Narzędzia energooszczędnej eksploatacji systemów ciepłowniczych i instalacji c.o.

Podstawy prawne obowiązkowego opomiarowania zużycia ciepła

Dyrektywa 2012/27/UE z 25 października 2012 r. w sprawie efektywności energetycznej [1] wprowadza m.in. powszechny obowiązek opomiarowania budynków i lokali mieszkalnych oraz użytkowych, a także indywidualnego rozliczania kosztów ciepła do ogrzewania i przygotowania ciepłej wody użytkowej zgodnie ze wskazaniami urządzeń pomiarowych. Obowiązek ten będzie obligatoryjny od 31 grudnia 2016 roku.

Jeśli montaż indywidualnych liczników ciepła jest technicznie skomplikowany i kosztowny, można przeprowadzać pomiary indywidualnego zużycia energii cieplnej za pomocą podzielników kosztów ogrzewania zamontowanych na każdym grzejniku (art. 9) [1].

Sprawdź: Czy warto kupować narzędzia w sklepie internetowym?

W artykule 11 dyrektywa stanowi o kosztach dostępu do informacji o opomiarowaniu i rozliczeniach: „Państwa członkowskie zapewniają, by odbiorcy końcowi otrzymywali wszystkie rachunki i informacje o rozliczeniach za zużycie energii nieodpłatnie oraz by odbiorcy końcowi mieli również odpowiedni i bezpłatny dostęp do swoich danych dotyczących zużycia” [1].

Zawieranie umów na dostawę energii cieplnej lub ciepłej wody dla indywidualnych użytkowników końcowych w budynkach wielomieszkaniowych nie podlega prawodawstwu UE. W wielu krajach europejskich zakłady ciepłownicze nie podpisują porozumień z indywidualnymi użytkownikami końcowymi, ale raczej z większymi organizacjami (np. spółdzielnią mieszkaniową, stowarzyszeniem właścicieli mieszkań w budynku wielomieszkaniowym itp.).

Bezwarunkowy wymóg instalacji indywidualnych ciepłomierzy w nowych budynkach podłączonych do systemów ciepłowniczych lub w istniejących budynkach podłączonych do systemów ciepłowniczych przy wykonywaniu ważniejszych renowacji wprowadziła dyrektywa 2006/32/WE [2].

Dyrektywa 2012/27/UE rozciągnęła ten obowiązek na budynki wielomieszkaniowe zaopatrywane w ciepło z własnego systemu centralnego ogrzewania (np. oddzielny kocioł dla całego budynku lub lokalna kotłownia nieuznawana za system ciepłowniczy). Indywidualne ciepłomierze muszą zostać zainstalowane do 31 grudnia 2016 r., o ile jest to technicznie wykonalne i opłacalne.

Sprawdź: Kombinerki — uniwersalne narzędzie warsztatowe >>

Przepisów dyrektyw nie stosuje się jednak wprost, lecz poprzez implementację ich postanowień do systemu prawa krajowego. Dyrektywa 2012/27/UE zobowiązuje członków UE do wydania regulacji krajowych w terminie do 5 czerwca 2014 r.

Wdrożenie dyrektywy zawiera projekt ustawy o efektywności energetycznej, w którym zawarto także propozycje zmian do ustawy Prawo energetyczne [3].

Wdrożenie wymagań art. 9 dyrektywy 2012/27/UE zawarto w projekcie art. 45a regulującym zasady ustalania opłat za dostarczane do odbiorcy paliwa gazowe, energię elektryczną lub ciepło [3]. W ust. 7 stanowi on:

„Jeżeli miejsce zainstalowania układu pomiarowo-rozliczeniowego służącego do rozliczeń kosztów zakupu ciepła jest wspólne dla dwóch lub więcej budynków wielolokalowych albo dwóch lub więcej grup lokali lub lokali, właściciele lub zarządcy tych budynków lub lokali są obowiązani wyposażyć:

1) budynki te i grupy lokali w ciepłomierze;

2) lokale, tam gdzie jest to technicznie wykonalne i opłacalne, w ciepłomierze lub wodomierze ciepłej wody”.

