды, возвращаемой в теплосеть. 5. Автоматическое поддержание заданной температуры ГВС в пределах санитарных норм.


488

Д. И. Федосеев

6. Автоматическое поднятие напора теплоносителя до требуемого значения в случае недостаточного напора на вводе. 7. Автоматическое и ручное управление циркуляционными насосами и их защита от сухого хода. 8. Автоматическая подпитка систем отопления и вентиляции при независимой схеме присоединения. 9. Индивидуальные алгоритмы регулирования для административных и жилых зданий. 10. Возможность дистанционного контроля и управления режимами работы теплового пункта через модем. 11. Сигнализация о возникновении нештатной ситуации.

Преимущества БИТП В сравнении с традиционным абонентским вводом БИТП имеют значительные преимущества: – полная автоматизация процессов; – сокращение временных затрат на проектирование, монтаж и пусконаладочные работы; – минимизация сварных швов; – аппаратное разделение средств учета и автоматики; – автономность модулей регулирования отопления, ГВС и средств учета; – взаимозаменяемость отдельных блоков и узлов в схемах с различной конфигурацией; – возможность дистанционного контроля и управления режимами теплопотребления; – возможность промывки теплообменников без их демонтажа; – принудительная циркуляция в системе ГВС, способствующая уменьшению отложений и увеличению срока эксплуатации теплообменников; – гарантийный срок эксплуатации комплектующих БИТП составляет 2 года;


Блочные индивидуальные тепловые пункты БИТП

489

– сервисное обслуживание на всей территории России осуществляют более 50 сервис-центров компании.

Экономический эффект При эксплуатации систем теплопотребления, подключенных к автоматизированным БИТП, обеспечивается значительная экономия тепловой энергии в объеме до 35-40%. Снижение общих затрат при использовании БИТП осуществляется за счет нескольких факторов. Благодаря возможности проведения погодной компенсации, внесения корректировок в режимы работы в зависимости от времени суток, использования режима праздничных и выходных дней обеспечивается высокая экономичность работы БИТП. Использование БИТП позволяет снижать затраты на обслуживание, текущий ремонт и профилактику в 3 раза. Межремонтный период по сравнению с абонентским вводом увеличивается в 4 раза.

Состав БИТП Возможна поставка различной комбинации комплектующих: – узел ввода тепловой сети; – узел учета тепловой энергии и теплоносителя; – модуль приготовления теплоносителя для системы отопления; – модуль приготовления теплоносителя для системы ГВС; – модуль приготовления теплоносителя для системы вентиляции; – система управления и автоматизации; – устройство коммуникации с диспетчерской системой.


490

Д. И. Федосеев

Технические характеристики БИТП Наименование параметра Значение параметра Давление в подающем трубопроводе ТС, МПа до 1,6 Давление в обратном трубопроводе ТС, МПа

до 1,6

Температура теплоносителя в подающем трубопроводе ТС,°С от 5 до 150 Температура теплоносителя в обратном трубопроводе ТС,°С от 5 до 75 Температура окружающей среды в помещении теплового пункта,°С от 5 до 55 Напряжение питания сети переменного тока

~380в/220в 50Гц

Потребляемая мощность, кВА от 0,4 до 7 Режим работы

Программа установки

постоянный

Компания «Теплоком» осуществляет следующие услуги по реализации программ установки БИТП: – производство продукта и проверка его готовности к работе на площадке изготовителя; – поставка БИТП в виде отдельных узлов и блоков (на 3-х европоддонах 1200х800 мм) или в полностью укомплектованном виде; – монтаж продукта; – подключение коммуникаций, пусконаладочные работы и сдача заказчику «под ключ»; – проведение комплекса работ по диспетчеризации параметров функционирования БИТП (при наличии технической возможности).


Блочные индивидуальные тепловые пункты БИТП

491

Учитывая пожелания заказчика, при изготовлении БИТП возможно исполнение изделия как в полной комплектации, так и в эконом-классе. БИТП эконом-класса содержит только узлы автоматики, необходимые для приготовления теплоносителя для систем(ы) отопления, вентиляции и ГВС; систему управления и автоматизации; имеет меньшее количество КИП (количество отборов для установки приборов при этом не уменьшается), запорную арматуру отечественного производства, теплосчетчики, расходомеры, контроллеры. Стоимость такой комплектации может в несколько раз отличаться от суммы полной комплектации.

Сведения об авторе: Дмитрий Иванович Федосеев, заместитель директора производства по несерийной продукции компании «Теплоком», FDI@teplocom.spb.ru, (812)600-47-83


492

Холдинг «Теплоком»

«Теплоком»: инвестиции в ЖКХ – это реальность

В ноябре 2009 года был принят Федеральный закон РФ «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности», который установил жесткие требования по срокам к переходу на повсеместный учет энергоресурсов. Но за недостатком средств оснащение объектов приборами учета и тем более внедрение технических решений с целью повышения энергоэффективности в регионах идет крайне медленно. Однако выход есть – уже сегодня разработаны и технические решения, и финансовые схемы, которые внедряются в регионах и позволяют достигать экономического эффекта. Важным моментом является то, что от заказчика не требуется никаких вложений, имеет значение только его заинтересованность в проведении работ и получении энергосберегающего эффекта. По данным экспертного опроса руководителей муниципальных образований России, наиболее острой проблемой является критическое, близкое к аварийному, состояние технико-технологического базиса системы ЖКХ. Капитального ремонта и реконструкции требует не только жилой фонд, но и системы инженерных сетей и коммуникаций. Причины критического состояния – трудности с финансированием и, как следствие, хронический недоремонт большинства объектов ЖКХ из-


