"Об утверждении Положения о Федеральной службе по тарифам"
Правительство Российской Федерации постановляет:
1. Утвердить прилагаемое Положение о Федеральной службе по тарифам.
2. Федеральной службе по тарифам с участием заинтересованных федеральных органов исполнительной власти в месячный срок подготовить и представить в Правительство Российской Федерации предложения о количестве и персональном составе правлений Службы и порядке принятия ими решений.
3. Образовать временно, до принятия Правительством Российской Федерации решения в соответствии с пунктом 2 настоящего постановления, в Федеральной службе по тарифам одно правление для принятия решений по определению (установлению) цен (тарифов) и контроля по вопросам, связанным с определением (установлением) и применением цен (тарифов) в сферах деятельности субъектов естественных монополий.
4. Установить, что в правление, указанное в пункте 3 настоящего постановления, входят руководитель Федеральной службы по тарифам, являющийся председателем этого правления, 2 заместителя руководителя Федеральной службы по тарифам, 2 представителя Министерства экономического развития и торговли Российской Федерации и по 1 представителю Министерства транспорта Российской Федерации, Министерства информационных технологий и связи Российской Федерации, Министерства промышленности и энергетики Российской Федерации и Федеральной антимонопольной службы.
5. Установить, что:
руководитель Федеральной службы по тарифам и 2 его заместителя, а также представители Министерства экономического развития и торговли Российской Федерации являются постоянно действующими членами правления, указанного в пункте 3 настоящего постановления;
приглашение членов указанного правления - представителей Министерства транспорта Российской Федерации, Министерства информационных технологий и связи Российской Федерации, Министерства промышленности и энергетики Российской Федерации и Федеральной антимонопольной службы осуществляется руководителем Федеральной службы по тарифам исходя из содержания выносимых на правление вопросов;
решения указанного правления принимаются простым большинством голосов его членов. При равенстве голосов голос председателя является решающим. Делегирование членами правления своих полномочий иным лицам не допускается;
руководитель Федеральной службы по тарифам имеет право приостановить решение указанного правления на срок до 2 месяцев до рассмотрения вопроса в Правительстве Российской Федерации.
6. Руководителю Федеральной службы по тарифам в недельный срок внести в Правительство Российской Федерации предложения по кандидатурам членов правления, указанного в пункте 3 настоящего постановления.
7. Установить, что обеспечение деятельности правлений Федеральной службы по тарифам осуществляется Федеральной службой по тарифам.
8. Министерству экономического развития и торговли Российской Федерации совместно с заинтересованными федеральными органами исполнительной власти до 1 октября 2004 г. подготовить и представить в Правительство Российской Федерации предложения по ведению реестра субъектов естественных монополий, в отношении которых осуществляется государственное регулирование и контроль, реестра хозяйствующих субъектов, имеющих на рынке определенного товара долю более 35 процентов, и реестра операторов связи, занимающих существенное положение в сети связи общего пользования.
9. В целях обеспечения правопреемственности в деятельности преобразованной в соответствии с Указом Президента Российской Федерации от 9 марта 2004 г. N 314 "О системе и структуре федеральных органов исполнительной власти" Федеральной энергетической комиссии Российской Федерации разрешить Федеральной службе по тарифам в пределах полномочий, закрепленных за ней соответствующими актами, определяющими ее статус, вносить в установленном порядке изменения в принятые ранее решения Федеральной энергетической комиссии Российской Федерации, а также при необходимости признавать их утратившими силу.
Председатель
Правительства
Российской Федерации
М. Фрадков
Положение
о Федеральной службе по тарифам
I. Общие положения (п.п. 1 - 4)
II. Полномочия (п.п. 5 - 7)
III. Организация деятельности (п.п. 8 - 14)
I. Общие положения
1. Федеральная служба по тарифам является федеральным органом исполнительной власти, уполномоченным осуществлять правовое регулирование в сфере государственного регулирования цен (тарифов) на товары (услуги) в соответствии с законодательством Российской Федерации и контроль за их применением, за исключением регулирования цен и тарифов, относящегося к полномочиям других федеральных органов исполнительной власти, а также федеральным органом исполнительной власти по регулированию естественных монополий, осуществляющим функции по определению (установлению) цен (тарифов) и осуществлению контроля по вопросам, связанным с определением (установлением) и применением цен (тарифов) в сферах деятельности субъектов естественных монополий.
