Температура холодної води та теплолічильники
Кузовков В.М. Головний метролог ЗАТ "ЗЛІТ"
Загальновідомо, що в переважній більшості випадків Тхв безпосередньо теплолічильником не вимірюється (через неможливість забезпечити присутність цього параметра в місці встановлення теплолічильника), а враховується надалі при перерахунках. Наслідком є поява істотної методичної похибки (1), (4), можливість маніпулювання результатами вимірювань, додаткові трудовитрати з обробки даних (2). Якщо ж вимірювання Тхв все ж таки можливо виконати за допомогою теплолічильника, підключивши до нього відповідні вимірювальні перетворювачі, з'являється істотна інструментальна похибка вимірювання (3).
У нормативній документації на вимірювання теплової енергії ми не знайдемо обґрунтованих вказівок на причини, з яких необхідно вимірювати Тхв теплолічильником. Як правило, це даність, яка не підлягає сумніву. Проте Тхв одна із безлічі чинників, визначальних собівартість вироблюваної теплової енергії. При цьому немає прямої залежності між конкретним значенням Тхв та собівартістю (або ціною) теплової енергії. Тим часом, якщо поставити уявний експеримент, представивши що весь теплоносій і теплова енергія, що продається теплостанцією, повністю утилізується споживачем, а Тхв відповідає Т1 (наприклад, якщо станція підживлює з гейзера на Камчатці), то за формулами (2.8) і (2.12) Рекомендацій МІ2553 отримаємо: тобто. за теплову енергію теплостанція не повинна отримати жодної копійки, з чим важко погодитись. Цей приклад наведено для того, щоб показати, що холодна вода, одержувана тепловою станцією із зовнішніх джерел, є сировиною, що піддається на станції переробки (перекачування, зберігання, обробка, збереження отриманої з джерела тепловоїенергії і т.д.) і продана споживачеві є вже товаром, виготовленим із цієї сировини. Виняток Qхв із взаєморозрахунків постачальника теплової енергії та споживача методом віднімання на наш погляд некоректно. Теплові станції є комплексом енергетичних об'єктів, пов'язаних між собою пароводяними, повітряними та газовими трактами. На думку експертів, ТЕЦ є вкрай неефективними підприємствами. Історично електроенергетика в СРСР будувалася насамперед для забезпечення людей теплом та світлом. Для вирішення цього питання було вибудовано технологічний ланцюжок, в основу якого було покладено термодинамічний комбінований цикл, коли енергія виробляється паралельно з виробленням тепла. Сам собою цей цикл ускладнює можливість роботи на ринку, тому що відпустка тепла носить сезонний характер. Влітку теплофікаційні машини ТЕЦ працюють "вхолосту" (в конденсаційному режимі вироблення електроенергії) з вкрай низьким коефіцієнтом корисної дії. Побудована нещодавно під Санкт-Петербургом Північно-Західна ТЕЦ (яка не має за словами розробників аналогів в Україні) використовує унікальну для країни технологію - парогазовий цикл із ККД на рівні 52%, тоді як на звичайних паросилових станціях ККД не перевищує 40%. ). ККД існуючих в даний час індивідуальних котелень потужністю до 20,0 МВт і температурою теплоносія 70/95 градусів орієнтовно становить 60-65 відсотків (5). Таким чином, ми маємо на теплових станціях технологічний процес, що забезпечує певний ККД. ККД, у свою чергу, залежить від досить великої кількості факторів. Як будь-який технічний об'єкт, теплова станція забезпечує максимальну ефективність у номінальних умовах експлуатації та при відхиленнях від номінальних умов знижуєтьсяефективність та відповідно витрати на підтримку технологічного процесу. Сказане дозволяє уявити таку ситуацію: у зв'язку з підвищенням температури навколишнього повітря, теплова станція повинна знизити обсяги теплової енергії, що продається. Це спричиняє перехідні процеси і відповідно додаткові витрати. У той же час, частка не оплачуваної Qхв в тепловій енергії, що поставляється, збільшується. В наявності збільшення витрат при одночасному зменшенні оплати. Питання – хто і яким чином компенсує ці витрати?
Логічно відмовитися від обліку Тхв (Qхв) теплолічильником, а враховувати цей технологічний параметр (один із багатьох) щодо тарифів на теплову енергію. Деякі фахівці, спираючись на опитування, вважають, що це недоцільно. Зокрема, у (6) це викладено так: " Виробники приладів на даний час мають повну підставу стверджувати, що сучасна вимірювальна техніка в змозі реалізувати будь-які алгоритми та формули. Відповідно до цього вони вимагають від фахівців-теплопостачальників алгоритму, який дозволив би Можливість реалізації такого підходу ускладнюється тим, що в теплолічильник споживача повинна безперервно вводитися інформація про температуру холодної підживлювальної води теплових мереж (tх), виміряну на джерелі. , що технічне вирішення цього завдання надто складне, хоча у споживачів в Україні вже працюють прилади, які використовують інформацію про виміряну температуру холодної води на джерелі, передану по лінії диспетчерського зв'язку.Існує також думка, що для обліку теплоспоживання величину tx не слід визначати взагалі, оскільки плата за теплову енергію, передану воді, витраченій у системі ГВП, повинна входити до тарифу на гарячу воду, а теплова енергія для інших потреб, не пов'язаних із водорозбором , Оплачується за своїм тарифом. Тому слід за показаннями теплолічильника визначати лише останню складову.
В основі роботи щодо визначення тарифів на теплову енергію повинні обов'язково лежати коректні вимірювальні процедури та методики. Це досить велика та складна робота. Зокрема, вона може включати енергетичний аудит постачальників теплової енергії для визначення технічних характеристик теплових станцій, розрахунок на підставі цих даних собівартості виробництва по кожній станції, визначення прийнятної ціни з урахуванням необхідних заходів щодо зниження собівартості виробництва на застарілих станціях. Крім того, на станціях повинні бути створені системи безперервного технічного контролю в вузлових точках для оцінки зміни режимів (умов) роботи станції з точки зору впливу цих змін на собівартість продукції. Такий підхід забезпечив би більшу достовірність та переконливість у питанні визначення тарифів, своєчасність їх зміни, а повертаючись до теми статті перетворив Тхв з комерційного параметра на технологічний, яким ця температура і є.
3. Рекомендація МІ 2553-99 "ДСІ. Енергія теплова та теплоносій у системах теплопостачання. Методика оцінювання похибки вимірювань. Основні положення". Москва, ВНДІМС, 1999.
5. Теплоенергетика Санкт-Петербурга перебуває у кризовому стані (ТК № 1). З інтерв'ю заступника начальника Держгіртехнагляду Північно-Західного федерального округу Юрія Привалова. Розмовляв ЛевРумянці.
6. А.В.Извеков, експерт Держенергонагляду РФ. Деякі результати опитування фахівців щодо використання чинних правил обліку теплової енергії та теплоносія. Teplopunkt Site.