«Теплоком»: инвестиции в ЖКХ – это реальность

493

за высокой затратности реконструкции и технического перевооружения. Практически все ЖКХ-реформы упираются в проблему отсутствия средств. Старение жилья происходит гораздо быстрей, чем его обновление. Слова о внебюджетном финансировании, о бизнесинвестициях в собственно инвестиции не превращались. И только после появления в правовом поле России понятия «энергосервисный контракт» капремонт становится бизнесом, так как именно закон об энергосбережении обратил внимание крупных финансовых структур на сферу ЖКХ. В середине 2010 года Холдинг «Теплоком» заявил о выходе на рынок энергосервисных услуг. Для Холдинга энергосервисный бизнес приобретает особое значение, и в скором времени он будет занимать не менее 60% от всего оборота. Специалисты Холдинга «Теплоком» разработали и технические решения, и финансовые схемы, которые успешно внедряются в регионах и позволяют достигать экономического эффекта. В ходе реализации программы энергосбережения заказчик обеспечивается всем, что ему необходимо: оборудованием, техническими решениями, финансовыми средствами, и последующим сервисным обслуживанием. Для финансирования проектов используются различные схемы, в том числе, лизинг, сублизинг, инвестдоговора и схемы с рассрочкой платежей. В этой части деятельность Холдинга поддерживают финансовые партнеры – банки и лизинговые компании. Программа формируется исходя из потребностей региона. Как правило, работа на объекте начинается с проведения энергоаудита. Получив исходные данные об объекте, подрядчик делает анализ его состояния, самостоя-


494

Холдинг «Теплоком»

тельно формирует техническую политику, выполняет комплектацию приборами, разрабатывает типовые проектные решения. Таким образом, на основе результатов энергообследования объекта разрабатывается программа мероприятий по энергосбережению, в ходе ее реализации, собственно, и проводится реконструкция жилья с применением схемы возврата инвестиций. Одним из первых крупных энергосервисных проектов Холдинга «Теплоком» стала Комплексная программа по энергосбережению Республики Башкортостан, к реализации которой компания была приглашена в качестве инвестора и подрядчика. Программа была разработана в 2009 году и предусматривала комплексное оснащение средствами учета, мониторинга, контроля и автоматического регулирования энергоносителей. В ходе программы (2010 год) было установлено 1280 узлов учета тепловой энергии на 1244 объектах. Работы проводились на самых разных объектах: примерно половину из них составили хрущевки 60-х годов постройки, остальные – панельные дома 70-х годов постройки, а также новые монолитные и нестандартные дома. Программа была реализована в сжатый срок – 3 месяца. Работу проводили 40 бригад, на монтаж одного узла в среднем было затрачено 10-12 часов. Холдинг инвестировал в эту программу порядка 180 миллионов рублей собственных средств. Рассрочка платежей составила 3 месяца. Внедрением программы в Уфе занимались партнеры и региональные представители Холдинга в Башкортостане. Заказчики (6 управляющих компаний) заключили с ними договоры на установку узлов учета тепловой энергии. При реализации программы местные проектно-монтажные организации (партнеры Холдинга) по техническому заданию проводили инженерные


«Теплоком»: инвестиции в ЖКХ – это реальность

495

обследования и на основе их результатов вырабатывали технические решения. После согласования проекта с заказчиком и башкирскими распределительными тепловыми сетями начинались проектно-монтажные работы. Попутно осуществлялась установка запорной арматуры. Региональная программа была организована с учетом интересов населения: для потребителей была установлена довольно низкая цена на узел учета, разницу покрывали за счет собственных средств заказчики – управляющие компании. Программа энергосбережения в Уфе – только один пример из числа региональных проектов, которые реализуются в России сегодня. Безусловно, каждый из них имеет свою региональную специфику, но при этом очевидно, что есть объективные факторы, влияющие на успешность проведения подобных программ. Крайне важна четкая координация и слаженность действий всех участников при реализации проекта. Наличие серьезных финансовых ресурсов у компании-подрядчика не только гарантирует успешное завершение проекта по оснащению узлов учета, но и дает более широкие и удобные возможности заказчикам по оплате услуг, что особенно важно в условиях внебюджетного финансирования №261-ФЗ.

По материалам Холдинга «Теплоком»


496

Некоммерческое партнерство «Городское объединение домовладельцев» Санкт-Петербургский фонд поддержки промышленности Комитета экономического развития, промышленной политики и торговли Правительства Санкт-Петербурга

Энергоэффективный квартал – демонстрационная зона защиты окружающей среды и климата Основания для реализации проекта: 1.1. Указ Президента Российской Федерации от 04.06.2008 № 889 «О некоторых мерах по повышению энергетической и экологической эффективности российской экономики». 1.2. Федеральный закон от 23.11.2009 № 261-ФЗ «Об энергосбережении и повышении эффективности использования энергии». 1.3. Техническое задание: «Энергоэффективный квартал», утвержденные рабочей группой «Энергоэффективность» при Комиссии при Президенте Российской Федерации по модернизации и технологическому развитию экономики России с учетом технических заданий: «Считай, экономь и плати», «Новый свет» и «Энергоэффективное социальное учреждение». 1.4. Нормативная правовая база Санкт-Петербурга в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности: Закон Санкт-Петербурга от 02.06.2010 № 334-86 «О разграничении полномочий органов государственной


