О проблемах учета тепловой энергии и теплоностителей в котельных, РТС и ТЭС

= 24

Энергобезопасность в документах и фактах

ТЕПЛОЭНЕРГЕТИКА

О проблемах учёта тепловой энергии и теплоносителей в котельных, РТС и ТЭС

В.Н. Рябинкин,

инженер-теплоэнергетик

В статье анализируются основные проблемы учёта тепловой энергии и теплоносителей на источнике тепловой энергии - котельных, районных тепловых станциях (РТС) и теплоэлектростанциях (ТЭС).

Актуальность оснащения источников тепловой энергии (котельные, РТС и ТЭС) современными системами учёта тепловой энергии и теплоносителей вызвана несколькими факторами.

1. При существенном росте стоимости тепловой энергии за последние 10 лет учёт энергии на многих энергопредприятиях осуществляется устаревшими приборами и методами. В основе устаревшего учета -ручное планиметрирование диаграмм самопишущих приборов. Эта технология не позволяет обеспечить высокую точность измерений и необходимую оперативность в предоставлении учётной информации экономическим службам ТЭС, РТС и котельных.

2. Начавшаяся реструктуризация энергетики разделяет генерирующие предприятия и сети на разные юридические лица. В этом случае, как правило, источник будет продавать тепловую энергию и теплоноситель на своей границе балансовой принадлежности и он становится кровно заинтересованным в точном, оперативном и юридически правильном учёте.

Сказанное выше в полной мере относится ко всем регионам России. Большое многообразие технологических и организационных ситуаций существенно влияет на методологию и технические решения при создании современных автоматизированных систем учёта тепловой энергии и теплоносителей. Ниже рассмотрим их основные особенности.

Многообразие схем теплоснабжения и взаимоотношений с потребителями

Прежде всего необходимо отметить, что энергопредприятие с проблемой учёта тепловой энергии и теплоносителей сталкивается дважды: как источник тепловой энергии, чтобы знать общий объём произведённой тепловой энергии и массы теплоносителя, а также их параметры для оценки технико-экономических показателей, и как поставщик (продавец) тепловой энергии и теплоносителя конкретным потребителям.

Обследование большого числа источников тепловой энергии показывает, что при учёте тепловой энергии приходится сталкиваться со всеми перечисленными ниже схемами теплоснабжения:

- закрытые системы, когда утечек практически нет;

- условно закрытые системы, когда утечки составляют несколько процентов от массы прямой сетевой воды;

- открытые системы, когда невозврат теплоносителя менее 20%;

- без возврата теплоносителя (например, поставка потребителям горячей обессоленой воды, поставка пара без возврата конденсата).

Назовём ещё несколько ситуаций, которые создают дополнительные трудности в реализации систем учёта тепловой энергии:

наличие в составе источника объектов, которые относятся к хозяйственным нуждам, но находятся вне территории источника (например, клуб, детские сады и другие объекты в городе);

наличие на территории источника посторонних объектов, являющихся потребителями тепловой энергии и теплоносителя, для которых довольно сложно организовать учет.

Как в открытых, так и в закрытых системах теплоснабжения, встречается ситуация, когда у одного или нескольких потребителей между магистралями сетевой воды существуют перетоки. Это означает, что учёт тепловой энергии и теплоносителей не может вестись по каждой магистрали в отдельности, а должен проводиться сразу по всей совокупности трубопроводов.

В открытых системах теплоснабжения существует практика, когда в летний период на время ремонта прямого трубопровода вода подаётся по обратному трубопроводу без возврата на источник. Это означает, что по обратному трубопроводу может быть реверс потока, т.е. в плановом порядке на несколько дней или недель обратный трубопровод становится прямым и к этому должны быть приспособлены приборы и алгоритмы учёта.

Существуют схемы взаимосвязанных у потребителя магистральных трубопроводов, когда в разные магистрали сетевая вода поступает из разных насосных станций, имеет разное давление и при наличии перетоков из-за особенностей распределения давления в дневное и ночное время в отдельных трубопроводах возникает неуправляемый реверс потока в течение нескольких часов. В этом случае возникают трудности не только с измерением расходов реверсивных потоков, но и с расчётом среднечасовой температуры, давления и с учётом тепловой энергии.

Перечисленные выше ситуации требуют специфических алгоритмов учёта тепловой энергии и теплоносителей и их юридическое оформление.