Projekt przewiduje rozliczenia także na podstawie „wskazań urządzeń umożliwiających indywidualne rozliczenie kosztów, niebędących przyrządami pomiarowymi w rozumieniu przepisów metrologicznych” (podzielniki kosztów) lub przyjmując „powierzchnię lub kubaturę tych lokali”, w sytuacjach gdy montaż urządzeń pomiarowych jest technicznie niemożliwy lub nieopłacalny.

Projekt zawiera też wymóg, że wybór metody rozliczania całkowitych kosztów zakupu ciepła na poszczególne lokale mieszkalne i użytkowe w budynku powinien uwzględniać zachowania energooszczędne oraz prawidłowe warunki eksploatacji budynku i lokali w zakresie temperatury i wentylacji, określone w przepisach prawa budowlanego, a także odrębne ustalanie opłat za ciepło i c.w.u. Ponadto metoda, w zależności od warunków technicznych budynków i lokali, powinna uwzględniać ilość ciepła dostarczanego do lokalu z pionów grzewczych lub na skutek przenikania między lokalami (o ile to możliwe technicznie i uzasadnione ekonomicznie), a także współczynniki wyrównawcze wynikające z położenia lokalu w bryle budynku.

Projekt zawiera też regulacje na wypadek nieudostępnienia przez użytkownika lokalu liczników lub podzielników w celu dokonania ich odczytu lub ingerowania w nie w celu zafałszowania pomiarów lub wskazań. Właściciel lub zarządca ma wówczas prawo do odszkodowania na zasadach ogólnych albo obciążenia użytkownika (w okresie rozliczeniowym) „nie więcej niż półtorakrotnością iloczynu średniej wartości kosztów ogrzewania:

a) m³ kubatury budynku wielolokalowego i kubatury lokalu użytkowanego albo

b) m² powierzchni budynku wielolokalowego i powierzchni lokalu użytkowanego”.

Kolejna istotna planowana zmiana to wymóg sporządzania audytu energetycznego w celu określenia przyczyn nadmiernej energochłonności i wskazania sposobów ograniczenia zużycia ciepła przez budynek wielolokalowy lub zmiany zamówionej mocy cieplnej. Dotyczy to przypadków, gdy ilość ciepła dostarczonego do budynku w ciągu kolejnych 12 miesięcy przekracza 0,40 GJ w odniesieniu do m³ ogrzewanej kubatury lub 0,30 GJ w odniesieniu do m³ przygotowanej ciepłej wody [3]. Nie są to wymagania wygórowane, ale sporo starszych budynków, zwłaszcza nieocieplonych, zużywa więcej energii.

Dyrektywa zobowiązuje także do stosowania opomiarowania chłodu z sieci ciepłowniczej lub z centralnego źródła obsługującego większą liczbę budynków oraz w budynkach z własnym źródłem centralnego chłodzenia.

W uzasadnieniu do projektu zmian ustawy Prawo energetyczne stwierdza się, że „Projekt ustawy nie przewiduje nałożenia obowiązku wyposażenia budynków lub lokali w liczniki do pomiaru zużycia energii chłodniczej z uwagi na brak takich urządzeń, które podlegały prawnej kontroli metrologicznej” [4]. Na rynku są jednak oferowane liczniki ciepła z zakresem pomiarowym od 2°C z Δt od 3 K i tym samym pełnią też one funkcję liczników chłodu. W wielu ciepłomierzach funkcja ta jest już w standardzie przelicznika.

Technologie zdalnego odczytu

W opomiarowaniu mediów komunalnych zastosowanie znajdują różne technologie – przewodowe i bezprzewodowe. W odczycie przewodowym europejskim standardem jest M-Bus.

