Комментарий УП «Минсккоммунтеплосеть» на тему «Метрологические проблемы при оценке показателей энергоэффективности»

16 Янв 2015 08:01

Откуда берут своё начало бесконечные потоки информации о производстве и потреблении топливно-энергетических ресурсов, воды? Той информации, на основе которой формируется статистика и различные показатели: по квартирам, участкам, предприятиям, холдингам, отраслям, регионам и, наконец, по стране. Той информации, которая составляет основу отчётов, рождающих показатели, по которым затем оценивается деятельность в сфере производства и потребления энергии, а также, что сегодня крайне актуально, энергосбережения и повышения энергоэффективности. Поскольку некоторые показатели имеют финансовую и (или) иные составляющие, то сразу оговоримся: всего, что связано с деньгами — тарифы, платежи, проводки и др., — касаться не будем. Это сфера бухучёта, финансовой отчётности. Там свои методы и правила.

Так что же в основе этой, без преувеличения, важнейшей информации? Её составляют показания, точнее, результаты измерений миллионов различных приборов учёта ТЭР и воды. Главной метрологической характеристикой этих приборов является их точность, которую обычно выражают в виде нормируемых пределов относительной погрешности средств измерений. От неё (точности) будет зависеть достоверность данных, образующих всевозможные показатели разного уровня. Между прочим, по результатам их выполнения одни получают вознаграждение, а другие лишаются должностей и премий. Но если бы проблема была только в этом. Эффективность всех экономических решений в первую очередь зависит от достоверности исходной информации, значительную часть которой получают от средств измерений. Так что вопрос совершенно не праздный. Именно по этой причине в настоящем докладе рассматриваются вопросы, связанные с влиянием точности приборов учёта тепловой энергии на показатели энергоэффективности.

 

Какая точность учёта необходима на источнике тепловой энергии (котельной)?

Согласно СТБ 1771-2010 «Энергосбережение. Энергопотребляющее оборудование. Классификация. Показатели энергоэффективности» энергоэффективность оборудования оцениваются по соответствующим показателям, к которым, например, в случае с водогрейным котлом относятся КПД брутто, %; расход условного топлива при номинальной теплопроизводительности котла в кг у.т./(кг·ч) (кг у.т./Гкал), удельный расход топлива на единицу вырабатываемой энергии, г/(кВт·ч) (г/Гкал). Таким образом, чтобы оценить энергоэффективность котла, необходимо иметь соответствующие данные о расходе топлива и выработке тепловой энергии, которые определяются по показаниям счётчиков газа и теплосчётчиков. Очевидно, что эти показания будут зависеть от точности применяемых измерительных приборов. Вопрос в том, какое влияние на показатели энергоэффективности окажет величина погрешности приборов.

Для примера рассмотрим водогрейный котёл с КПД 93 % на одном из теплоисточников УП «Минсккоммунтеплосеть» (далее — МКТС). Это оборудование относится к классу «А» по шкале энергоэффективности и начинает повсеместно внедряться в нашей республике.

Номинальный удельный расход топлива для такого агрегата равен bk= 153,6 кг у.т./Гкал. Владелец котельной, в нашем случае — МКТС, отчитывается по фактическому удельному расходу условного топлива на основании результатов измерений (показаний) приборов учёта газа и тепловой энергии. Согласно п. 5.17 ТКП 411-2012 «Правила учёта тепловой энергии и теплоносителя» (утверждён постановлением Министерства энергетики Республики Беларусь от 17 августа 2012 г. № 43) для котла с теплопроизводительностью до 100 ГДж/ч (23 Гкал/ч) допускается применение теплосчётчиков с пределами относительной погрешности ±6 %. Для счётчиков газа они не должны выходить из диапазона ±1,5 % (глава 4 п. 42 Правил учёта природного газа, утверждённых постановлением Совета Министров Республики Беларусь от 15.12.2008 № 1934).

Пределы относительной погрешности измерений удельного расхода топлива (как и КПД) равны сумме соответствующих пределов относительной погрешности применяемых теплосчётчиков и счётчиков газа:

1

Для рассматриваемого примера это означает, что если фактический (действительный) удельный расход условного топлива котла равен 153,6 кг у.т./Гкал, то результат его определения по приборам учёта может находиться с равной вероятностью в диапазоне от 142,1 до 165,1 кг у.т./Гкал. Это также означает, что если фактический КПД котла равен 93 %, то по результатам измерений подобными приборами учёта он может быть с равной вероятностью определён пользователем в пределах от 86 до 100 % — уж как кому повезёт.

