Системы учета энергоресурсов. Учет энергоресурсов предприятия и его автоматизация

Качественная организация учета энергии и энергоносителей является основой их эффективного использования. Большинство потребителей не имеют достаточно обоснованной системы учета, что приводит к искажению статистической информации об энергопотреблении. На основе искаженной информации принимаются неверные решения, следствием чего являются увеличение доли неучтенного расхода энергии и снижение эффективности ее использования. Для правильной организации системы учета необходим системный подход. Рациональная комплексная (оптимальная) система учета должна соответствовать общим требованиям, требованиям со стороны энергоснабжающей организации и требованиям руководства потребителя. Общие требования к организации учета изложены в соответствующих нормативных документах . Принципиально важными из них являются:

• разумное дифференцирование (разделение) учета. Это требование связано с количеством объектов учета. Степень дифференцирования учета должна быть такой, чтобы исходная информация была достаточно полной и не содержала лишних сведений;
• полнота и оперативность сбора информации, точность информации и ее достоверность.

Системы учета электрической энергии по назначению делятся на два вида: системы коммерческого учета и системы технического учета. Коммерческий учет предназначен для производства финансовых расчетов потребителя с энергоснабжающей организацией по факту поставки энергии. Этот учет организуется на границе балансовой принадлежности сетей, которая указывается в договоре. Технический учет служит для получения информации, используемой внутри потребителя для решения различных эксплуатационных задач. Требования к системам коммерческого учета разработаны на основе Правил функционирования розничных рынков в переходный период реформирования электроэнергетики (утверждены Постановлением Правительства РФ № 530 от 31.08.06). Требования к техническому учету определяются руководством и службой энергоснабжения потребителя. Оба вида учета должны соответствовать Типовой инструкции .

По уровню технической оснащенности существует три вида систем учета: расчетный нормализованный («ручной»), приборный и автоматизированный учет. Ручной способ учета применяется для объектов, где приборный учет технически невозможен или экономически не оправдан. Основой ручного учета, как правило, является удельный расход энергии на единицу выпускаемой продукции. Возможны и другие варианты получения расчетных данных об энергопотреблении с помощью ручного способа. Техническими средствами для организации приборного учета служат счетчики электрической энергии.

Применение автоматизированных систем контроля и учета энергии (АСКУЭ) значительно повышает качество и эффективность учета. Потребителям с установленной мощностью 20 мВт и более с годовым потреблением энергии, превышающим 100 млн кВт ч, применение АСКУЭ дает право выхода на Федеральный оптовый рынок энергии и мощности (ФОРЭМ) .

Наличие АСКУЭ позволяет потребителю решить несколько важных задач:

• получение информации для коммерческих расчетов между субъектами рынка (в том числе и по многоставочным тарифам);
• управление потреблением энергии;
• оперативный контроль и анализ режимов потребления энергии (мощность и энергия) потребителем и его подразделениями;
• фиксирование несанкционированного отбора энергии;
• формирование ретроспективной информации об энергопотреблении.

Стандартный комплект АСКУЭ содержит следующие элементы:

• счетчики электрической энергии с цифровым выходом;
• устройство сбора и передачи информации (УСПИ);
• каналы связи для передачи информации (специальная проводная или оптиковолоконная линия, телефонная сеть, радиочастотный канал);
• устройство обработки информации.

При формировании системы учета должны быть выполнены следующие основные действия:

• обоснование количества и состава объектов учета;
• обоснование объема требуемой исходной информации;
• оценка необходимости применения на отдельных элементах объекта или объекте в целом расчетных нормализованных (ручных) способов учета;
• выбор системы и технических средств учета.

Для количественной оценки качества рассматриваемой системы учета энергии используются перечисленные ниже показатели . Основой расчета этих показателей является сравнение рассматриваемой системы с оптимальной. Под рассматриваемой системой понимается предлагаемая к внедрению (разрабатываемая) система учета. Оптимальной системой считается такая система учета, которая удовлетворяет все предъявляемые к ней требования и позволяет иметь максимально возможную экономическую эффективность. Величина экономической эффективности определяется снижением расчетных затрат на поставку энергии за счет совершенствования системы учета и реализации энергосберегающих мероприятий, связанных с улучшением качества учета.