Głównymi elementami tego systemu są urządzenia pomiarowe z kartą M-Bus. Komunikacja z urządzeniami pomiarowymi może się odbywać za pomocą przewodów sieci ethernet (lokalnej sieci komputerowej) lub dzięki wykorzystaniu systemu tzw. budynku inteligentnego, a nawet sieci telewizji kablowej lub przewodów instalacji elektrycznej.

Coraz częściej technologie przewodowe korzystają także z elementów łączności radiowej i tym samym dają możliwość rozbudowy sieci poprzez łączenie wielu urządzeń zbiorczych M-Bus lub współpracę z protokołami KNX, LON, MOD-Bus, PROFI-Bus itp.

System magistrali M-Bus umożliwia zdalny odczyt danych z urządzeń pomiarowych łącznie z aktualnymi parametrami pracy instalacji. Dane gromadzone są w formatach dostępnych dla programów służących sporządzaniu rachunków za media.

M-Bus może być też sterowany i monitorowany za pomocą systemów wykorzystywanych do nadzoru procesów technologicznych lub produkcyjnych, co umożliwia nie tylko zbieranie, analizowanie i archiwizację danych oraz fakturowanie, ale też sterowanie procesami i ich wizualizację.

Pomimo wielu istotnych różnic technologie bezprzewodowe wykorzystują podobne elementy: moduły radiowe i koncentratory danych.

Moduły montowane są na urządzeniach pomiarowych z wyjściem impulsowym (ciepłomierze, wodomierze, gazomierze) i zliczają impulsy, przechowują oraz wysyłają dane w zakodowanych pakietach do koncentratora danych lub bezpośrednio do komputera.

Moduły mają formę nakładki lub wbudowane są w urządzenia pomiarowe i mogą komunikować się dwukierunkowo – są jednocześnie nadajnikami i odbiornikami. Koncentratory danych montowane są w częściach wspólnych budynków, w miejscach dostępnych dla obsługi. Mają zasięg kilkudziesięciu metrów i mogą obsługiwać nawet ponad tysiąc modułów. Na tym poziomie dane mogą być sczytywane za pomocą przenośnego komputera (PSION) lub przekazywane dalej drogą radiową.

W celu zwiększenia zasięgu systemu stosuje się moduły wzmacniające, które zbierają dane z koncentratorów i przekazują je do koncentratora centralnego, na odległość nawet paru kilometrów, który gromadzi informacje z paru tysięcy urządzeń pomiarowych. Dane te można odczytywać stacjonarnie lub za pomocą urządzenia przenośnego.

Budowane są też systemy odczytu, które przekazują dane z urządzeń pomiarowych bez pośrednictwa koncentratorów. Moduł radiowy tego typu komunikuje się dwustronnie i wysyła dane po wywołaniu go przez komputer inkasenta.

Dane z komputera trafiają następnie do dowolnego systemu. Kolejnym rozwiązaniem jest zamontowanie w module radiowym nadawczo-odbiorczym karty GPRS, która umożliwia pakietowe przesyłanie danych w sieciach telefonii komórkowej GSM (która pokrywa już cały kraj). Wysyłane w ten sposób dane trafiać mogą w dowolne miejsce, a częstotliwość odczytów dostosowana jest do danego systemu i odbiorcy mediów.

W technologiach zdalnego odczytu zastosowano różne metody zbierania danych. W systemie inkasenckim wskazania urządzeń pomiarowych odczytywane są przez inkasenta podchodzącego do budynku lub przechodzącego wzdłuż ulicy z przenośnym komputerem wysyłającym sygnał do modułów, które w odpowiedzi przekazują pakiety danych. Liczniki mogą być odczytywane sekwencyjnie, tj. jeden po drugim, lub grupowo – kilka jednocześnie.

Odczyt trwa kilka sekund, po czym inkasent przechodzi do następnego punktu.