Энергоэффективный квартал

497

власти Санкт-Петербурга в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности». Постановление Правительства Санкт-Петербурга от 11.11.2009 № 1257 «О концепции повышения энергетической эффективности и стимулирования энергосбережения». Постановление Правительства Санкт-Петербурга от 27.07.2010 № 930 «О региональной программе СанктПетербурга в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности». Распоряжение Правительства Санкт-Петербурга от 26.07.2010 №75-рп «Об утверждении Плана мероприятий по реализации на территории Санкт-Петербурга Федерального закона «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации». Распоряжение Комитета по тарифам СанктПетербурга от 07.04.2010 № 33-р «О требованиях к программам в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности организаций, осуществляющих регулируемые виды деятельности».

Инициатор проекта: Некоммерческое партнерство «Городское объединение домовладельцев». Партнерство создано распоряжением губернатора Санкт-Петербурга №1321 от 14.12.1999. Учредители Партнерства: городские и районные объединения собственников жилья, Комитет по управлению городским имуществом Правительства Санкт-Петербурга, Санкт-Петербургский фонд поддержки промышленности.


498

НП «Городское объединение домовладельцев»

Цель проекта: – повышение энергетической и экологической эффективности российской экономики, – обеспечение инновационного развития СанктПетербурга за счет повышения энергетической эффективности и стимулирования энергосбережения при одновременном улучшении качества жизни населения.

Целевые индикаторы проекта: – снижение общего уровня потребления энергоресурсов в квартале до 50% к базовому уровню; – расчетное сокращение выбросов СО2 к 2015 году до 65% от уровня 2009 года; – 100% удовлетворение обоснованных потребностей населения и объектов социальной сферы квартала в энергетических ресурсах; – снижение расходов городского бюджета в части оплаты энергоресурсов до 50% к базовому уровню; – снижение расходов населения на оплату энергетических ресурсов до 50% к базовому уровню; – увеличение доли инвестиций в энергосбережение на территории квартала с 5% до 75% от общей стоимости затрат на капитальный ремонт и модернизацию зданий, на инфраструктуру демонстрационной зоны.

Задачи проекта: 1. Определение границ квартала – до 250 тыс. кв. метров общей площади зданий со сроком эксплуатации более 20 лет. Многоквартирные дома массовой типовой застройки с проживающим населением соответствующим среднестатистическими показателями.


Энергоэффективный квартал

499

1.1. Выбор типовых зданий: многоквартирные жилые дома, школа, детский сад, поликлиника, административное здание. 1.2. Установление форм собственности на существующие объекты: частная собственность на квартиры, общедолевая собственность в объединениях собственников жилья, городская собственность на объекты социальной сферы. 1.3. Принятие организационных решений: 1.3.1. Решение собраний объединений собственников жилья и собственников квартир о проведение энергосберегающих мероприятий. 1.3.2. Формирование адресной программы энергосбережения и повышения энергетической эффективности для объектов социальной сферы. 1.3.3. Решение уполномоченного государственного органа власти о выделении малообеспеченным гражданам и многодетным семьям материальной помощи для участия в финансировании энергосберегающих мероприятий. 2. Проведение энергетического обследования инфраструктуры квартала и 100% паспортизации потребителей энергетических ресурсов, с использованием Автоматизированной информационной системе управления государственным и частным жилищным фондом Санкт-Петербурга (АИС ЖФ). Классификация зданий по уровню энергоэффективности с использованием The Leadership in Energy & Environmental Design (LEED) – рейтинговой системы для энергоэффективных и экологически чистых зданий. 3. Оптимизация и регулирование расходов энергетических ресурсов в квартирах, в зданиях и в квартале.


500

НП «Городское объединение домовладельцев»

3.1. 100%-ая замена приборов учета электрической энергии на многотарифные приборы учета в квартирах и в домах. 3.2. Установка квартирных приборов учета на каждом отопительном приборе и общедомового счетчика тепла на отопление. 3.3. Регулирование расходов энергетических и иных видов ресурсов в квартирах и зданиях, их диспетчеризация. Внедрения общедомовых систем погодного регулирования. 4. Стимулирование энергосбережения потребителями ресурсов за счет модернизации договорных отношений. 4.1. Заключение кредитных договоров, договоров лизинга объединений собственников жилья (ТСЖ/ ЖСК) с банками и международными финансовыми институтами для финансирования энергоэффективных мероприятий в многоквартирных домах. 4.2. Заключение энергосервисных контрактов объединений собственников жилья (ТСЖ/ЖСК) с энергосбытовыми компаниями для финансирования энергоэффективных мероприятий в многоквартирных домах на примере пилотных объектов реализуемых в различных районах города. 4.3. Возврат инвестиций обеспечивается за счет ежемесячных выплат равных сумме экономии тепловой и электрической энергии. 5. Повышение эффективности использования всех видов ресурсов за счет комплексного проведения в квартале энергоэффективных и ресурсосберегающих мероприятий.