2. Руководство деятельностью Федеральной службы по тарифам осуществляет Правительство Российской Федерации.
3. Федеральная служба по тарифам в своей деятельности руководствуется Конституцией Российской Федерации, федеральными конституционными законами, федеральными законами, актами Президента Российской Федерации и Правительства Российской Федерации, международными договорами Российской Федерации, а также настоящим Положением.
4. Федеральная служба по тарифам осуществляет свою деятельность во взаимодействии с другими федеральными органами исполнительной власти, органами исполнительной власти субъектов Российской Федерации, органами местного самоуправления, общественными объединениями и иными организациями.
II. Полномочия
5. Федеральная служба по тарифам осуществляет следующие полномочия в установленной сфере деятельности:
5.1. вносит в Правительство Российской Федерации проекты федеральных законов, нормативных правовых актов Президента Российской Федерации и Правительства Российской Федерации и другие документы, по которым требуется решение Правительства Российской Федерации, по вопросам, относящимся к сфере ведения Службы, установленной пунктом 1 настоящего Положения, а также проект ежегодного плана работы и прогнозные показатели деятельности Службы;
5.2. на основании и во исполнение Конституции Российской Федерации, федеральных конституционных законов, федеральных законов, актов Президента Российской Федерации и Правительства Российской Федерации самостоятельно принимает следующие нормативные правовые акты в установленной сфере деятельности:
5.2.1. методические указания (методики):
по расчету регулируемых тарифов (цен) и (или) их предельных уровней на электрическую (тепловую) энергию (мощность) и размера платы за услуги, оказываемые на оптовом и розничных рынках электрической (тепловой) энергии (мощности), с использованием установленных методов регулирования;
по расчету стоимости отклонений объемов фактического производства (потребления) электрической энергии от объемов их планового почасового производства (потребления) с использованием повышающих (понижающих) коэффициентов;
по расчету регулируемых цен на газ, тарифов на транспортировку газа, размера платы за снабженческо-сбытовые услуги, размера специальных надбавок к тарифам на транспортировку газа;
по вопросам государственного регулирования тарифов на грузовые железнодорожные перевозки;
5.2.2. перечень работ (услуг), относящихся к сфере естественной монополии на железнодорожном транспорте в части определения (установления) цен (тарифов) и осуществления контроля по вопросам, связанным с определением (установлением) и применением цен (тарифов);
5.2.3. перечень и формы документов, представляемых для рассмотрения разногласий в области государственного регулирования тарифов на электрическую и тепловую энергию;
5.2.4. регламент рассмотрения дел об установлении тарифов и (или) их предельных уровней на электрическую (тепловую) энергию (мощность) и на услуги, оказываемые на оптовом и розничных рынках электрической (тепловой) энергии (мощности);
5.2.5. нормативные правовые акты по другим вопросам в установленной сфере деятельности, за исключением вопросов, правовое регулирование которых в соответствии с Конституцией Российской Федерации и федеральными конституционными законами, федеральными законами, актами Президента Российской Федерации и Правительства Российской Федерации осуществляется исключительно федеральными конституционными законами, федеральными законами, нормативными правовыми актами Президента Российской Федерации и Правительства Российской Федерации;
5.3. на основании и в порядке, установленных федеральными законами, актами Президента Российской Федерации и Правительства Российской Федерации, осуществляет следующие полномочия по определению цен (тарифов) и контролю в установленной сфере деятельности:
5.3.1. устанавливает (утверждает, регистрирует):
5.3.1.1. тарифы на услуги по организации функционирования торговой системы оптового рынка электрической энергии (мощности);
5.3.1.2. цены (тарифы) на услуги по обеспечению системной надежности в электроэнергетике;
5.3.1.3. плату за технологическое присоединение к электрическим сетям;