1. Коэффициент экономической эффективности учета

где Э су - экономическая эффективность внедрения рассматриваемой системы учета (2.1); - экономический эффект, который можно иметь от внедрения

оптимальной системы учета.

где - общий эффект от применения приборного (в том числе и автоматизированного) учета (2.2); к - количество объектов приборного и (или) автоматизированного учета; - общий эффект от применения расчетного

способа учета; т - количество объектов расчетного способа учета.

где АЗ П - снижение затрат на оплату потребленной энергии после применения приборного учета и реализации энергосберегающих мероприятий, связанных с улучшением качества учета (2.3); АЗ ЭКСПЛ - дополнительные затраты, связанные с эксплуатацией системы приборного учета.

где - экономический эффект от применения расчетного способа учета

• (2.4); а - доля снижения затрат на оплату потребленной энергии, связанная с применением расчетного способа учета по отношению к величине снижения затрат, зависящих от приборного учета; р - доля дополнительных затрат на реализацию расчетного способа учета по отношению к дополнительным затратам, связанным с эксплуатацией приборной системы учета. Величины аир задаются эмпирически. Диапазоны рекомендуемых значений этих величин: а = 0,05...0,1 и р = 0,03...0,08. Нижние границы аир соответствуют относительно точным нормализованным, а верхние - грубым оценочным способам расчета.
• 2. Коэффициент полноты учета

где Vj - объем учетной информации /-го объекта для рассматриваемой системы учета (2.5); п - количество объектов учета в рассматриваемой системе уче- та; V oi - объем учетной информации для /-го объекта оптимальной системы учета; п 0 - количество объектов для оптимальной системы учета.

В тех случаях, когда коэффициент полноты учета превышает значение, равное 1,0, необходимо проверить рассматриваемую систему учета на наличие избыточной информации.

3. Коэффициент точности учета

где

V, V Q - полные объемы учетной информации для рассматриваемой (2.7) и оптимальной (2.8) систем учета; V n , V p , V no , - объемы учетной информации, полученные с помощью приборного и расчетного способов учетов для рассматриваемой и оптимальной систем учета; r n/ , r pi , г по/ , r poi - степени точности, обеспечиваемые приборным и расчетным учетами для рассматриваемой и оптимальной систем учета.

Степень точности отражает близость измеренной величины к ее истинному значению и определяется с помощью выражения

где A W - абсолютная погрешность измеренной величины (2.9); W - истинное значение измеренной величины.

4. Коэффициент достоверности учета

где V HYl , V pH - объемы недостоверной учетной информации, полученные с помощью приборного и расчетного учетов; V - общий объем учетной информации для существующей системы учета.

5. Коэффициент оперативности учета

где t cp ,t cpo - среднее время получения учетной информации для рассматриваемой и оптимальной систем учета (2.11).

6. Коэффициент качества учета

где К П - коэффициент полноты учета (2.12); К Т - коэффициент точности учета; К Д - коэффициент достоверности учета; К оп - коэффициент оперативности учета.

7. Обобщенный коэффициент качества учета

где т - количество учитываемых видов энергии и энергоносителей (2.13); Д - фактический (плановый, расчетный, перспективный) расход /-го вида энергии или энергоносителя; - коэффициент качества учета /-го вида энергии или

энергоносителя.

8. Коэффициент технико-экономического уровня организации учета энергии

где К оку - обобщенный коэффициент качества учета; К э - коэффициент экономической эффективности учета (2.14).

Эти показатели могут быть использованы для оценки качества системы учета на каждом из этапов ее модернизации или для сравнения разных вариантов проектов модернизации.

Определение потребности промышленного предприятия в энергоносителях базируется на использовании прогрессивных норм расхода, которые устанавливаются как в целом по предприятию (укрупненные нормы), так и по отдельным агрегатам, рабочим местам, участкам и цехам (дифференцированные нормы).