Энергоэффективный квартал

501

5.1. Обеспечение расчетных показателей сбережения тепловой энергии при проведении комплексной модернизация систем теплоснабжения, включая: 5.1.1. 25-30% при установке компактных блочных автоматизированных тепловых пунктов в зданиях и установка автоматических балансировочных клапанов на стояках системы отопления или на ее горизонтальных поэтажных ветвях. 5.1.2. До 30% при установке малоинерционных энергоэффективных медно-алюминиевых конвекторов. 5.1.3. 15%-20% при установке термостатических регуляторов в помещениях на каждом отопительном приборе. 5.1.4. 10% при создании системы автоматического комплексного управления транспортировкой тепловой энергии в квартале. 5.1.5. 2,5% при утеплении отопительного трубопровода на техническом этаже. 5.2. Проведение модернизации систем электроснабжения зданий и квартала, куда входит: 5.2.1. Компенсация реактивной мощности с установкой устройств: в трансформаторных подстанциях и зданиях. 5.2.2. Реконструкция и модернизация лифтового хозяйства. Внедрение схемы работы лифтов с парным управлением, использование частотных регуляторов для главного привода лифтов. 5.2.3. Создание дистанционного управления энергопотреблением в квартале, включая единого диспетчерского центра в квартале.


502

НП «Городское объединение домовладельцев»

5.3. Обеспечение расчетных показателей сбережения электрической энергии, включая: 5.3.1. До 95% при использовании при освещении лестничных площадок многоквартирных домов датчиков присутствия. 5.3.2. 80% при замене ламп накаливания на энергосберегающие осветительные приборы: компактные люминесцентные лампы, светодиодные лампы. 5.3.2. 40% при использовании при наружном освещение натриевых ламп высокого давления. 5.4. Обеспечение расчетных показателей сбережения тепловой энергии за счет энергосберегающей реконструкции зданий: 5.4.1. 24-28% при утеплении фасада здания с выполнение современных требований по тепловому сопротивлению наружных ограждений. 5.4.2. 23-26% при замене дверных и оконных заполнений и устройстве наружных тамбуров с применением современных энергосберегающих технологий, остекление лоджий и балконов. жа.

5.4.3. 4-5% при утеплении перекрытий верхнего эта5.4.4. 2-3% – при утеплении перекрытий подвала.

6. Приоритетное использование конкурентоспособных российских и совместных научно-исследовательских разработок, технологий и услуг. 7. Разработка и реализация типовых решений в области повышения энергетической эффективности и ресурсосбережения на примере массовых серий крупнопанельных жилых зданий.


Энергоэффективный квартал

503

8. Формирование частно-государственного партнерства для финансирования реализации проекта. Использование системы грантов российских и международных организаций. Использование долгосрочных кредитов российских и международных финансовых институтов для реализации проекта. 8.1. Выражение заинтересованности Северной Экологической Финансовой Корпорации (НЕФКО) в кредитовании проекта в размере до 5 млн. ЕВРО. 8.2. Подготовка совместного проекта в рамках программы «Европейский Инструмент Партнёрства и Соседства (Приграничное Сотрудничество) «ЮгоВосточная Финляндия – Россия». 2011-2013 годы. 9. Совершенствование нормативной правовой и методической базы по результатам проекта. 9.1. Изменение Территориально-строительных норм (ТСН) Санкт-Петербурга «Энергетическая эффективность жилых и общественных зданий. Нормативы по энергопотреблению и теплозащите». 10. Реализация мер экономического стимулирования энергосбережения при создании и в процессе эксплуатации энергоэффективного квартала. 10.1. Субсидирование процентных ставок по кредитам коммерческих банков и международных финансовых организаций, предоставляемых для реализации проектов энергосберегающей реконструкции зданий, а также субсидирование лизинговых платежей. 10.2. Создание гарантийного фонда для предоставления кредитным учреждениям обеспечения кредитов на реализацию проектов энергосберегающей реконструкции зданий.


504

НП «Городское объединение домовладельцев»

10.3. Освобождение от налогообложения имущества в части оборудования, приобретаемого по договорам финансового лизинга для реализации проектов энергосберегающей реконструкции зданий на срок действия договоров лизинга. 11. Пропаганда энергосбережения среди населения и обучение энергетической эффективности всех групп потребителей. 11.1. Создание внутриквартального информационноконсультационного и обучающего центра. 11.2. Участие в реализации федерального проекта «УПРАВДОМ». 11.3. Формирование совместно с социально ответственными компаниями практического курса для управляющих домами по применению современных технических решений в области энергетической эффективности и энерго и ресурсосбережения. 12. Содействие международному обмену знаниями и опытом ЕС в области государственно-частного партнерства по защите окружающей среды и климата. Установление международного партнерства для реализации образцовых экологических, энергоэффективных и ресурсосберегающих проектов на территории энергоэффективного квартала. В основу концепции проекта легли результаты и рекомендации международных проектов: 12.1. «Концепция санации и модернизации жилого крупнопанельного здания в Санкт-Петербурге. Прикладное исследование по энергосберегающей санации и модернизации жилого панельного дома в СанктПетербурге». Проект исследовательской программы «Отраслевые исследования» Федерального министерства транспорта, строительства и городского развития и


Энергоэффективный квартал

505

Федерального научно-исследовательского института по развитию строительства, городов и регионов совместно с KfW – банковской группой Кредитного учреждения по реконструкции, отделение Бонн, ФРГ. 12.2. Международный проект «BEEN – Baltic Energy Efficiency Network for the Building Stock / Прибалтийская сеть энергосбережения в жилищном фонде» с участим со стороны Германии: Федеральное министерство транспорта, строительства и развития городов Германии, Федеральное ведомство по строительству и организации территорий Германии, Департамент городского развития Правительства Берлина, Министерство науки, экономики и транспорта земли ШлезвигХольштайн, Министерство труда, строительства и развития земли Мекленбург Западная Померания, некоммерческая организация «Инициатива Жилищного хозяйства в Восточной Европе» (г. Берлин). 12.3. В настоящий момент Партнерство инициировало международный проект «Energy Efficiency – Innovation policy of the state and civil society. Social responsibility towards future generations»/ Энергоэффективность – инновационная политика государства и гражданского общества. Социальная ответственность перед будущими поколениями». 12.4. Партнерство оформило заявку на финансирование совместного проекта в рамках программы «Европейский Инструмент Партнёрства и Соседства (Приграничное Сотрудничество) «Юго-Восточная Финляндия – Россия».