Подпитка

В алгоритмах учёта тепловой энергии и теплоносителей важное место занимает учёт подпитки. Во-первых, это связано с затратами на химводоподго-товку и, во-вторых, с учётом тепловой энергии, привнесённой в сетевую воду с холодной водой. Основная трудность в учёте подпитки заключается в том, что на многих источниках подача подпитки осуществляется не индивидуально в магистраль, а в коллектор обратной сетевой воды. Это делает невозможным измерение расхода подпитки, поступающей в каждую магистраль в отдельности.

Если источник отдаёт всю сетевую воду одному потребителю, то измерить и учесть всю подпитку на источнике возможно.

Если же потребителей несколько, то измерить расход подпитки, поступающей к каждому потребителю, не представляется возможным. Его можно определить только расчётным путём.

В отношении влияния подпитки на точность учёта тепловой энергии с сетевой воды, то, на наш взгляд, в конкретной ситуации необходимо прежде всего убедиться, имеет ли экономический смысл учитывать тепловую энергию, привнесённую в сетевую воду с холодной водой. Расчёты показывают, что в зимний период, когда источником воды являются естествен-

ные водоёмы, тепловая энергия, привнесённая в сетевую воду с холодной водой, составляет доли процента от тепловой энергии, произведённой источником.

В летний же период, когда источник отдаёт отдельным потребителям сетевую воду по открытой схеме без возврата с температурой 70°С, а температура источника холодной воды может достигать 25 °С, то учёт тепла, привнесённого в сетевую воду с холодной водой, становится обязательным.

Другое отношение к учёту массы теплоносителя, оставшегося у потребителя из-за утечек или из-за использования теплоносителя на технологические цели. Стоимость химподготовки воды и её закачки в систему существенно больше, чем стоимость тепловой энергии, привнесённой с холодной водой. И с этой точки зрения в точном учёте массы подпитки заинтересованы и источник тепловой энергии, и потребитель. А реализовать это не всегда представляется возможным.

С одной стороны, потребитель на основании "Правил" имеет право определять массу оставшегося у него теплоносителя как разницу между массой полученного и возвращённого теплоносителя. С другой стороны, при разности ^прШой - Gобратной ) до 15% от ^^прямой обеспечить требования "Правил" по точности измерений массы при имеющихся в России расходомерах практически невозможно. Если даже применяются прекрасные расходомеры с относительной погрешностью 1%, то относительная погрешность определения массы утечек будет составлять от 8 до 12% в зависимости от методики расчёта.

Сложность этой ситуации заключается в том, что на источнике при коллекторной схеме подпитки без больших материальных затрат невозможно организовать измерение расхода подпитки в каждую магистраль или на группу магистралей, относящихся к одному потребителю. А у потребителя реализовать измерение массы оставшегося теплоносителя с заданной в "Правилах" точностью тоже не всегда возможно. По-видимому, на ближайшие годы "приборное" решение этой задачи будет оставаться сложным, поэтому необходимо узаконить договорные решения.

Холодная вода

На источнике существует несколько ситуаций с обеспечением нужного количества холодной воды (ХВ) для подпитки. Наиболее простая ситуация, когда ХВ поступает из одного источника по одному трубопроводу. Тогда параметры ХВ измеряются в одной точке и не возникает каких-либо трудностей с расчётом энтальпии холодной воды.

Более сложная ситуация, когда существует один источник ХВ, но несколько трубопроводов, по которым вода поступает на источник. Если любой трубопровод в любой момент времени может отключаться, то необходимы специальные аппаратные средства и алгоритмы определения энтальпии ХВ в работающем трубопроводе.

Если же на источнике тепловой энергии существует несколько источников ХВ (например, питье-

= 26 Энергобезопасность в документах и фактах

вая вода, техническая вода, вода из артезианских скважин) и вода из них поступает в коллектор ХВ с разной температурой, то для определения энтальпии холодной воды в коллекторе необходимо знать по каждому источнику холодной воды не только температуру, но и расход для определения средневзвешенной по расходу энтальпии ХВ в коллекторе.

Двойное назначение измерений параметров теплоносителей

Измерения таких параметров теплоносителей, как расход, давление и температура, фактически имеют двойное назначение. С одной стороны, они необходимы для учёта тепловой энергии и теплоносителей. С другой стороны, эти параметры необходимы технологам для контроля и управления технологическими процессами.

Особое внимание при этом уделяется контролю за возможными скачками давления, так как они могут приводить к гидравлическим ударам. В таком контроле очень заинтересованы тепловые сети.