Основным видом норм являются удельные нормы расхода на единицу продукции (индивидуальные). Они устанавливаются по типам или отдельным топливо- и энергопотребляющим агрегатам, установкам, машинам и технологическим схемам применительно к определенным условиям производства продукции (работ). Эти нормы являются технологическими и служат для расчета групповых норм расхода топлива и энергии, а также для оценки эффективности использования энергии. Индивидуальные нормы состоят из полезного расхода (полезной энергии) и потерь энергии. Величина полезного расхода определяется па основе нормативной энергетической характеристики или расчета энергетического баланса.

Конкретный состав нормы расхода топлива и энергии устанавливается соответствующими отраслевыми методиками и инструкциями, разрабатываемыми с учетом особенностей данного производства. Производственные изменения состава норм не допускаются.

Объемы потерь (пусковых, от неполного сгорания, с конденсатом, с пролетным паром, в окружающую среду и т.д.) рассчитываются отдельно в соответствии с установленным графиком работы агрегата в календарном времени и относятся к объему выпуска продукции. Приведем примеры расчета индивидуальных норм.

Индивидуальные нормы расхода утверждаются предприятиями (объединениями). На их основе рассчитываются групповые нормы расхода топлива и энергии, т.е. планируемые количества топливно-энергетических ресурсов на производство единицы объема одноименной продукции (работ) по уровням планирования: народное хозяйство, министерство, объединение, предприятие.

Важнейшие групповые нормы расхода:

¦ условного топлива на электроэнергию, отпускаемую с шин тепловых электростанций;

¦ сухого скипового кокса на 1т передельного чугуна;

¦ условного топлива на производство 1т клинкера и др. Общепроизводственные нормы расхода топлива и энергии - плановое количество энергии на основные и вспомогательные нужды производства (общепроизводственное цеховое и заводское потребление на отопление, освещение, вентиляцию и др.). В этих нормах учитываются технически неизбежные потери энергии в преобразователях, тепловых и электрических сетях предприятия (цеха), отнесенные на производство данной продукции (работы).

Технологическая норма расхода топлива и энергии - плановое количество топлива, тепловой и электрической энергии на основные и вспомогательные технологические процессы производства данного вида продукции (работы), на поддержание технологических агрегатов в горячем резерве, их разогрев и пуск после текущих ремонтов и холодных простоев. В этих нормах учитываются также технически неизбежные потери энергии при работе оборудования. Технологические нормы расхода могут быть индивидуальными и групповыми.

Учет энергоресурсов предполагает:

¦ регистрацию первичных показателей количества и качества всех видов энергии, как вырабатываемой и отпускаемой на сторону, так и получаемой со стороны и расходуемой на предприятии;

¦ оперативный учет расхода энергии с помощью приборов учета в соответствии с утвержденными технически обоснованными нормами ее расхода;

¦ внесение на основании показаний измерительных прибором и справок на параметры энергоносителей, полученные расчетным путем;

¦ определение расхода энергии расчетным способом по тем цехам и производственным участкам, где по каким-либо причинам отсутствуют приборы учета.

Регистрация первичных показателей энергоносителей и их оперативный учет, а также первичный учет нагрузок производится по показаниям измерительных приборов (самопишущих или периодической записи). Эти показатели фиксируются в первичной документации учета энергии.

К первичной документации учета энергии относятся: суточные ведомости эксплуатации агрегатов, оперативные журналы, графики нагрузок, программы самопишущих приборов и др. Все показатели документации, характеризующие качество обслуживания оборудования и его техническое состояние, фиксируются в суточных ведомостях через 0,5-1 ч.

Вторичные документы отражают итоговые и средние показатели работы оборудования за смену и сутки. Это ведомости и суточные-рапорты по эксплуатации установок и энергохозяйства. На основании вторичной документации составляются месячные энергобалансы, квартальные технические отчеты по эксплуатации, подводятся и анализируются итоговые показатели.

При организации электропотребления на предприятиях необходим во-первых, осуществлять учет потребляемой энергии на технологические нужды и на освещение раздельно;

во-вторых, каждый цех должен иметь отдельный учет активной и реактивной энергии по счетчикам, установленным на вводах;

в-третьих, все крупные электроприемники внутри цеха (компрессоры, насосы, крупные станки) должны обеспечиваться индивидуальным учетом потребления энергии.