5.3.1.4. тарифы на услуги по передаче электрической энергии и их предельные (минимальный и (или) максимальный) уровни, в том числе тарифы на услуги по передаче электрической энергии по единой национальной (общероссийской) электрической сети, предельные (минимальные и (или) максимальные) уровни тарифов на услуги по передаче электрической энергии по распределительным сетям;
5.3.1.5. тарифы на услуги по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике, включая определение размера средств, предназначенных для страхования риска ответственности субъектов оперативно-диспетчерского управления;
5.3.1.6. размер абонентной платы за услуги по организации функционирования и развитию Единой энергетической системы России;
5.3.1.7. тарифы или их предельные (минимальный и (или) максимальный) уровни на электрическую энергию, продаваемую производителями на оптовом рынке электрической энергии (мощности), за исключением продажи ими электрической энергии по нерегулируемым ценам в объеме и в порядке, которые устанавливаются Правительством Российской Федерации, включая двухставочные тарифы и (или) их предельные уровни, включающие в себя ставку за 1 киловатт-час электрической энергии и ставку за 1 киловатт установленной генерирующей мощности;
5.3.1.8. предельные (минимальный и (или) максимальный) уровни цен на электрическую энергию, продаваемую производителями на оптовом рынке электрической энергии (мощности) по нерегулируемым ценам, в порядке и случаях, предусмотренных Правительством Российской Федерации;
5.3.1.9. предельные (минимальный и (или) максимальный) уровни тарифов на электрическую энергию, поставляемую энергоснабжающими организациями потребителям, в том числе на электрическую энергию, продаваемую по нерегулируемым ценам;
5.3.1.10. предельные (минимальный и (или) максимальный) уровни тарифов на тепловую энергию, производимую электростанциями, осуществляющими производство в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии;
5.3.1.11. предельные (минимальный и (или) максимальный) уровни тарифов на электрическую и тепловую энергию, поставляемую энергоснабжающими организациями потребителям, в том числе предельные уровни тарифов для населения;
5.3.1.12. предельные максимальные уровни тарифов на электрическую энергию (мощность), продаваемую по двусторонним договорам купли-продажи на регулируемом секторе в границах одной ценовой зоны не менее чем на год;
5.3.1.13. предельные (минимальный и (или) максимальный) уровни цен (тарифов) на поставляемую в условиях ограничения или отсутствия конкуренции электрическую и тепловую энергию, регулирование которых может применяться в порядке и случаях, предусмотренных статьей 27 Федерального закона "Об электроэнергетике";
5.3.1.14. величину предельных уровней цен на электрическую энергию (мощность) в секторе свободной торговли;
5.3.1.15. тарифы на транспортировку газа по трубопроводам;
5.3.1.16. оптовые цены на газ на выходе из системы магистрального газопроводного транспорта, кроме газа, добываемого организациями, не являющимися аффилированными лицами акционерных обществ "Газпром", "Якутгазпром", "Норильскгазпром", "Камчатгазпром" и "Роснефть-Сахалинморнефтегаз";
5.3.1.17. оптовые цены на нефтяной (попутный) газ, реализуемый газоперерабатывающим заводам для дальнейшей переработки;
5.3.1.18. оптовые цены на сжиженный газ для бытовых нужд;
5.3.1.19. размер платы за снабженческо-сбытовые услуги, оказываемые конечным потребителям поставщиками газа (при регулировании оптовых цен на газ);
5.3.1.20. тарифы на транспортировку нефти и нефтепродуктов по магистральным трубопроводам;
5.3.1.21. тарифы, сборы и плату, связанные с выполнением в местах общего и необщего пользования работ (услуг), относящихся к сфере железнодорожных перевозок (за исключением транзита);
5.3.1.22. тарифы, сборы и плату в сфере предоставления услуг по использованию инфраструктуры железнодорожного транспорта общего пользования (за исключением транзита);
5.3.1.23. исключительные (учитывающие особые условия перевозок) тарифы на железнодорожные перевозки (за исключением транзита);
5.3.1.24. тарифы (цены) на услуги транспортных терминалов, портов, аэропортов;
5.3.1.25. цены на услуги ледокольного флота на трассах Северного морского пути;
5.3.1.26. тарифы на внутреннюю письменную корреспонденцию (почтовые карточки, письма, бандероли);
5.3.1.27. тарифы на внутреннюю телеграмму;