Естественно, что современные контроллеры, в принципе, позволяют удовлетворить требования указанных выше двух назначений по быстродействию. Но в реальности сейчас нет таких теплосчётчиков, которые по частоте опроса датчиков и по скорости передачи этих данных для технологического контроля удовлетворяли бы указанным требованиям.

Особенности учета массы и тепловой энергии пара

Основная трудность в учёте тепловой энергии и массы поставляемого пара, по нашему мнению, связана с тем, что практически все потребители значительно сократили потребление пара, а паропроводы остались старыми, т.е. с существенно завышенными диаметрами. Это приводит к двум негативным явлениям: невозможно измерить малые расходы с достаточной точностью и при малых нагрузках пар может менять своё фазовое состояние.

Складывается ситуация, когда потребители в целях энергосбережения внедряют автоматические системы регулирования потребления пара, а поставщики тепловой энергии при этом не могут гарантировать качество теплоносителя. Сужение измерительного участка трубопровода не всегда приводит к решению задачи и, по-видимому, нужны соглашения источника с потребителями о гарантированных минимальных нагрузках.

Что касается измерения расхода пара, то для труб с диаметром более 50 мм основным методом остаётся метод переменного перепада. В небольшом количестве применяются отечественные и зарубежные вихревые расходомеры и зарубежные расходомеры переменного перепада с осредняющими трубками типа ANNUBAR.

Здесь необходимо отметить, что отечественные приборы для измерения перепада давления по метрологическим характеристикам существенно уступают европейским, американским и японским моделям. Так как от характеристик точности дифманометров

зависит динамический диапазон измерения расхода пара, а от стабильности нулевой точки - частота обслуживания, то зачастую является экономически оправданным применение западных дифманометров, хотя они дороже отечественных в 2-2,5 раза.

Технические проблемы учета тепловой энергии и теплоносителей

Современные автоматизированные системы учёта тепловой энергии и теплоносителей на ТЭС, РТС и котельных являются, как правило, трёхуровневыми иерархическими системами. Нижним уровнем служат датчики параметров теплоносителей -расхода, давления и температуры.

На втором уровне находятся контроллеры, к которым подключены датчики. Как правило, в качестве контроллеров используются теплосчётчики.

Третьим уровнем иерархии является специализированный вычислитель, к которому подключены контроллеры. В качестве вычислителя используются промышленные или конторские ПЭВМ.

Датчики температуры, давления, расхода

Отечественные датчики для измерения температуры и давления теплоносителя по своим техническим характеристикам, в том числе и по характеристикам точности, соответствуют современным требованиям и их достаточно на рынке приборостроения. Эти приборы имеют необходимую поддержку средствами поверки, и их эксплуатация не вызывает затруднений.

В проблеме измерения расхода воды и пара выделяются две ситуации: трубопроводы до 300 мм в диаметре и трубопроводы диаметром до 1500 мм.

Для труб до 300 мм существует много отечественных расходомеров холодной и горячей воды. Это электромагнитные, вихревые, ультразвуковые, турбинные и другие счётчики-расходомеры. Как и датчики температуры и давления они соответствуют современным требованиям, их достаточно на рынке приборостроения и они имеют необходимую поддержку средствами поверки.

Среди технических проблем учёта тепловой энергии и теплоносителей на источнике на первом месте стоит проблема измерения расхода сетевой и подпи-точной воды в трубах диаметром от 400 до 1500 мм при скорости потоков в зависимости от назначения трубопровода, сезона и времени суток от 0,1 до 3,0 м/сек.

Приборостроители России сегодня наряду с методом переменного перепада (сужающие устройства) предлагают ультразвуковые, электромагнитные и вихревые расходомеры.

Самыми надёжными и проверенными временем сейчас остаются сужающие устройства (СУ). У них есть свои недостатки (сравнительно небольшой динамический диапазон измерений, потеря давления на СУ, большие длины прямых участков перед СУ и трудоёмкость поверки), но в тех случаях, когда эти недостатки не мешают их применению, отказываться от находящихся в эксплуатации СУ, на наш взгляд, не резон.

Основными достоинствами других указанных выше методов считают:

- отсутствие потери давления;

- большой динамический диапазон измерения;

- небольшие длины прямых участков перед датчиками;

- возможность раздельного учёта расхода воды в прямом и обратном направлениях;

- поверка приборов имитационными методами;

- возможность врезки датчиков в эксплуатируемые трубопроводы.