Na odczyt samochodowy składa się komputer zamontowany na pojeździe wyposażonym w zewnętrzne anteny radiowe. Samochód wolno porusza się po ulicy, zbierając dane. Na przykład w Odense w Danii dane zbierają urządzenia zamontowane na śmieciarkach, które pokonują stale te same trasy. Stacjonarne sposoby odczytu danych korzystają z połączeń przewodowych lub sieci telefonii komórkowej. Przewody łączą koncentratory danych bezpośrednio z dostawcą mediów lub korzysta on z modemów komunikacyjnych.

Technologie i urządzenia do opomiarowania zużycia ciepła

Opomiarowanie zużycia ciepła przyczynia się do spadku zużycia energii, jej kosztów oraz emisji CO₂ o 10–15% zarówno poprzez efektywniejsze zarządzanie sieciami ciepłowniczymi, węzłami i instalacjami, jak i zmianę zachowań odbiorców ciepła.

W ostatnich latach zakłady ciepłownicze i zarządcy budynków intensywnie wdrażali systemy zdalnego odczytu i monitoringu.

Oferowane na rynku systemy umożliwiają prowadzenie zdalnych odczytów i bilingu, zdalne wykrywanie niedziałających urządzeń oraz nielegalnych poborów ciepła. Zakłady ciepłownicze dostają narzędzia do kontroli poprawności działania układów pomiarowych, a na podstawie stale dostępnych wskazań zużycia ciepła i przepływów mogą dokładnie planować zapotrzebowanie na energię cieplną.

Zakres usług oferowanych zarządcom i właścicielom nieruchomości obejmuje dostarczanie i montaż urządzeń, opomiarowanie zużycia, a także rozliczanie i analizę danych o zużyciu energii. Przykładowo w Niemczech zużycie ciepła jest indywidualnie opomiarowane i rozliczane od 1981 r., a wielu członków UE wdrożyło odpowiednie regulacje przed czerwcem 2014. Systemy opomiarowania przyczynią się też do termomodernizacji wielolokalowych budynków mieszkalnych – przy nadmiernym zużyciu ciepła obowiązkowe będzie sporządzenie audytu energetycznego, który wskaże przyczyny i sposoby rozwiązania problemu.

Koszty ciepła przypadające na lokal w budynkach mieszkalnych są zdecydowanie wyższe niż zużycia energii elektrycznej – ogrzewanie i ciepła woda to nawet 80% kosztów utrzymania mieszkania.

Energia elektryczna jest wszędzie opomiarowana. Na przeszkodzie powszechnemu opomiarowaniu ciepła stoją względy techniczne. Problem ten nie dotyczy tylko nowych budynków mieszkalnych – instalacje są w nich tak wykonywane, żeby możliwe było odrębne opomiarowanie każdego lokalu.

Sposób prowadzenia instalacji centralnego ogrzewania w starych budynkach często nie pozwala na podłączenie liczników energii cieplnej dla każdego lokalu. Można łatwo rozliczać energię cieplną na budynki i piony, ale nie na mieszkanie.

Do czasu modernizacji takich budynków i wymiany instalacji c.o. jedynym rozwiązaniem pozostają podzielniki kosztów, czyli urządzenia wskaźnikowe. Praktyka stosowana przez niektórych zarządców budynków rodzi wiele nieporozumień, a wręcz konfliktów z powodu dużych różnic w opłatach za ogrzewanie podobnych lokali, co wynika nie z działania samych podzielników, ale z przyjmowania nieracjonalnych współczynników korekty ich wskazań.

Wspomniane powyżej planowane zmiany do ustawy Prawo energetyczne nakazują uwzględnianie ilości ciepła dostarczanego do lokalu z pionów grzewczych lub z przenikania między lokalami oraz stosowanie współczynników wyrównawczych wynikających z położenia lokalu w bryle budynku, co powinno zmniejszyć liczbę spornych rozliczeń dostaw ciepła.

Ciepłomierze oferowane są jako składane z odrębnym zatwierdzeniem typu dla przelicznika, przetwornika przepływu i pary czujników temperatury. Są też ciepłomierze zespolone lub hybrydowe (kompaktowe) z jednym zatwierdzeniem typu na cały zestaw.