Предприятия, получающие электроэнергию для производственны нужд от энергосистем, оплачивают ее стоимость по двухставочному тарифу, состоящему из годовой платы на 1 кВт заявленной (абонированной) потребителем максимальной мощности, участвующей в максимуме нагрузки энергосистемы и платы за 1 кВт/ ч отпущенной актива и электроэнергии. Под заявленной мощностью понимается, абонированная потребителем наибольшая получасовая электрическая мощность, совпадающая с периодом максимальной нагрузки энергосистемы.

Плата за 1 кВт/ч установлена за отпущенную потребителю активную электроэнергию, учтенную расчетным счетчиком на стороне вторичного напряжения головного абонентского трансформатора. Если счетчик установлен на стороне вторичного напряжения, т.е. после головного абонентского трансформатора, то установленная плата за 1 кВт/ч отпущенной потребителю электроэнергии при расчетах умножается на коэффициент (например, 1,025). Стоимость электроэнергии (в рублях), получаемая предприятием от энергосистемы Зэ.д, рассчитывается по формуле:

Зэ.д.=(ЦijM+ЦтWy)(1±b)

где Цij - основная плата за 1 кВт присоединенной мощности, р./год;

М - мощность трансформаторов и высоковольтовых линий, кВт;

Цт - дополнительная плата по основному тарифу за израсходованный 1 кВт/ч, р.; Wy - активный расход электроэнергии, учтенной счетчиком, кВт/ч;

b? - коэффициент, учитывающий скидку с тарифа или надбавку к нему.

Двухставочный тариф экономически поощряет потребителей к снижению мощности и максимума нагрузки за счет уплотнения и выравнивания графиков, но при этом усложнены расчеты с потребителем.

Тарифы на энергию дифференцируются по видам, параметрам, удаленности теплоносителей и по другим признакам.

По двухставочному тарифу оплачивают промышленные и приравненные к ним потребители, а с присоединенной мощностью до 540 кВт - по одноставочному тарифу. Достоинствами одноставочного тарифа являются: простота расчета, минимум измерительных приборов (используется счетчик активной нагрузки). Размер платы по одноставочному тарифу Зт.о определяется как произведение цены за единицу энергии на ее общее потребленное количество за данное время:

Зт.о = Цт * Wy

где Ц т - тариф на электроэнергию, р./кВт/ч; Wy - объем потребленной энергии, кВт.

Недостаток одноставочного тарифа - экономическая незаинтересованность потребителей в выравнивании графика за счет снижения пиков нагрузки, что облегчает условия работы и улучшает экономические показатели энергосистемы в целом. Поэтому важно стимулировать снижение пиков нагрузки у потребителей и выравнивание графика, т.е. уменьшить затраты на покупку электроэнергии у других энергосистем.

Стоимость 1 кВт/ч электроэнергии, получаемой от собственной электростанции Цс, можно определить по формуле:

Цс = Зэ.с / W Kи

где Зэ.с - общие затраты на производство электроэнергии собственными электростанциями; W - суммарное количество расходуемо энергии, кВт/ч;

Kи - коэффициент использования энергии.

Основным потребителем энергоресурсов в отечественной экономике традиционно является промышленность. Если в советскую эпоху стоимость энергоресурсов была минимальной, и организация по-настоящему эффективного учета их потребления фактически была невыгодной экономически, то сегодня ситуация в корне изменилась. В настоящее время расходы на энергоресурсы составляют в среднем от 20 % до 30 % себестоимости продукции (для энергоемких производств — до 40 %). Поэтому энергосбережение в промышленности сегодня выходит на первый план.