Этапы реализации проекта: I этап. Определение границ, параметров и структуры демонстрационной зоны. Диагностика текущего


506

НП «Городское объединение домовладельцев»

состояния окружающей среды и существующего технического состояния объектов. II этап. Разработка проекта демонстрационной зоны на основе технических заданий: «Энергоэффективный квартал», «Считай, экономь и плати», «Новый свет» и «Энергоэффективное социальное учреждение», утвержденных рабочей группой «Энергоэффективность» при Комиссии при Президенте Российской Федерации по модернизации и технологическому развитию экономики России. III этап. Правовое, финансовое и информационное обеспечение проекта. IV этап. Реализация проекта. Получение суммарной экономии энергетических ресурсов от эксплуатации демонстрационной зоны в размере 50%от начального уровня. V этап. Обобщение и тиражирование результатов реализации проекта демонстрационной зоны.

Примеры международного сотрудничества с участием Городского объединения домовладельцев Создание автоматизированной информационной системы управления жилищным фондом (АИСУ ЖФ) Санкт-Петербурга. Проект системы разработан Санкт-Петербургской компанией «ДАЙС Мультимедиа Текнолоджис» совместно НП «Городское объединение домовладельцев» при участии Ганноверского университета Земли Нижняя Саксония ФРГ по заказу Комитете экономической политики и торговли Правительства Санкт-Петербурга. На 01.01.2011 в базе данных АИСУ ЖФ СанктПетербурга, которая эксплуатируется Жилищным Ко-


Энергоэффективный квартал

507

митетом в информационной системе электронного Правительства Санкт-Петербурга, хранится информация о 9600 паспортизированных домов всех форм собственности. Модуль технико-экономической инвентаризации домов позволяет хранить в центральной базе данных информационной системы технические характеристики текущего состояния конструктивных элементов домовладений (фундамента, стен, перекрытий и т. д.), а также его инженерных систем – всего более 240 характеристик. В 2011 году Городское объединение планирует приступить к разработке функционального модуля автоматизированной системы учета и мониторинга параметров энергетических паспортов многоквартирных домов жилищного фонда в составе АИСУ ЖФ. Цель работы: Подготовка прототипа энергетического паспорта. Разработка спецификации эталонного энергетического паспорта. Апробация разработанных технологий на пилотных объектах проекта «Энергоэффективный квартал». Назначение модуля: Разрабатываемый функциональный модуль «Энергетический паспорт» станет частью интегрированной частью Автоматизированной информационной системы управления жилищным фондом (АИСУ ЖФ).

Российско-германский проект «Энергосберегающая санация типового панельного дома ТСЖ №1160 в Санкт-Петербурге» Проект включен в совместное заявление Министерства регионального развития Российской Федерации и Федерального министерства транспорта, строительства и городского развития Германии от 10.10.07 и реали-


508

НП «Городское объединение домовладельцев»

зуется в рамках соглашения между Правительством Санкт-Петербурга и Федеральным министерством транспорта строительства и городского развития Германии от 06.12.07. Российско-германский проект «Энергосберегающая санация типового панельного дома ТСЖ №1160 в Санкт-Петербурге». Жилой дом расположен по адресу: Индустриальный проспект, дом 11, корпус 2. Имеет 10.758 кв. м общей площади. В доме 214 квартир. Собственник дома – ТСЖ №1160, которое соответствует положениям Жилищного кодекса России. В домашних хозяйствах зарегистрировано 454 человека, из которых 271 находятся в трудоспособном возрасте, 130 – пенсионеры. Финансовые возможности собственников соответствуют среднестатистическим. Общая стоимость санации (вкл. дополнительные расходы 13,5%) по оценке немецких специалистов составляет 2,7 млн. €. Затраты на санацию одного кв. м жилой площади, рассчитанные в пилотном проекте в Санкт-Петербурге, составляют 254 €. Варианты типовой проектно-сметная документация энергосберегающей реконструкции здания и график работ для массовой 137 серии крупнопанельных жилых зданий, которая составляет 17% крупнопанельного жилищного фонда Санкт-Петербурга, разработаны: ЗАО «Строительные традиции» и Geschäftsführer Ingenieurbüro für Projektentwicklung und Baubetreuung GmbH. В 2011 году Городское объединение планирует совместно с Жилищным Комитетом Правительства Санкт-Петербурга оценить возможность завершения работ, используя средства Фонда содействия реформирования ЖКХ и предложенные средства финансирования энергоэффективных проектов.