В соответствии с требованиями п. 1.9 протокола заседания Президиума Совета Министров Республики Беларусь от 28.05.2013 № 12 в 2013–2015 гг. необходимо обеспечить переход на оборудование с показателями по шкале энергоэффективности не ниже класса «А». Это означает, что приборы учёта должны фиксировать разницу между КПД (удельными расходами условного топлива) с относительной погрешностью ±1 %, поскольку именно на эту величину для котлов на газообразном топливе отличается класс по энергоэффективности «А» от класса «В».

Из сказанного понятно, что точность разрешённых для применения приборов учёта не только не позволяет «поймать» этот 1 %, но и ставит под сомнение как достоверность результатов измерений, включаемых в соответствующие отчёты, так и саму возможность достижения требуемых показателей.

Здесь следует отметить, что по этим показателям, основанным на результатах описанных «объективных измерений» приборами учёта, не только формируется статистика, но и оценивается эффективность работы специалистов энергетического предприятия. При этом оценивается не по их профессионализму и реальным достижениям, а всего лишь по результатам случайного распределения погрешности применяемых средств измерений.

Но отчитываться по этим показателям надо, причём не «абы как» иначе можно лишить части заработка (премии) себя, сослуживцев и руководство. При этом нельзя «играть в рулетку», полагаясь, как уже было сказано, на случайное распределение погрешности применяемых средств измерений.

Какие варианты выхода из создавшейся ситуации есть у энергоснабжающей организации? Их два.

Вариант 1: фальсифицировать показания приборов учёта, то есть подогнать результаты измерений под желаемый результат. Приборов, разработанных по принципу «покажем то, что вам угодно», на нашем рынке более чем достаточно. Пароли и функции «подгонки» под желаемый результат у подобных приборов скрыты в секретных меню, которые знают только лица, прошедшие обучение и пользующиеся особым доверием. Бороться с этим явлением трудно, но можно. Этому вопросу надо посвящать как минимум отдельную статью. А сейчас лишь ограничимся вопросом: с какой целью тратятся огромные средства на закупку подобных средств измерений и их метрологическое сопровождение?

Вариант 2: ужесточить требования к точности применяемых приборов учёта и столкнуться с обвинениями в несоблюдении норм, прописанных в соответствующих ТНПА.

Наше предприятие выбрало второй путь, и мы уже в полной мере ощутили давление структур, заинтересованных в формальном применении норм, прописанных в упомянутых ТНПА (речь идёт о ТКП 411-2012 «Правила учёта тепловой энергии и теплоносителя»).

Точность серийных приборов учёта регламентирована действующими стандартами. При существующем технологическом уровне и широком применении новых экспериментальных подходов можно создать теплосчётчики с реальными пределами относительной погрешности ±0,2 % при измерении тепловой энергии. Но стоить они будут в десятки раз дороже применяемых в настоящее время. Сегодня наилучшими по точности по экономически целесообразной стоимости являются:

— счётчики газа с пределами относительной погрешности ±1,0 %;

— теплосчётчики класса 1 по ЕН 1434-2011 с пределами относительной погрешности, которые определяются по формуле:

2       (1)

где Δtmin и Δti — минимальная и текущая разности температур, измеряемые теплосчётчиком, °С;

Gmax и Gi — максимальное и текущее значения расхода, измеряемого теплосчётчиком, т/ч.

О физической сущности формулы (1) можно только догадываться. Она пришла к нам из европейского стандарта, аналогичного ЕН 1434-2011, для гармонизации наших ТНПА с действующими в Евросоюзе. Как в данном случае определить численную оценку пределов относительной погрешности теплосчётчиков для получения однозначной точки отсчёта? На этот счёт в наших ТНПА нет никаких методических пояснений. Чтобы вместо формулы (1) получить некое представительное численное значение, обратимся к здравому смыслу, для чего определим характеристики наиболее распространённых приборов учёта при средних условиях их эксплуатации в Минске.

Примем Δtmin = 3 °С (у большинства теплосчётчиков).

Средняя температура наружного воздуха отопительного сезона для Минска равна –1,2 °С. Расчётная разность температур теплоносителя при утверждённом температурном графике отопления 130/70 °С — Δti ≈ 27 °С.