Точный энергоучет — путь к энергосбережению

Энергосбережение промышленных предприятий возможно только при наличии достоверной информации о количестве потребляемой предприятием энергии. В этой связи особое значение приобретает организация эффективного энергоучета. Его основной целью является точное определение уровня потребления энергии предприятием в целом и его отдельными подразделениями. Это позволяет сделать максимально прозрачными взаимоотношения с поставщиками энергоресурсов. Кроме того, учет электроэнергии на предприятии дает возможность выявлять проблемные участки и технологические цепочки, где осуществляется неоправданно высокое потребление энергии. Это позволяет разрабатывать и реализовывать мероприятия по энергосбережению, а также оценивать их эффективность.

В промышленности могут применяться различные мероприятия, направленные на снижение энергозатрат. К их числу можно отнести:

• внедрение новых технологий производства, позволяющих снизить объем потребляемых энергоресурсов;
• сокращение непроизводственных затрат электроэнергии;
• модернизация применяемого оборудования;
• использование альтернативных источников получения электроэнергии;
• мероприятия, позволяющие повысить энергоэффективность производственных зданий и т.д.

Автоматизация учета энергоресурсов в промышленности

Применяемые ранее системы приборного учета электроэнергии и других энергоресуров, основанные на визуальном считывании показаний традиционных приборов учета, сегодня уже безнадежно изжили себя. Они не позволяют наладить эффективный одновременный учет на многочисленных производственных объектах, разнесенных территориально, отличаются низкой точностью и надежностью, в значительной мере зависят от человеческого фактора. Соответственно, говорить об эффективном энергосбережении можно только в том случае, если применяется автоматизированный учет энергоресурсов на предприятии.

Для организации такого учета применяются автоматизированная система коммерческого учета энергоресурсов (АСКУЭ), которая обеспечивает дистанционный сбор данных с приборов учета, передает их на верхний уровень, где осуществляется обработка информации, подготовка данных для анализа потребления и проведения коммерческих расчетов с поставщиками энергоресурсов.

Система АСКУЭ имеет иерархическую структуру, состоящую из трех уровней:

• нижний уровень — первичные измерители (интеллектуальные приборы учета);
• средний уровень — устройства сбора и передачи данных (УСПД), которые аккумулируют информацию от приборов учета и передают ее на верхний уровень;
• верхний уровень — сервер, собирающий данные со всех УСПД с последующей ее обработкой.

Внедрение АСКУЭ на предприятии позволяет обеспечить точный автоматизированный учет потребления энергоресурсов и дает аналитическую информацию, необходимую для разработки и реализации мероприятий по энергосбережению. Благодаря этому такие системы позволяют значительно сократить уровень затрат на приобретение энергоресурсов. В среднем внедрение АСКУЭ промышленных предприятия окупается в течение года.

Нашей компанией осуществляется полный комплекс работ по внедрению АСКУЭ на предприятиях различных отраслей промышленности. В том числе нами выполняется:

• проектирование АСКУЭ;
• поставка оборудования;
• установка системы и пусконаладочные работы;
• обслуживание АСКУЭ.

Нами было успешно реализовано много проектов для крупнейших отечественных компаний. В том числе были внедрены системы автоматического учета энергоресурсов для ОАО «Газпром», ОАО «РЖД», ОАО «Сибур Холдинг», ОАО «ГК «Транснефть» и многих других корпораций.

Лекция 11. Учет энергетических ресурсов

В технической термодинамике теплота является одним из важнейших понятий. Исторически понятие теплота (тепло) и связанные с ним другие термины (теплоемкость, теплосодержание и др.) возникли и сложились с ошибочным представлением о том, что каждому телу присуще наличие определенного количества невидимой и невесомой жидкости - теплорода. По своему смыслу понятие теплоты близко к понятию работы. Как теплота, так и работа являются формами передачи энергии и могут быть определены лишь в процессе передачи или преобразования энергии. Теплота связана с процессом передачи энергии посредством теплообмена (теплопроводности, конвекции, излучения). Как было показано опытным путем, механическая работа термодинамической системы связана с изменением объема системы.