Ważność cechy legalizacji w Polsce wynosi 5 lat.

Wybór oprócz parametrów technicznych i walorów użytkowych ciepłomierzy powinien uwzględniać też możliwość ich legalizacji w Polsce. Istotna jest również możliwość łatwej rozbudowy o narzędzia komunikacyjne w ramach systemów zdalnego odczytu. Poprawna praca pary czujników temperatury zależy od ich doboru na etapie produkcji, wymiana pojedynczych czujników jest niedopuszczalna.

Przetwornik przepływu odpowiada za pomiar objętości wody i tu ważny jest jego zakres metrologiczny (maksymalny błąd przy dużych i małych przepływach). Stosowane są przetworniki mechaniczne, ultradźwiękowe i elektromagnetyczne. Warto zwracać uwagę na żywotność przetwornika – ultradźwiękowe pracują nawet trzy okresy legalizacyjne.

Przelicznik to obecnie elektroniczne centrum obliczeniowe (pierwsze miały rozwiązania elektromechaniczne), które odczytuje dane z czujników temperatury i przetworników przepływu, a następnie oblicza ilość zużytej energii.

Przeliczniki powinny mieć zabezpieczenia przed utratą danych, funkcje automatycznego wykrywania usterek – zarówno w samym ciepłomierzu, jak i opomiarowanej instalacji – oraz samokontrolę poprawności pomiarów. Urządzenia te nie mierzą tylko wielkości zużytej energii, ale także: objętość, przepływ, różnice temperatury, temperaturę na powrocie i na zasilaniu, moc, czas pracy, czas błędu. Istotną cechą tych urządzeń są możliwości komunikacji.

Komunikacja i przetwarzanie danych

Ciepłownictwo sieciowe na obszarach zurbanizowanych ma obecnie sporą konkurencję w instalacjach zdecentralizowanych, w tym zasilanych energią z układów hybrydowych (pompy ciepła, kolektory słoneczne, kotły gazowe i gazowe urządzenia kogeneracyjne).

Z drugiej strony maleje zapotrzebowanie na ciepło z uwagi na docieplanie i termomodernizację starych budynków oraz wznoszenie nowych o niskim zapotrzebowaniu na energię do ogrzewania.

Przedsiębiorstwa ciepłownicze mają duży udział kosztów stałych i muszą systematycznie zwiększać sprawność produkcji i dystrybucji ciepła. W tym kontekście kluczową kwestią dla rozbudowywanych sieci jest system efektywnej komunikacji z rozproszonymi elementami oraz zdalne sterowanie i monitorowanie procesów technologicznych, a także stałe doskonalenie tych procesów na podstawie zbieranych danych. Nie można tego zrealizować bez wykorzystania nowoczesnych urządzeń pomiarowych.

Inteligentne systemy opomiarowania i odczytu łączą rozproszone układy produkcji ciepła w jeden sprawnie działający system zarządzania energią. O ile trudno oczekiwać przełomu w technologii pomiarów wielkości fizycznych, stale zwiększają się możliwości zbierania i analizy danych pomiarowych oraz monitorowania pracy w ramach całej sieci, jak również stref i szybkiego wykrywania defektów i usterek.

Obecnie zadaniem liczników ciepła i systemów zdalnego odczytu nie jest tylko rejestracja zużycia mediów w celu pobierania opłat – wagi nabiera to, czym dysponuje przelicznik i dwustronna komunikacja pomiędzy nim a systemem zbierania oraz przetwarzania danych. Coraz częściej sięga się też po niestandardowe rozwiązania.

W Polsce przykładem zmian jest system ciepłowniczy Warszawy. To prawie 19 tys. odbiorców (budynków), 15 tys. węzłów, 8700 komór, 1700 km sieci cieplnych, 3 elektrociepłownie i 2 ciepłownie – o całkowitej mocy cieplnej ok. 4600 MW i elektrycznej ok. 870 MW. Węzły te zostały opomiarowane i wdrażany jest system monitoringu i analizy danych.