5.3.1.28. тарифы на предоставление междугородного телефонного соединения (разговора) фиксированным абонентам;
5.3.1.29. тарифы на предоставление доступа к телефонной сети независимо от типа абонентской линии (проводная линия или радиолиния);
5.3.1.30. тарифы (тарифные планы) на предоставление местного телефонного соединения (разговора) фиксированным абонентам, плата за которую включает:
при абонентской системе оплаты услуг телефонной связи - абонентскую плату за предоставление абонентской линии независимо от ее типа в постоянное пользование абоненту и предоставление местного телефонного соединения (разговора) вне зависимости от его продолжительности;
при повременной системе оплаты услуг телефонной связи - абонентскую плату за предоставление абонентской линии независимо от ее типа в постоянное пользование абоненту и переменную плату за предоставление местного телефонного соединения (разговора) в зависимости от его продолжительности в единицах тарификации;
5.3.1.31. тарифы на распространение и трансляцию общероссийских телерадиопрограмм;
5.3.1.32. цены на продукцию ядерно-топливного цикла;
5.3.1.33. цены на продукцию оборонного назначения;
5.3.1.34. минимальные цены на водку, ликероводочную и другую алкогольную продукцию крепостью свыше 28 процентов, производимую на территории Российской Федерации или ввозимую на таможенную территорию Российской Федерации;
5.3.1.35. минимальные цены на этиловый спирт из пищевого сырья, производимый на территории Российской Федерации;
5.3.1.36. величину нормативных уровней отклонений, коэффициенты, учитывающие причину возникновения отклонений, а также специальные коэффициенты, учитывающие характер услуги, при предоставлении которой указанные отклонения произошли, используемые при расчете размера стоимости отклонений объемов фактического производства (потребления) электрической энергии участников оптового рынка от объемов их планового почасового производства (потребления);
5.3.2. формирует и ведет реестр субъектов естественных монополий, в отношении которых осуществляется государственное регулирование и контроль с целью определения (установления) цен (тарифов) и осуществления контроля по вопросам, связанным с определением (установлением) и применением цен (тарифов);
5.3.3. утверждает нормативы отчисления эксплуатирующими организациями средств для формирования резервов, предназначенных для обеспечения безопасности атомных станций на всех стадиях их жизненного цикла и развития, и учитывает указанные нормативы при государственном регулировании тарифов (цен) на товары (работы, услуги) эксплуатирующих организаций;
5.3.4. рассматривает разногласия, возникающие между органами исполнительной власти субъектов Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов на электрическую и тепловую энергию, организациями, осуществляющими регулируемые виды деятельности, и потребителями, и принимает решения, обязательные для исполнения;
5.3.5. формирует сводный прогнозный (плановый) баланс производства и поставок электрической энергии (мощности) в рамках Единой энергетической системы России по субъектам Российской Федерации и субъектам оптового рынка;
5.3.6. согласовывает решения об утверждении тарифов на электрическую и тепловую энергию, принятые органами исполнительной власти субъектов Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов;
5.3.7. согласовывает назначение на должность и освобождение от должности руководителя органа исполнительной власти субъекта Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов;
5.3.8. осуществляет в установленном порядке отмену решений об утверждении тарифов на электрическую и тепловую энергию органами исполнительной власти субъектов Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов, принятых ими с превышением полномочий, предусмотренных законодательством Российской Федерации об электроэнергетике;
5.3.9. применяет меры ответственности за нарушение законодательства Российской Федерации о естественных монополиях и об электроэнергетике, а также осуществляет иные полномочия, предусмотренные законодательством Российской Федерации об административных правонарушениях в части определения (установления) цен (тарифов) и осуществления контроля по вопросам, связанным с определением (установлением) и применением цен (тарифов);