Будем считать, что расход теплоносителя через котёл находится в оптимальной эксплуатационной зоне — в области номинального (50 % диапазона измерений), то есть:

3   (1.1)

Подставим принятые значения в формулу (1) и получим:

4  (1.2)

С учётом погрешности счётчика газа результирующая величина пределов относительной погрешности измерений удельного расхода топлива составит:

5 (1.3)

Для рассматриваемого примера это означает, что если действительный удельный расход условного топлива нашего котла фактически равен 153,6 кг у.т./Гкал, то результат его определения по приборам учёта указанной точности может находиться с равной вероятностью в диапазоне от 148,2 до 159,0 кг у.т./Гкал. Это значит, что если фактический КПД котла равен 93 %, то по результатам измерений подобными приборами учёта он может быть с равной вероятностью определён в пределах от 90 до 96 %. Это ближе к требуемой точности, но тоже неудовлетворительно. Для корректной оценки указанных величин нам необходимо обеспечить относительные пределы погрешности при их определении, хотя бы на уровне ±0,3 %, или изменить методы расчёта показателей энергоэффективности. И то и другое при наличии определённых знаний и желания возможно. Проблема в выборе наиболее целесообразного подхода к решению данной задачи и её последующей реализации.

 

Как влияет точность учёта тепловой энергии на правильность определения потерь в тепловых сетях?

Не меньше проблем с точностью приборов учёта тепловой энергии возникает при определении потерь в тепловых сетях. Их фактическую величину рассчитывают как разность между показаниями теплосчётчика на источнике тепловой энергии и суммы показаний, параллельно присоединённых к этому источнику теплосчётчиков потребителей. Изложим суть проблемы.

Подавляющее большинство потребителей имеют тепловую нагрузку до 14 ГДж/ч                    (3,22 Гкал/ч). Согласно п. 5.17 ТКП-411-2012 на узлы учёта указанных потребителей могут допускаться теплосчётчики с пределами относительной погрешности dQ £ |±7,0| %. Большинство котельных и ЦТП МКТС имеют тепловую нагрузку от 14 до 100 ГДж/ч (3,22–23 Гкал/ч). В соответствии с требованиями п. 5.17 ТКП-411-2012 на узлах учёта указанных объектов допускается установка теплосчётчиков с пределами относительной погрешности dQ £ |±6,0| %.

Пределы относительной погрешности при измерении потерь в тепловых сетях по результатам измерений теплосчётчиков следует определять по формуле:

6 (2)

где АТС — расчётная доля тепловых потерь в общем балансе тепловой энергии (например, если расчётные потери в тепловых сетях равны 10 %, то АТС = 0,1);

dQ–И — пределы относительной погрешности результатов измерений отпущенной в сеть тепловой энергии на узле учёта поставщика, %;

dQ–П.å — результирующие пределы относительной погрешности суммы результатов измерений теплосчётчиков на узлах учёта потребителей, %.

У нас нет ТНПА, которые определяют методику расчёта суммы результатов измерений теплосчётчиков на узлах учёта потребителей (dQ–П.å). Но к этой проблеме мы вернёмся позже. Чтобы не попасть в тупик, условимся, что dQ–П.å = dQ–П. Это действительно так, если у потребителей стоят теплосчётчики одинакового класса точности, и доказать это в строгой математической форме не составляет труда.

В указанном случае пределы относительной погрешности при определении потерь в тепловых сетях составят:

8 (2.1).

Таким образом, потери тепловой энергии, составляющие в реальности 10 %, по результатам измерений подобными приборами учёта могут приобретать значения от –2,5 до 22,3 %, что наше предприятие и наблюдало в течение длительного времени своей практической работы при условии, что погрешность приборов учета находилась в нормируемых пределах. Можете представить, что происходит в случае, когда погрешность приборов учета в реальных условиях эксплуатации многократно превосходит нормируемые пределы.  Это значит, что даже при хорошем состоянии изоляции теплотрасс результат оценки потерь в них, то есть их уровень энергоэффективности, по показаниям приборов учёта может быть как очень плохим, так и неправдоподобно хорошим. И снова мы видим, что результат никоим образом не отражает эффективность работы эксплуатационного персонала. О какой мотивации работников и предприятия при таких инструментах контроля можно говорить?