В результате опытов с 1843 по 1850 гг. Джоулем было установлено соотношение между работой, затрачиваемой в процессе, связанным с выделением теплоты, и количеством выделившейся теплоты. В результате опытов была получена величина - J = 426,935 кгс.м/ккал - механический эквивалент теплоты. В соответствии с молеку-лярно-кинетической теорией вещества теплота является мерой изменения хаотического теплового движения микрочастиц вещества. Следует иметь в виду, что теплота и работа не являются свойствами системы, и можно говорить только об изменении теплоты, рассматривая термодинамический процесс системы. Поэтому нет никакого основания говорить о содержании теплоты в системе или о содержании работы в системе. Работа и теплота являются лишь количественными мерами передачи движения системе от источника работы и источника теплоты.

Тепловая энергия (теплота) может передаваться с помощью теплоносителя. Традиционными теплоносителями в системах отопления, горячего теплоснабжения и вентиляции являются вода, пар и воздух. Основные требования к коммерческому учету тепловой энергии, передаваемой с помощью воды и пара. В Правилах учета тепловой энергии и теплоносителя используется ряд терминов и определений:

1.Вид тепловой нагрузки - отопительная, вентиляционная, технологическая, кондиционирование воздуха, горячее водоснабжение.

2.Источник теплоты - энергоустановка, производящая тепловую энергию.

3.Потребитель тепловой энергии - юридическое или физическое лицо, которому принадлежат теплопотребляющие установки, присоединенные к системе теплоснабжения энергоснабжающей организации.

4.Открытая водяная система теплоснабжения - водяная система теплоснабжения, в которой вода частично или полностью отбирается из системы потребителями тепловой энергии.

5.Регистрация величины - отображение измеряемой величины в цифровой или графической форме на твердом носителе - бумаге.

6.Тепловычислитель - устройство, обеспечивающее расчет количества теплоты на основе входной информации о массе, температуре и давлении теплоносителя.

7.Теплосчетчик - прибор или комплект приборов (средство измерения), предназначенные для определения количества теплоты, измерения массы и параметров теплоносителя.

8.Узел учета - комплект приборов и устройств, обеспечивающий учет тепловой энергии, массы (объема) теплоносителя, а также контроль и регистрацию его параметров.

Рис. 1. Схема учета тепловой энергии и теплоносителя

2. Принципиальная схема размещения точек измерения у потребителя для открытых водных систем теплоснабжения: / - рекуперативный теплообменник; 2 - отопительный прибор;3 - насос;4 - датчик расхода;5 - датчик температуры;6 - отбор давления

Теплосчетчики должны обеспечивать измерение количества теплоты в измерительном канале в соответствии с уравнениями измерений, регламентированными нормативными документами, утвержденными в установленном порядке. Под количеством теплоты (тепловой энергии) в понимают изменение внутренней энергии теплоносителя, происходящее при теплопередаче в теплообменных контурах (без массопереноса и совершения работы).

Схема, приведенная на рис. 2, применяется для открытых водяных систем теплопотребления. В целом в открытых и закрытых водяных системах

теплопотребления с помощью приборов подлежат определению:

Время работы приборов узла учета (7);

Масса (объем) теплоносителя, полученного по подающему трубопроводу (G,) и возвращенного по обратному трубопроводу (G);

Масса теплоносителя, полученного по подающему трубопроводу и возвращенного по обратному трубопроводу за каждый час;

Среднечасовая и среднесуточная температура теплоносителя в подающем и обратном трубопроводах узла учета t и /

В случае использования теплоносителя для подпитки независимых систем теплопотребления должна определяться масса теплоносителя, использованного на подпитку этой системы. Помимо этого в открытых системах теплопотребления должны определяться:

Масса теплоносителя, израсходованного на открытый водоразбор в системах горячего водоснабжения G ;

Среднечасовое давление теплоносителя в подающем и обратном трубопроводах узла учета Р 1 иР 2

В паровых системах теплопотребления на узле учета тепловой энергии и теплоносителя с помощью приборов определяются:

Полученная тепловая энергия Q;

Масса (объем) полученного пара D;

Масса (объем) возвращенного конденсата G ;

Масса получаемого пара за каждый час;

Среднечасовое значение температуры и давления пара t t иР } а также температуры возвращаемого конденсата.

В случае использования конденсата для подпитки независимых

систем теплопотребления должна определяться масса конденсата Gn , использованного на подпитку этой системы также, как и в водяных системах теплопотребления.