5.3.10. осуществляет контроль за применением государственных регулируемых цен (тарифов) на электрическую и тепловую энергию и проводит проверки хозяйственной деятельности организаций, осуществляющих деятельность в сфере регулируемого ценообразования, в части обоснованности величины и правильности применения этих цен (тарифов);
5.3.11. осуществляет контроль за использованием инвестиционных ресурсов, включаемых в регулируемые государством тарифы на электрическую и тепловую энергию;
5.3.12. проводит в установленном порядке конкурсы и заключает государственные контракты на размещение заказов на поставку товаров, выполнение работ и оказание услуг для нужд Службы, а также на проведение научно-исследовательских работ для государственных нужд в установленной сфере деятельности;
5.4. обобщает практику применения законодательства Российской Федерации в установленной сфере деятельности;
5.5. осуществляет функции главного распорядителя и получателя средств федерального бюджета, предусмотренных на содержание Службы и реализацию возложенных на Службу функций;
5.6. организует прием граждан, обеспечивает своевременное и полное рассмотрение устных и письменных обращений граждан, принятие по ним решений и направление ответов заявителям в установленный законодательством Российской Федерации срок;
5.7. обеспечивает в пределах своей компетенции защиту сведений, составляющих государственную тайну;
5.8. обеспечивает мобилизационную подготовку Службы, а также контроль и координацию деятельности находящихся в ее ведении организаций по мобилизационной подготовке;
5.9. организует профессиональную подготовку работников Службы, их переподготовку, повышение квалификации и стажировку;
5.10. взаимодействует в установленном порядке с органами государственной власти иностранных государств и международными организациями в установленной сфере деятельности;
5.11. осуществляет в соответствии с законодательством Российской Федерации работу по комплектованию, хранению, учету и использованию архивных документов, образовавшихся в процессе деятельности Службы;
5.12. осуществляет иные полномочия в установленной сфере деятельности, если такие полномочия предусмотрены федеральными законами, нормативными правовыми актами Президента Российской Федерации или Правительства Российской Федерации.
6. Федеральная служба по тарифам с целью реализации полномочий в установленной сфере деятельности имеет право:
6.1. принимать обязательные для субъектов естественных монополий решения о введении, об изменении или о прекращении регулирования, о применении методов регулирования, предусмотренных федеральным законодательством о естественных монополиях в части определения (установления) цен (тарифов) и осуществления контроля по вопросам, связанным с определением (установлением) и применением цен (тарифов);
6.2. устанавливать предельные (минимальный и (или) максимальный) уровни тарифов на электрическую и тепловую энергию, поставляемую энергоснабжающими организациями потребителям, в том числе предельные (минимальный и (или) максимальный) уровни тарифов для населения с календарной разбивкой, разбивкой по категориям потребителей с учетом региональных и иных особенностей;
6.3. направлять физическим и юридическим лицам обязательные для исполнения предписания в соответствии с требованиями законодательства об электроэнергетике и о естественных монополиях в части определения (установления) цен (тарифов) и осуществления контроля по вопросам, связанным с определением (установлением) и применением цен (тарифов);
6.4. принимать решения о включении в реестр субъектов естественных монополий либо об исключении из него;
6.5. направлять органам исполнительной власти и органам местного самоуправления обязательные для исполнения предписания в соответствии с требованиями законодательства об электроэнергетике и о естественных монополиях в части определения (установления) цен (тарифов) и осуществления контроля по вопросам, связанным с определением (установлением) и применением цен (тарифов);
6.6. рассматривать дела о нарушениях федерального законодательства о естественных монополиях в части определения (установления) цен (тарифов) и осуществления контроля по вопросам, связанным с определением (установлением) и применением цен (тарифов), и принимать в соответствии со своей компетенцией решения по фактам нарушения федерального законодательства о естественных монополиях;