Все приведённые выше соображения были своевременно доведены до разработчиков ТКП-411-2012 и экспертов «БелГИМ». Их ответ сводился к тому, что формула (2) некорректна. Не убедили их и представленные математические выкладки, доказывающие её состоятельность: «эксперты» то ли не поняли, то ли сделали вид, что не поняли. Поскольку строгий математический вывод этой формулы не вписывается в формат настоящего доклада, да и требует определённой подготовки, проверим её правильность методом простого математического моделирования, который понятен даже не подготовленному читателю.

Допустим, нам известно, что в реальности:

—   котельная МКТС отпустила за расчётный период 7200 Гкал тепловой энергии;

—   потребители использовали 6480 Гкал;

—   тепловые потери составили 720 Гкал, или 10 % от объёма отпущенной тепловой энергии.

Для расчёта пределов относительной погрешности всегда предполагаем наихудшие допустимые варианты работы теплосчётчиков:

— допустим, что теплосчётчик на узле учёта теплоисточника ошибся в сторону «больше» (на +6,0 %) и показал, что потребителям отпущено 7200 х 1,06 = 7632 Гкал;

— при этом, теплосчётчики потребителей отклонились на максимально возможную величину в сторону «меньше» (–­7,0 %), и сумма результатов измерений тепловой энергии у них определится как 6480 х 0,93 = 6026,4 Гкал;

— тепловые потери определяем как разность результатов измерений: 7632 – 6026,4 = 1605,6 Гкал, что составляет 22,3 % по отношению к действительному объёму (7200 Гкал) отпущенной тепловой энергии и 123 % погрешности по отношению к действительному значению (720 Гкал) потерь в тепловых сетях.

Если рассмотрим второй наихудший вариант, когда теплосчётчик теплоисточника занизит результаты измерений на допустимую величину (–6,0 %), а теплосчётчики потребителей завысят их в пределах допуска (+7,0 %), то получится, что по показаниям подобного «объективного» контроля потребители на 2,5 % «съели» больше тепловой энергии, чем отпущено источником. Обратим внимание, что в указанном варианте отсутствуют тепловые потери — это прямое противоречие здравому смыслу, которое приводит работников энергетического предприятия всех уровней в состояние жесточайшего ступора. А теперь подскажите, как теплоснабжающая организация может выставить потребителям больше, чем она им отпустила по показаниям теплосчётчиков на теплоисточнике или ЦТП? С другой стороны, действующие ТНПА обязывают выставлять счета на оплату по результатам измерений приборов учёта у потребителей. И получается, что любые действия в рассмотренной ситуации могут рассматриваться как неправомерные. Поэтому огромное количество специалистов вынуждено ломать голову не над реальными проблемами энергетики, а над тем, как сформировать в сложившейся ситуации приемлемую отчётность. Когда я знакомил с приведёнными выше выкладками людей, которые разрабатывали эти «правила игры», мне снисходительно отвечали: «Что вы всё лезете в надуманные крайности, Милейковский. Такие случаи возможны в теории, а на практике половина приборов у потребителей завышают, другая занижают, а в итоге погрешность измерений приближается к нулю». В доказательство мне показывали статистику, которая, скорее всего, в силу известных причин, была сформирована по варианту 1. Мой опыт говорит о том, что подобные крайности совсем не редкость, и тому есть понятные специалистам закономерности работы приборов учёта в реалиях системы централизованного теплоснабжения.

 

О глобальной проблеме учёта тепловой энергии

Вернёмся к результирующим пределам погрешности суммы результатов измерений теплосчётчиков потребителей, которая необходима для оценки пределов относительной погрешности потерь в тепловых сетях по формуле (2). Ранее я принял её равной погрешности единичного теплосчётчика и оказался неправ с точки зрения законодателей в области учёта тепловой энергии.

Выяснилась ещё одна немаловажная деталь. Оказывается, у нас нет ТНПА, которые позволяют рассчитать пределы относительной погрешности суммы результатов измерений теплосчётчиков         (см. формулу 2 — dQ–П.å) на узлах учёта потребителей. То есть пределы погрешности каждого теплосчётчика у потребителя нам известны, а вот пределы погрешности их суммы мы не можем определить, поскольку нет в республике таких ТНПА. Это не домыслы автора, а факт, подтверждённый в официальных ответах руководителей РУП «БелТЭИ», «БелГИМ» и Госстандарта.