Энергоэффективный квартал

509

Будущее энергоэффективного развития Санкт-Петербурга: В Санкт-Петербурге типовая крупнопанельная застройка составляет порядка 53% жилищного фонда. Прогнозное значение снижения выбросов углекислого газа в результате осуществления комплекса энергосберегающих мероприятий составит 65%. Число квартир в типовых панельных жилых домах составляет 724 620 квартир, общей жилой площадью 89 260,27 тыс. кв.м. Ежегодный экономический эффект от снижения затрат на отопление после энергоэффективной реконструкции составит порядка 4 млрд. евро в год. Представленный экономический эффект – это теоретический потенциал снижения затрат на отопление при одновременной реконструкции панельных зданий.

Предложения по сотрудничеству с заинтересованными организациями: Участие финансовых институтов и образовательных учреждений в реализации инициированных Городским объединением домовладельцев проектов: – «Энергоэффективный квартал – демонстрационная зона защиты окружающей среды и климата» и отдельные пилотные проекты на его территории; – практический курс для управляющих домами по применению современных технических решений в области энергетической эффективности и энерго и ресурсосбережения в рамках федерального проекта «УПРАВДОМ» в Санкт-Петербурге; – пропаганда энергосбережения и повышения энергетической эффективности среди собственников жилья Санкт-Петербурга в рамках международного проекта «Energy Efficiency – Innovation policy of the state and civil


510

НП «Городское объединение домовладельцев»

society. Social responsibility towards future generations»/ Энергоэффективность – инновационная политика государства и гражданского общества. Социальная ответственность перед будущими поколениями».

Сведения об авторах: Некоммерческое партнерство «Городское объединение домовладельцев» Индустриальный пр., 11-2-5, 195426, Санкт-Петербург, Россия npgorod@mail.ru, www.spbgorod.narod.ru Санкт-Петербургский фонд поддержки промышленности Комитета экономического развития, промышленной политики и торговли Правительства СанктПетербурга Вознесенский проспект, дом 16, 190000, Санкт-Петербург, Россия pitirim@mail.ru , www.fpp-iis.ru


Энергоэффективный квартал

511


512

Р. Г. Крумер директор СРО НП «ИС-проект», технический директор СРО НП «ИС-аудит» Л. Р. Крумер исполнительный директор ООО «ПетроТеплоПрибор»

Особенности национального энергоаудита Федеральный закон №261 «Об энергосбережении и повышении энергоэффективности…» определяет круг предприятий и учреждений, обязанных до 31.12.2012 года провести энергетическое обследование (энергоаудит), в результате которого должен быть составлен энергетический паспорт и разработана программа энергосбережения. До принятия этого закона никаких требований к энергоаудиторам не предъявлялось, а обследование могли проводить любое предприятие или индивидуальный предприниматель. Только члены Ассоциации Рационального Использования Энергоресурсов «МАЭН» проходили добровольную сертификацию. Таких энергоаудиторов было менее 200 на всю страну. После выхода ФЗ № 261 уже создано более 50-ти СРО энергоаудиторов, в состав которых входит около 2000 юридических и физических лиц, желающих проводить энергоаудит. Энергоаудиторские организации (энергоаудиторы), начав проведение энергетических обследований, столкнулись с массой проблем, которые постоянно требуют оперативных решений. Обозначим некоторые из них.


Особенности национального энергоаудита

513

1. Как обычно, есть определенная категория фирм, которые занимаются вульгарным демпингом. Этому способствует и действующий ФЗ №94 о Госзакупках, основным критерием в котором для победы в аукционе является цена. Находятся и организации, которым предписано проведение обязательного энергоаудита, стремящиеся выполнить это обязательство формально, не заботясь о качестве и достоверности результата. К сожалению, подобных примеров достаточно много. В условиях такой «конкуренции» добросовестные энергоаудиторские фирмы вынуждены также снижать стоимость работ, что не может не сказаться на их качестве. Поэтому им необходимо уменьшать себестоимость энергоаудита за счет отработки методик, внедрения автоматизации, современного измерительного оборудования. Это тоже требует определенных затрат. Большим преимуществом должна стать реальная экономия энергоресурсов, полученная в результате реализации предложенных мероприятий по энергосбережению. Организациям, которые формально относятся к проведению энергоаудита, следует помнить, что деятельность и СРО энергоаудиторов, и самих энергоаудиторов должна периодически проходить проверку, при отрицательных результатах которой СРО может быть исключено из реестра, а результаты аудита признаны недействительными. 2. Довольно часто к энергоаудиторам обращаются с предложением составить энергетический паспорт здания. Составление энергетического паспорта – только часть комплекса работ по энергетическому обследованию. В процессе подготовки и проведения энергетического обследования, согласно рекомендациям Минэнерго, необходимо разработать программу проведения


514

Р. Г. Крумер, Л. Р. Крумер

энергетического обследования, составить отчет и представить программу энергосбережения и повышения энергоэффективности. Перечисленные материалы передаются в экспертную организацию, входящую в ту же СРО, что и энергоаудитор. На основании результатов экспертизы СРО регистрирует энергетический паспорт в своем реестре и отправляет его копию в Минэнерго. Кроме того, согласно п. 1 Статьи 15 ФЗ №261: «Энергетическое обследование может проводиться в отношении продукции, технологического процесса, а также юридического лица, индивидуального предпринимателя». Таким образом, говорить о энергоаудите здания можно только при условии, что у данного юридического лица или индивидуального предпринимателя в собственности только это здание. Разумеется, собственник может заказать энергетическое обследование или энергетический паспорт на отдельное здание по форме или согласно приказа Минэнерго РФ от 19.04.2010 г. №182, или согласно СНиП 23-02-2003 «Тепловая защита зданий», но такой энергетический паспорт не может быть включен в реестр СРО. При наличии у лица, в отношении которого проводится энергетическое обследование, обособленных подразделений, расположенных в других муниципальных образованиях, на каждое из этих подразделений составляются соответствующие приложения к энергетическому паспорту. 3. Нередко бывает, что заказчик энергетического обследования имеет в собственности только часть здания. Конечно, с технической точки зрения надо бы проводить обследование и реализацию энергосберегающих меро-