Однако, несмотря на то, что в настоящее время уже находятся в эксплуатации на узлах учёта десятки ультразвуковых и других типов расходомеров, часть из перечисленных выше достоинств остаются сомнительными.

Прежде всего это относится к методам поверки. Отсутствие в стране проливочных установок на большие расходы воды не даёт возможности на практике проверить правильность теоретических выводов приборостроителей о качестве имитационных методов первичной и периодической поверок расходомеров для труб больших диаметров. Сейчас сложилась явно парадоксальная ситуация, когда расходомеры для труб небольшого диаметра практически все проливаются при первичной и периодической поверках. А расходомеры, измеряющие расходы большие в сотни и в тысячи раз, не проливаются и не имеют реального, установленного опытным путём, подтверждения объявленных метрологических характеристик. Мы понимаем, что это связано с большой стоимостью проливных установок. Но нужно искать выход из этого положения как в области кооперации приборостроителей, так и в поиске методов снижения стоимости таких проливных установок, например, создавая их на базе ТЭС или РТС с использованием установленного оборудования.

Ещё более категорично можно утверждать, что недопустимо при учёте горячей или холодной воды осуществлять врезку датчиков в эксплуатируемый трубопровод без установки нового измерительного участка (ИУ). Применение нового ИУ позволяет:

- обеспечить соблюдение необходимой чистоты внутренней поверхности и геометрических размеров ИУ;

- осуществлять врезку датчиков в заводских условиях с соблюдением всех требований технических условий.

За последние два года существенно изменилось отношение к ИУ. В настоящее время большинство фирм, производящих ультразвуковые расходомеры, готовы поставлять их с ИУ. По-видимому, это положение необходимо закрепить нормативными документами.

Теплосчетчики

В настоящее время в Государственном реестре средств измерений имеется больше двух сотен отечественных и зарубежных теплосчётчиков. Почти все они ориентированы на измерение у потребителей тепловой энергии и теплоносителя. К сожалению, эти теплосчётчики не совсем подходят для измерения на

источнике тепловой энергии. Но пока приходится мириться с их недостатками, так как нет выбора.

Ниже приведены свойства теплосчётчиков, необходимые для их применения на источнике, но, как правило, отсутствующие у существующих сейчас теплосчётчиков.

• Между теплосчётчиками отсутствуют сети передачи данных, что необходимо для передачи общестанционных параметров, измеряемых в одном месте (барометрическое давление, температура источников холодной воды, расходы подпитки), а используемых в алгоритмах учёта нескольких теплосчётчиков.

• Отсутствует возможность применения расходомеров, раздельно измеряющих и учитывающих расход теплоносителя как в прямом, так и в обратном направлении.

• Отсутствует ввод данных от датчиков и счётчиков по цифровым интерфейсам.

• Отсутствует возможность автоматической синхронизации внутренних часов теплосчётчика со службой единого времени.

• Отсутствует возможность опроса датчиков и передачи результатов измерений по каналам связи для целей технологического контроля с частотой не менее 1 Гц.

• Отсутствует гальваническая развязка между входами УСО.

• Не унифицированы интерфейсы связи теплосчётчиков с общестанционным вычислителем.

Общестанционный вычислитель

Основным документом, в котором изложены организационные и технические требования к учёту тепловой энергии и теплоносителя на источнике, являются "Правила учёта тепловой энергии и теплоносителя" (Москва, 1995 г.). В разделе 2.2 приведена следующая формула определения количества тепловой энергии Q, отпущенной источником теплоты в водяные системы теплоснабжения:

X&11 • ^ -£ &2Г ^-Хатк • ^вк . 1=1 ]=1 к =1

10-

Эта формула отражает тепловой баланс, составленный для учёта тепловой энергии на источнике, и отражает измерение энтальпии в отдельном трубопроводе тепловой схемы источника набором различных приборов с последующим вычислением отпущенной тепловой энергии вычислителем. Реальные тепловые схемы ТЭС, РТС и котельных требуют адаптации и развития этой формулы. По нашему мнению, очень полезными были бы разработка и юридическое закрепление "Альбома" типовых схем и соответствующих алгоритмов учёта тепловой энергии на источнике. Это исключило бы возникающие конфликты между источниками теплоты и потребителями по применению тех или иных формул в конкретных условиях.