МКТС столкнулось с указанной проблемой при попытке заменить теплосчётчик Ду200 мм, который поверяют ненадёжным имитационным методом (что по опыту наших специалистов приводит к большим ошибкам при измерениях и наносит нашему предприятию прямой экономический ущерб в виде непроизводительных потерь тепловой энергии) двумя параллельно включёнными приборами Ду150 мм. Метрологические характеристики каждого из параллельных теплосчётчиков Ду150мм проверены прямым экспериментом, что даёт существенный выигрыш в точности и удобстве эксплуатации. Тем не менее, сначала нам запрещали применение этого метода под предлогом того, что набор параллельно включённых приборов дороже одного большого. Убедившись в несостоятельности этого довода (на самом деле строительные конструкции становятся значительно дешевле), наши оппоненты сослались на отсутствие ТНПА, согласно которым можно нормировать погрешность системы параллельно подключённых теплосчётчиков.

Привожу выдержку из ответа РУП «БелТЭИ»:

«…Считаем, что предлагаемая схема с параллельным включением теплосчётчиков не противоречит принципам учёта тепловой энергии. Вместе с тем следует отметить:

Основополагающие ТНПА, действующие на территории Республики Беларусь (СТБ ЕН 1434,        СТБ ГОСТ 51649, МИ2412, МИ 2553) не содержат методов, позволяющих измерять тепловую энергию предлагаемым способом и нормировать метрологические характеристики для предлагаемой схемы…»

Вопрос о том, кто же должен разрабатывать указанные ТНПА уважаемые коллеги из профильного института оставили без ответа. По этим формальным основаниям было заблокировано применение нового эффективного метода измерений больших потоков тепловой энергии. Суть вопроса подробно описана в статье автора «Проблемы измерений расхода тепловой энергии в трубопроводах большого диаметра» в журнале Энергия и Менеджмент» № 2 за 2013 г. Подобный подход одновременно автоматически блокирует разработку относительно недорогих поверочных установок, в которых теплосчётчик большого диаметра может поверяться набором параллельно подключённых теплосчётчиков меньшего диаметра. В свою очередь, метрологические характеристики теплосчетчиков меньшего диаметра определяют с достаточной степенью надежности экспериментальным методом в уже существующих поверочных лабораториях.

Следует отметить, что схожие проблемы характерны для учёта газа и воды. Приборы учета объема газа и холодной воды у потребителей расположены по отношению друг к другу параллельно. Это значит, что они также образуют систему, погрешность которой, по мнению специалистов профильных институтов, рассчитать не представляется возможным по той же причине — нет необходимых ТНПА.

На самом деле за рассуждениями об отсутствии неких ТНПА ничего существенного не стоит. Я предлагаю уважаемым коллегам формулу (вывод ее элементарен) для расчета результирующей погрешности систем параллельно подключенных теплосчетчиков.

9 (3)

где  10   — весовые коэффициенты при расчете погрешности 11и 12  (3.1)

Из выражений (3) и (3.1) следует:

— результирующие пределы относительной погрешности параллельных теплосчетчиков не превышают пределов погрешности единичного теплосчетчика системы , если все теплосчетчики системы имеют одинаковый уровень точности (одинаковые пределы относительной погрешности);

13

или 14(3.2)

-если пределы относительной погрешности параллельных теплосчетчиков не равны (применены средства разного уровня точности), то результирующие пределы системы параллельных теплосчетчиков определяют по выражению (3) и такая система должна подлежать метрологической аттестации.

 

 

В заключение

Отсутствие такой важной оценки, как погрешность определения суммарного значения отпущенной тепловой энергии (воды и газа), входит в противоречие с требованиями статьи 1 Закона Республики Беларусь «Об обеспечении единства измерений»: «…единство измерений — состояние измерений, при котором их результаты выражены в единицах измерений, допущенных к применению в Республике Беларусь, и точность измерений находится в установленных границах с заданной вероятностью».

Противоречие с этим Законом состоит в том, что для системы учёта тепловой энергии, используемой для коммерческих расчётов и формирования государственной отчётности, можно оценить погрешность каждого входящего в неё теплосчётчика (есть методика), но нельзя определить погрешность всей системы в целом (нет методики). Отсутствие этой важнейшей характеристики, по сути, ставит подобные системы вне Закона. Сказанное справедливо и в отношении систем учёта потребления газа и воды. Возникает вопрос: есть ли разумный выход из создавшейся ситуации? Ответ на него очевиден: безусловно, есть, но не в рамках установившейся практики, которая по сути дела зашла в очевидный тупик.

Ю. С. Милейковский, главный метролог УП «Минсккоммунтеплосеть»

logo_1

Комментарии к статье
Добавить комментарий