6.7. требовать от субъектов естественных монополий, органов исполнительной власти и местного самоуправления документы, объяснения в письменной и устной форме и иную информацию, необходимую для осуществления функций, предусмотренных федеральным законодательством о естественных монополиях в части определения (установления) цен (тарифов) и осуществления контроля по вопросам, связанным с определением (установлением) и применением цен (тарифов);
6.8. устанавливать порядок и сроки представления субъектами естественных монополий текущих отчетов о своей деятельности для определения (установления) цен (тарифов) и осуществления контроля по вопросам, связанным с определением (установлением) и применением цен (тарифов);
6.9. беспрепятственно получать информацию о деятельности субъектов естественных монополий от органов исполнительной власти и органов местного самоуправления, а также субъектов естественных монополий по вопросам определения (установления) цен (тарифов) и осуществления контроля по вопросам, связанным с определением (установлением) и применением цен (тарифов);
6.10. издавать индивидуальные правовые акты по вопросам, относящимся к компетенции Федеральной службы по тарифам;
6.11. запрашивать и получать в установленном порядке сведения, необходимые для принятия решений по вопросам, отнесенным к компетенции Службы;
6.12. заказывать проведение необходимых исследований, испытаний, анализов и оценок, а также научных исследований по вопросам, отнесенным к полномочиям Службы;
6.13. давать юридическим и физическим лицам разъяснения по вопросам, отнесенным к компетенции Службы;
6.14. привлекать в установленном порядке для проработки вопросов в установленной сфере деятельности научные и иные организации, ученых и специалистов;
6.15. принимать предусмотренные законодательством Российской Федерации меры ограничительного, предупредительного и профилактического характера, направленные на недопущение и (или) пресечение нарушений юридическими лицами и гражданами обязательных требований в установленной сфере деятельности, а также меры по ликвидации последствий указанных нарушений;
6.16. создавать координационные, совещательные и экспертные органы (советы, комиссии, группы, коллегии), в том числе межведомственные, в установленной сфере деятельности;
6.17. учреждать знаки отличия и награждать ими граждан за высокие достижения в установленной сфере деятельности.
7. Федеральная служба по тарифам не вправе осуществлять в установленной сфере деятельности функции по управлению государственным имуществом и оказанию платных услуг, кроме случаев, устанавливаемых указами Президента Российской Федерации и постановлениями Правительства Российской Федерации.
Установленные абзацем первым настоящего пункта ограничения не распространяются на полномочия руководителя Службы по управлению имуществом, закрепленным за Службой на праве оперативного управления, решению кадровых вопросов и вопросов организации деятельности Службы.
При осуществлении правового регулирования в установленной сфере деятельности Служба не вправе устанавливать не предусмотренные федеральными конституционными законами, федеральными законами, актами Президента Российской Федерации и Правительства Российской Федерации функции и полномочия федеральных органов государственной власти, органов государственной власти субъектов Российской Федерации, органов местного самоуправления, а также не вправе устанавливать ограничения на осуществление прав и свобод граждан, прав негосударственных коммерческих и некоммерческих организаций, за исключением случаев, когда возможность введения таких ограничений актами уполномоченных федеральных органов исполнительной власти прямо предусмотрена Конституцией Российской Федерации, федеральными конституционными законами, федеральными законами и издаваемыми на основании и во исполнение Конституции Российской Федерации, федеральных конституционных законов и федеральных законов актами Президента Российской Федерации и Правительства Российской Федерации.
III. Организация деятельности
8. Федеральную службу по тарифам возглавляет руководитель, назначаемый на должность и освобождаемый от должности Правительством Российской Федерации.