В отличие от водяных систем теплопотребления Правилами не предусмотрена градация источников теплоты в зависимости от суммарной подключенной тепловой нагрузки. Принципиальная схема размещения точек измерения количества тепловой энергии, массы теплоносителя и параметров на источнике теплоты для водяных систем теплоснабжения приведена на рис. 8.18, для паровых систем теплоснабжения - на рис. 3.

На каждом узле учета тепловой энергии источника теплоты в водяных системах теплоснабжения с помощью приборов учета определяются:

Время работы приборов узла учета тепловой энергии Т;

Отпущенная тепловая энергия;

Масса теплоносителя, отпущенного и полученного источником теплоты соответственно по подающему и обратному трубопроводам;

Масса теплоносителя, расходуемого на подпитку системы теплоснабжения;

" тепловая энергия, отпущенная за каждый час;

Рис. 3. Принципиальная схема размещения точек измерения у потребителя для паровых систем теплопотребления: 1 - бак; 2 - конденсатоотводчик; остальные обозначения см. рис. 2

Измерительный канал ИС рассматривается как последовательное соединение каналов компонентов или (и) измерительных каналов комплексных компонентов, выполняющих законченную функцию от восприятия измеряемой величины до получения результата ее измерения, выражаемого числом или соответствующим ему кодом. Измерительные каналы системы могут быть простыми и сложными. В простом канале реализуется выполнение прямых измерений. Сложный канал представляет

собой совокупность простых измерительных каналов, реализующих косвенные, совокупные или совместные измерения. Измерительные каналы могут входить в состав как автономных измерительных систем, так и более сложных систем: контроля, диагностики, распознавания образов, других информационно-измерительных систем, а также автоматических систем управления технологическими процессами. В таких сложных системах целесообразно объединять измерительные каналы в отдельную измерительную подсистему с четко выраженными границами как со стороны входа (мест подсоединений к объекту измерений), так и со стороны выхода (мест получения результатов измерений).

Как следует из определения измерительной системы, компонентами измерительной системы являются технические устройства, входящие в состав измерительной системы и реализующие одну из функций процесса измерений: измерительную, вычислительную и связующую. Таким образом, измерительным компонентом ИС являются средства измерения: измерительный прибор, измерительный преобразователь, мера, измерительный коммутатор. К измерительным компонентам относятся также аналоговые "вычислительные" устройства, в которых происходит преобразование одних физических величин в другие. Связующими компонентами измерительной системы являются технические устройства, либо часть окружающей среды, предназначенные или используемые для передачи с минимально возможными искажениями сигналов, несущих информацию об измеряемой величине от одного компонента измерительной системы к другому. Вычислительными компонентами измерительной системы является цифровое измерительное устройство (или его часть) совместно с программным обеспечением, выполняющие функцию обработки (вычисления) результатов наблюдений (или прямых измерений) для получения результатов прямых (или косвенных, совместных, совокупных) измерений, выражаемых числом или соответствующим ему кодом.

Конструктивно объединенная или территориально локализованная совокупность, компонентов, представляющая собой часть измерительной системы и выполняющая несколько из общего числа измерительных преобразований, предусматриваемых процессом измерений, образует измерительный комплекс. К разряду измерительных комплексов относятся информационно-измерительные системы.

Масса теплоносителя, отпущенного источником теплоты по подающему трубопроводу и полученного по обратному трубопроводу за каждый час;

Масса теплоносителя, расходуемого на подпитку систем теплоснабжения за каждый час;

Среднечасовая и среднесуточная температура теплоносителя в подающем, обратном трубопроводах и трубопроводе холодной воды, используемой для подпитки;

Среднечасовое давление теплоносителя в подающем, обратном трубопроводах и трубопроводе холодной воды, используемой для подпитки.