Приведённые в первом разделе особенности источников тепловой энергии по технологическим и организационным ситуациям и указанная выше

28 Энергобезопасность в документах и фактах

формула не позволяют организовать весь необходимый учёт с помощью множества отдельных теплосчётчиков. Для выполнения расчётов необходим общестанционный вычислитель, в функции которого входят:

- сбор данных от теплосчётчиков и от тех датчиков, которые имеют цифровой канал и не могут быть подключены к теплосчётчикам;

- расчёты по измерениям, полученным из разных теплосчётчиков и автономных датчиков, например средневзвешенная температура холодной воды, масса теплоносителя, учёт энтальпии и массы теплоносителя по сложным магистралям, учёт энтальпии по трубопроводам с реверсом потоков в течение суток;

- расчеты произведённой и отпущенной тепловой энергии и теплоносителя по потребителям и по источнику в целом согласно алгоритму, удобному для расчетов с потребителем:

доТ = а-

- передача данных в сервер локальной вычислительной сети для отображения на рабочих станциях.

Вопросы метрологии и методологические аспекты учета

Указанные выше "Правила" в разделе "Требования к метрологическим характеристикам приборов учёта" устанавливают требования к метрологическим характеристикам приборов учёта, измеряющих тепловую энергию, массу (объём) воды, пара и конденсата. Эти требования принимают разные значения в зависимости от разности температур в подающем и обратном трубопроводах сетевой воды и от диапазона измерения расхода пара в пределах шкалы прибора.

В то же время в "Правилах" не сделаны различия в требованиях для существенно разных значений расходов воды и пара. По нашему мнению, это положение требует доработки, так как "цена погрешности" при измерении расходов в трубопроводах диаметром от 15 до 1500 мм существенно разная для магистралей разной мощности. По-видимому, необходима доработка требований к метрологическим характеристикам приборов учёта, относящихся, прежде всего, к источникам тепла.

Следующий вопрос, на который необходимо обратить внимание, заключается в том, что учёт тепловой энергии на источнике включает учёт не только по магистралям, но и по потребителям (совокупность магистралей) и по источнику в целом. В то же время в документах Госстандарта отсутствуют соответствующие методики определения погрешностей учёта тепловой энергии по потребителям и источнику в целом.

Важное место в процессе разработки и внедрения систем учёта занимают процедуры и методология подтверждения того, что запроектированная и реализованная система учёта на конкретном объекте соответствует предъявляемым к ней требованиям.

Существуют два подхода к решению этой задачи. При первом подходе после реализации конкретной

системы органы Госстандарта проводят её сертификацию и включают в Государственный реестр средств измерений. Основными недостатками этого подхода являются:

- большая трудоёмкость и длительность выполнения работ по сертификации системы;

- необходимость проведения повторных испытаний на подтверждение типа измерений при использовании новых приборов, теплосчётчиков или алгоритмов;

- незначительное сокращение объёма работ при реализации нескольких систем в рамках одной энергосистемы.

Второй подход состоит в том, что в качестве базовой сертифицируется типовая измерительно-вычислительная системы (ИВС) учёта, включающая множество достаточно распространённых датчиков, теплосчётчиков и расчётных алгоритмов. Такая ИВС один раз включается в Государственный реестр средств измерений.

В составе же каждого рабочего проекта, разрабатываемого на базе сертифицированной ИВС, должен быть раздел, подтверждающий выполнение требований "Правил" в части метрологических характеристик. Таким документом является "Методика выполнения измерений" (МВИ), и на неё в органах Госстандарта должно быть получено "Свидетельство об аттестации". МВИ является частью метрологического обеспечения проекта.

Вторым документом, разрабатываемым в составе рабочего проекта конкретной системы, должна быть "Методика поверки" (МП). Она согласовывается с органами Госстандарта и включает как первичную, так и периодическую поверки.

На наш взгляд, второй подход представляется более перспективным, так как в его основе лежат типизация задач и унификация их решения.

В заключение хотелось бы обратить внимание на то, что ввод в эксплуатацию автоматизированных систем учёта тепловой энергии и теплоносителей на крупных источниках тепловой энергии обычно происходит поэтапно по подсистемам, например, горячая водопроводная вода, техническая вода, сетевая вода, пар в течение длительного времени. Это обстоятельство необходимо учитывать на всех стадиях выполнения работ. По-видимому, лучше всего иметь полный комплект документов в отдельности по каждой подсистеме. Это облегчает их разработку, согласование, испытания и внесение корректировок.

Ниже на рис.1 приведена схема определения алгоритмов измерения для трех источников тепловой энергии. На схеме показан подсчет с помощью измерения температуры и расходов холодной воды теплоносителя.