Особенности национального энергоаудита

515

приятий всего здания целиком, но договор заключается с конкретным юридическим лицом, и данные по энергопотреблению должны относиться только к нему. Ведь энергетический паспорт, как уже говорилось выше, составляется на организацию – заказчика энергетического обследования. Кроме того, собственники других помещений могут даже не допустить энергоаудиторов на свои площади. Поскольку энергосберегающие мероприятия будут намного эффективнее, если их проводить в масштабе всего здания, то о целесообразности энергетического обследования всего здания следует указать в предлагаемых мероприятиях. 4. Те, кто профессионально занимается вопросами энергосбережения, часто отмечают отдельные шероховатости в ФЗ №261. Например, закон требует разработки мероприятий, обеспечивающих снижения энергопотребления на 3% по отношению к базовому году ежегодно по каждому виду энергоресурса. Как это обеспечить, если некоторые параметры измеряются с погрешностью значительно больше 3%? Тепловая энергия измеряется с погрешностью ±4%, т. е. диапазон изменения измеренного параметра составляет 8%. Таким образом, требуемое законом снижение энергопотребления в частности по тепловой энергии на 15% к 2015 году более чем на половину может быть достигнуто за счет умелого использования метрологических погрешностей. 5. При энергоаудите требуется измерять активную и реактивную электрическую мощности, cos ψ. В отдельных случаях при измерении этих параметров возможны неточности из-за неправильно выбранного типа измерительного прибора. Данное замечание относится к тем объектам, где широко используются безтрансформаторные (импульс-


516

Р. Г. Крумер, Л. Р. Крумер

ные) источники питания (ИП), которые широко применяются в приборах, компьютерах, средствах автоматики. Как известно, ИП потребляют только активную мощность, но результаты ее измерения ваттметром и, например, вольтметром и амперметром будут значительно отличаться. В случае обычной нагрузки разница между этими результатами – реактивная мощность. Соответственно, получаем величину коэффициента мощности и даем рекомендации по компенсации реактивной мощности. Поскольку ИП потребляет только активную мощность, то разница в значениях – не реактивная мощность, а результат неправильно выбранных измерительных приборов. В подобных случаях следует выбирать приборы, позволяющие измерять несинусоидальный ток. Подобная ситуация может возникнуть на объектах, где основные потребители электроэнергии освещение, компьютеры, офисное оборудование и т. п. 6. Кроме технических трудностей в стремлении снизить энергопотребление за счет повышения энергоэффективности существуют и организационные. К примеру, известно, что реальную экономию тепловой энергии и дает автоматическое регулирование теплопотребления. Если система потребителя гидравлически соединена с теплосетью (ТС) или регулятор установлен в первичном контуре (до теплообменника), то его работа, при наличии таких регуляторов у определенного количества потребителей, будет менять гидравлику ТС, что может вызывать гидравлические удары, нарушение работы оборудования и т.п. Если абонент развяжется


Особенности национального энергоаудита

517

с ТС через теплообменники и установит регулятор во вторичном контуре, то рискует получить штраф за превышение температуры обратной сетевой воды. Как удалось выяснить, штраф за превышение температуры обратки сохранился с тех времен, когда на ТЭЦ платили премию за КПД, и энергетики, таким образом, заботились о своем благополучии. С технической точки зрения высокая температура обратки приведет к увеличению потерь в трубопроводе. Кроме того, при наличии системы автоматического управления на источнике тепла параметры теплоносителя должны быть быстро приведены в норму системой регулирования. Таким образом, для того чтобы внедрение энергоэффективного регулирования теплопотребления стало экономически выгодно потребителю, необходимо отменить штраф за превышение температуры обратки. Вообще-то, как нам представляется, надо говорить не об энергосбережении, а об эффективном использовании энергии. Еще в советские времена любили говорить о том, насколько энерговооруженность американского рабочего выше, чем у советского и как это влияет на производительность труда. И то, что у нас над теплотрассами в мороз растет трава, парят люки, а на крышах тает снег и образуются «сосули» – это все, по существу, неэффективное использование энергии. Как не раз уже доказывали аналогичные кампании по энергосбережению, проводимые в нашей стране раньше, эту проблему директивными методами не решить. А уж в наше время тем более. Поэтому эффективно использовать энергоресурсы должно быть экономически выгодно! А какая выгода может быть для теплоснабжающей организации, которая провела необходимые мероприя-