На каждом узле учета источника тепловой энергии с помощью

приборов определяются:

Время работы приборов узла учета Т;

Отпущенная тепловая энергия Q;

Массы (объемы пара и возвращенного источнику теплоты конденсата)

D и GK ;

Тепловая энергия, отпущенная за каждый час;

Массы (объемы) отпущенного пара и возвращенного источнику теплоты конденсата за каждый час;

Среднечасовые значения температуры пара, конденсата и холодной воды, используемой для подпитки;

Среднечасовые значения давления пара, конденсата и холодной воды, используемой для подпитки.

Следует отметить, что среднечасовые значения параметров (температуры и давления) сред определяются на основании показаний приборов, регистрирующих значения этих параметров.

Принятый в 1996 году Закон РФ "Об энергосбережении", принятый 23 ноября 2009 г. Закон РФ "Об энергосбережении и повышении энергетической эффективности" и мировой опыт организации энергосбережения определяют учет расходования энергоресурсов в качестве первого и наиболее важного шага в цепочке организационных и технических мер по повышению энергоэффективности. Действительно, а как можно сэкономить то, что не сосчитал? А неучитываемого расхода энергии и энергоресурсов сегодня много и считать нужно много.

По оценкам специалистов общая потребность субъектов Российской Федерации в приборах учета тепла и воды для оснащения всего жилищного фонда, объектов здравоохранения, образования и т.д. составляет более 130 млн.штук. Из них для учета тепловой энергии необходимо около 24 млн.теплосчетчиков, для учета горячей и холодной воды - свыше 66 млн.водосчетчиков, для учета газа - более 40 млн.счетчиков.

Требования закона "Об энергосбережении..." к учету энергии и энергоресурсов?

Все производимые, передаваемые, потребляемые энергоресурсы подлежат обязательному приборному учету. Исключения сделаны для потребления аварийных и ветхих объектов, подлежащих сносу или капитальному ремонту до 1 января 2013 года, а так же объектов с мощностью потребления электроэнергии до 5 киловатт или тепловой энергии до 0,2 Гкал в час.

Сферы пристального контроля

В приведенных ниже сферах государство особенно тщательно будет контролировать установку приборов учета и использование данных учета для организации повышения энергоэффективности.

• На объектах, используемых органами государственной власти и органами местного самоуправления, на объектах вводимых в эксплуатацию, в многоквартирных жилых домах, объединениях дачных, садовых, коттеджных домов.
• В течение 2010 года органы государственной и муниципальной власти в зданиях и помещениях, где они размещаются, должны закончить установку приборов учета всех видов энергии и энергоносителей. В течение 2010 года в сданных в эксплуатацию объектах собственники обязаны установить средства учета энергии и энергоносителей.
• До 1 января 2012 года в жилых домах, квартирах в жилых домах, в садовых и дачных домах с централизованной подачей ресурсов собственники должны установить счетчики электроэнергии, воды, газа и коллективные теплосчетчики.
• С 1 января 2012 года вводимые в эксплуатацию и реконструируемые многоквартирные жилые дома должны оснащаться индивидуальными теплосчетчиками в квартирах.
• С момента принятия Закона не допускается ввод в эксплуатацию зданий, строений, сооружений без оснащения приборами учета энергии и энергоресурсов.

Кто должен проводить работы по установке приборов учета?

Приборы могут устанавливать организации - поставщики энергии и энергоресурсов и лица, имеющие для этого необходимую подготовку и квалификацию.

При этом для поставщиков электрической энергии и тепла, энергоресурсов (воды горячей и холодной, газа) предложение по установке приборов учета потребителям является обязательным, от заявки на установку приборов учета они не имеют право уклониться.

Более того, если потребитель не в состоянии оплатить прибор учета и его установку сразу, организация обязана предоставить рассрочку по платежам со сроком до 5 лет. Процент за кредит устанавливается по ставке рефинансирования Центробанка РФ. Дотирование этого механизма финансирования предполагается организовать из бюджетов регионов и местных бюджетов. Законом предусмотрен принудительный порядок установки приборов учета с возмещением устанавливающей организации всех понесенных затрат. Поставщикам энергии и энергоресурсов предоставлено право заинтересовывать потребителей в установке счетчиков (сегодня это очень просто: нет счетчика, платишь круглосуточный расход "по сечению трубы, провода" и т.д.)