Определение тепловой энергии и массы теплоносителя, полученных водяными системами теплопотребления

Тепловая энергия и масса теплоносителя, полученные потребителем за период учёта Т, определяются теплоснабжающей организацией на основании показаний средств измерений по формуле 3.1 "Правил учета тепловой энергии и теплоносителя”:

Э-

Расчётные формулы НРТЭЦ #Gti; G2i\Gntr, ¿маг.Г G пЦг j^)-10'3

i III

* 0W = G2L.+Qk

* ÖMar =SßMar.

i

sk s^n , х-тл , n . s-in

“ 2-J Псд — ^ДХОВ ^ ^ЦВ ' ЧхОВ АкБ

(0,- ft,)/c:,,.

* g2v2X

*Qn=Gn-(K -O'lO-3

•*“" v ср.-взв. AB '

* 7 л — i5 млн . Л7-5 мин

fhi~ 2jh2 ъ/N i Опрос производит ПЭВМ через 5 мин

* К,=^КПМ^"

Опрос производит ПЭВМ через 5 мин

Расчёт в СПТ

G—-расход теплоносителя в подающем, обратном, подпи-точном трубопроводах;

h — энтальпия теплоносителя в соответствующих трубопроводах;

Q — количество теплоты по магистралям, на горячее водоснабжение, на нагрев подпиточной воды.

-Є

Рис. 1. Принципиальная схема подготовки и распределения сетевой, подпиточной и технической холодной воды Ново-Рязанской ТЭЦ

д=[01 -

где 01 - масса воды, полученная потребителем по подающему трубопроводу системы теплопотребле-ния и определенная по средствам измерений;

Ь1 - энтальпия воды в подающем трубопроводе;

Ь2 - энтальпия воды в обратном трубопроводе;

Gи - суммарная масса воды, израсходованная потребителем на водоразбор в открытых системах теплопотребления, на подпитку систем отопления, присоединённых по независимой схеме, и с утечкой в системах теплопотребления по показаниям средств измерений: Gи = + Gгв - Gц) для схемы на рис. 2;

Gи = ^п + G1 - G2) для схемы на рис. 3; Gи = ^ - G2) для схемы на рис. 4;

ДЯ5ИПИИМІЕ

-е

= 30

Энергобезопасность в документах и фактах

0п -масса воды, израсходованная потребителем на подпитку систем отопления по показаниям средств измерений (учитывается для систем отопления, подключенных к тепловым сетям по независимой схеме);

0гв - масса воды, поданная на водоразбор по подающему трубопроводу системы горячего водоснабжения, по показаниям средств измерений (учитывается для открытых систем теплопотребления);

0ц -масса воды, возвращенная по циркуляционному трубопроводу системы горячего водоснабже-

ния, по показаниям средств измерений (учитывается для открытых систем теплопотребления);

02 - масса воды, возвращённая по обратному трубопроводу системы теплопотребления, измеренная на узле учета;

Ихв - энтальпия холодной воды, используемой для подпитки систем теплоснабжения по измерениям на источнике;

дп - тепловые потери на участке от границы балансовой принадлежности системы теплопотре-

-е

Рис. 2. Принципиальная схема размещения точек измерения тепловой энергии и массы (или объема) теплоносителя, а также его регистрируемых параметров в открытых системах теплопотребления

Рис. 3. Принципиальная схема размещения точек измерения тепловой энергии и массы (или объема) теплоносителя, а также его регистрируемых параметров в закрытых системах теплопотребления

бления до узла учета. Эта величина определяется расчётом и учитывается, если узел учета оборудован не на границе балансовой принадлежности.

Величины 1 и 1хв во втором слагаемом в квадратных скобках в формуле (3.1) определяются по соответствующим измеренным на узле учета источника теплоты средним значениям параметров теплоносителя. Отсюда следует, что агоритм измерения у

потребителя будет выглядеть следующим образом. Количество потребленной тепловой энергии измеряется теплосчетчиком по алгоритму (д = • (1 — 1 ) ,

где тепловая энергия учитывается с учетом полного возврата теплоносителя. При использовании потребителем массы теплоносителя 0и - определяется по приборам в зависимости от схемы теплоснабжения (рис. 2, 3, 4), как указано выше.

Рис. 4. Упрощенная принципиальная схема размещения точек измерения тепловой энергии и массы (или объема) теплоносителя, а также его регистрируемых параметров в открытых и закрытых системах теплопотребления