Wśród przesłanek wyboru technologii odczytu i przesyłu danych oraz konfiguracji systemu warto mieć na względzie zarówno aspekty techniczne, jak i ekonomiczne.

Z doświadczeń zakładów, które wdrażały systemy opomiarowania i przesyłu danych, wynika, że koszt inwestycyjny nie powinien odgrywać głównej roli przy wyborze. Ponadto rozwiązania nie mogą się zdezaktualizować w ciągu najbliższych lat, należy zatem stawiać na technologie nowoczesne. Otwarta architektura powinna umożliwić etapowe wdrażanie rozwiązań i ich nieograniczoną rozbudowę w przyszłości.

Jeszcze parę lat temu nie rozpatrywano np. możliwości tworzenia spójnego modelu informacyjnego, z którego korzystałyby różne aplikacje.

Przy wyborze systemu zbierania danych warto też uwzględnić specyfikę danego przedsiębiorstwa, jego warunki terenowe, stan rozproszenia i skupienia miejsc pomiaru na wydzielonych obszarach (czyli odległości pomiędzy nimi). Istotne jest, czy informacje będą przekazywane przewodowo, drogą radiową, czy poprzez sieć telefonii komórkowej GSM – każde z tych rozwiązań ma swoje zalety.

Jak będzie się odbywał odczyt i w jakich odstępach czasu oraz czy możliwe jest wysyłanie szybkich informacji ułatwiających zlokalizowanie ewentualnych usterek lub awarii. Ważne jest też bezpieczeństwo danych, ochrona przed ich utratą, okres archiwizacji i miejsce przechowywania. Systemy mogą też informować o alarmach, np. o próbach demontażu, zaniku sygnału i poziomie naładowania baterii.

Przy wyborze systemu warto zwracać uwagę na prostotę obsługi oraz kompatybilność z innymi urządzeniami i systemami do przetwarzania danych. W pracy z danymi ważne jest m.in. to, czy można je prezentować graficznie i analizować w dowolnych okresach i zakresach. Dostępne są programy, które przechodzą na własność użytkownika wraz z urządzeniami, dostawca urządzeń oferować też może usługę zbierania i przygotowania danych oraz powiadamiania o sytuacjach awaryjnych.

To, czy zakład może przetwarzać dane w posiadanych programach i sam je analizować, czy wykonuje to firma zewnętrzna, może być istotne dla optymalizacji eksploatacji i dbania o stan sieci. Z drugiej strony są też producenci oprogramowania, którzy stale doskonalą narzędzia do analizy i oferują coraz nowsze funkcje.

Literatura

1.  Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2012/27/UE z dnia 25 października 2012 r. w sprawie efektywności energetycznej, zmiany dyrektyw 2009/125/WE i 2010/30/UE oraz uchylenia dyrektyw 2004/8/WE i 2006/32/WE (DzU UE L 315/1 z 14.11.2012 r.)
2.  Dyrektywa 2006/32/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 5 kwietnia 2006 r. w sprawie efektywności końcowego wykorzystania energii i usług energetycznych oraz uchylająca dyrektywę Rady 93/76/EWG (DzU UE L 114/64 PL z 27.04.2006 r.)
3. Projekt Ustawy o efektywności energetycznej z dnia 11.12.2015 r., wersja 1.25 na https://legislacja.rcl.gov.pl/docs//2/226993/227027/227028/dokument203098.pdf, dostęp 4.01.2016 r.
4. Uzasadnienie do projektu ustawy o efektywności energetycznej, https://legislacja.rcl.gov.pl/docs//2/226993/227033/227034/dokument139786.pdf, dostęp 4.01.2016 r.
5. Rybka K., Smart metering ciepła, „Rynek Instalacyjny” nr 1–2/2015.
6.  Materiały firm: Antap, Apator PoWoGaz, BMeters, Diehl Metering, Ecomess, Enbra, Itron, Minol Zenner.