518

Р. Г. Крумер, Л. Р. Крумер

тия, например, повысила КПД котлов, стала потреблять меньше топлива, а предприятие, поставляющее топливо, выставляет штраф за невыполнение договорных обязательств? Экономическая выгода от мероприятий сводится к нулю, а добавляются только судебные хлопоты. Ведь договор на поставку топлива заключен до начала отопительного сезона, исходя из среднегодовых температур, а какая будет зима, никто не знает. Вряд ли существующий монополизм энергоснабжающих предприятий позволит реализовать поставленные правительством цели. Иллюстрацией этого может служить «тринадцатая квартплата» в Петербурге, когда в 2010 году потребителям тепла, не имеющим узлы учета, выставили дополнительную платежку за тепло, так как зимой температура была ниже, чем среднегодовая. Уже в одном из районов нашего города суд вынес решение в пользу потребителей. В таблице приведены данные Северо-западного межрегионального территориального управления Федеральной службы по гидрометеорологии и мониторингу окружающей среды (http://adm.meteo.nw.ru/NWUGM/ upr.htm) среднемесячных температур за отопительный период в Санкт-Петербурге. Из этой таблицы видно, что средняя температура в период 2009-2010 года минус 2ºС, что действительно на 0,4ºС ниже чем многолетнее значение (минус 1,6 ºС), но на сколько в предыдущие периоды средняя температура была выше! Так что, потребителю вернут деньги за те годы? Разумеется – нет, но можно предположить, какие значения появятся в договорах на будущий отопительный период или как возрастут тарифы, поскольку теплоснабжающие организации так или иначе хотят


4,6

2009-2010

2,4

3,1

-0,7

ноябрь

-5,1

-0,9

0,8

декабрь

-12,1

-3,4

-1,7

январь

-8,4

-3,9

-0,2

февраль

-2,4

-0,8

0,4

март

6,7

4,3

7,0

апрель

0,1

-4,6

-7,8

-6,9

-2,2

4

1,8

3,1

-1,1

2008-2009

2009-2010

2,3

3,0

-0,8 -0,5

3,7

5,4

-4,3

4,4

6,1

-1,5

3,0

6,7

-0,2

1,4

2,6

2,7

0,3

3,0

Отклонения от нормы среднемесячных температур (аномалии)

5,7

2007-2008

Средние многолетние

-0,4

2,7

3,5

-1,6

-2,0

1,1

1,9

Средняя температура за холодный период

Средние многолетние значения среднемесячной температуры (нормы)

7,5

8,8

2007-2008

2008-2009

октябрь

Фактическая среднемесячная температура

Особенности национального энергоаудита 519


520

Р. Г. Крумер, Л. Р. Крумер

компенсировать увеличение своих затрат. Причем этот метод намного проще, чем модернизация котельных. Кстати, при обследовании теплоснабжающих предприятий приходится сталкиваться с ситуациями, которые должны заинтересовать правоохранительные органы. Например, на котельной, согласно представленных данных, в отопительный период 2008-2009 г.г. на производство 1 Гкал ушло 160 м3 газа, а в 2009-2010 уже 130 м3. Причем учета тепла ни на котельной, ни у потребителя нет. Никаких мероприятий по повышению производительности котлов не проводилось. Можно предположить, что теплоснабжающая организация просто подогнала данные под требуемое количество тепловой энергии, которое она должна была поставить потребителю из-за более холодной зимы. Энергетические обследования, безусловно, должны выявить такие случаи, а они, вполне вероятно, не будут единичными. Можно представить развитие событий после того, как выяснится, что за тепло платили значительно больше, чем должно было быть. Всегда найдутся люди, которые обратятся в прессу, в суд. Да и управленцы теплоснабжающих предприятий будут иметь свое мнение, отличное от энергоаудиторского. Поэтому вероятность возникновения определенной напряженности в обществе после проведения энергетических обследований и опубликование их результатов достаточна велика. 7. При проведении энергоаудита энергоаудиторы должны выполнять большой объем различных работ: тепловизионная съемка здания, измерение реального потребления энергоносителей, разработка необходимых документов и т.п. Все это стоит определенных денег. Сегодня нет федеральных тарифов на работы энергоаудиторов, и их отсутствие создает определенные сложности


Особенности национального энергоаудита

521

при заключении контрактов. Хотя уже определяется уровень цен на энергоаудит, исходя из трудоемкости работ, – так, например, энергетическое обследование, организации, занимающей одно здание (школа, детский сад), стоит, как правило, от 80 000 до 120 000 рублей. Количество организаций, обязанных провести энергетические обследование, очень велико. Только по Северо-Западу их около 50 000. Так что энергоаудиторам предстоит огромная работа, в процессе которой будут возникать вопросы как из-за несовершенства нормативных документов, отсутствия финансирования, разной квалификации исполнителей, так и из-за многих других причин. Учрежденное 21.03.2011 г. некоммерческое партнерство «Национальное объединение энергоаудиторов» (НОЭ), объединившее более 30 СРО в области энергетических обследований, позволит оперативно решать возникающие проблемы, а избрание Президентом НОЭ В.А. Пехтина, депутата Государственной Думы, вселяет уверенность, что мнение энергоаудиторов будет услышано руководством страны. Сведения об авторах: Крумер Роман Григорьевич, директор СРО НП «ИС-проект», технический директор СРО НП «ИС-аудит», тел./факс (812) 336-95-60; моб. 8 (921) 914-85-54, krumer@sro-is.ru, www.sro-is.ru; Крумер Леонид Романович, исполнительный директор ООО «ПетроТеплоПрибор», 197342, Санкт-Петербург, ул. Сердобольская, д. 65, лит. А, тел/факс: (812) 336-95-60, e-mail: office@ptpspb.ru


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


Часть 3. Материалы XXXI конференции "Коммерческий учет энергоносителей"  

материалы XXXI международной научно-практической конференции Санкт-Петербург, 26-28 апреля 2011 года И. В. Кузник руководитель проекта Депар...

Read more
Read more
Similar to
Popular now
Just for you