Руководитель Федеральной службы по тарифам несет персональную ответственность за выполнение возложенных на Службу полномочий и реализацию государственной политики в установленной сфере деятельности.
Руководитель Службы имеет заместителей, назначаемых на должность и освобождаемых от должности Правительством Российской Федерации.
Количество заместителей руководителя Службы устанавливается Правительством Российской Федерации.
9. Структурными подразделениями Федеральной службы по тарифам являются управления по основным направлениям деятельности Службы. В состав управлений включаются отделы.
10. Руководитель Федеральной службы по тарифам:
10.1. распределяет обязанности между своими заместителями;
10.2. вносит в Правительство Российской Федерации:
10.2.1. проект положения о Службе;
10.2.2. предложения о предельной численности и фонде оплаты труда работников Службы;
10.2.3. предложения по кандидатурам членов правлений;
10.2.4. проект ежегодного плана и прогнозные показатели деятельности Службы, а также отчеты об их исполнении;
10.3. утверждает положения о структурных подразделениях Службы;
10.4. назначает на должность и освобождает от должности работников Службы;
10.5. решает в соответствии с законодательством Российской Федерации о государственной службе вопросы, связанные с прохождением федеральной государственной службы в Федеральной службе по тарифам;
10.6. утверждает структуру и штатное расписание Службы в пределах установленных Правительством Российской Федерации фонда оплаты труда и численности работников, смету расходов на содержание Службы в пределах утвержденных на соответствующий период ассигнований, предусмотренных в федеральном бюджете;
10.7. вносит в Министерство финансов Российской Федерации предложения по формированию проекта федерального бюджета в части финансового обеспечения деятельности Службы;
10.8. представляет в Правительство Российской Федерации в установленном порядке предложения о создании, реорганизации и ликвидации федеральных государственных предприятий и учреждений, находящихся в ведении Службы;
10.9. представляет в установленном порядке работников Службы и других лиц, осуществляющих деятельность в установленной сфере, к присвоению почетных званий и награждению государственными наградами Российской Федерации.
11. Финансирование расходов на содержание Федеральной службы по тарифам осуществляется за счет средств, предусмотренных в федеральном бюджете.
12. Для определения основных направлений деятельности Федеральной службы по тарифам и принятия решений по определению (установлению) цен (тарифов) и осуществлению контроля по вопросам, связанным с определением (установлением) и применением цен (тарифов), в сферах деятельности субъектов естественных монополий образуются правления, в состав которых входят не более семи членов, включая руководителя Службы. Члены правления назначаются Правительством Российской Федерации.
13. Федеральная служба по тарифам является юридическим лицом, имеет печать с изображением Государственного герба Российской Федерации и со своим наименованием, иные печати, штампы и бланки установленного образца, а также счета, открываемые в соответствии с законодательством Российской Федерации.
14. Место нахождения Федеральной службы по тарифам - г. Москва.
р п – давление пара в котле, МПа;
h – вертикальное расстояние между уровнями конденсата – верхним в котле и нижним в баке, м (с запасом 1 м).
9.4. Гидравлический расчет паропроводов низкого давления
При движении пара по участку паропровода его количество уменьшается вследствие попутной конденсации, снижается также его плотность из-за потери давления. Снижение плотности сопровождается увеличением, несмотря на частичную конденсацию, объема пара к концу участка, что приводит к возрастанию скорости его движения.
В системе низкого давления при давлении пара от 0,005 до 0,02 МПа эти сложные процессы вызывают практически незначительные изменения параметров пара. Поэтому принимают, что расход пара постоянен на каждом участке, а плотность пара постоянна на всех участках системы. При этих двух условиях гидравлический расчет паропроводов проводят по уже известному способу расчета по удельной линейной потере давления, исходя из тепловых нагрузок участков.
Расчет начинают с ветви паропровода, ведущего к наиболее неблагоприятно расположенному отопительному прибору, каковым является прибор, наиболее удаленный от котла.
Для гидравлического расчета паропроводов низкого давления используют
таблицы (табл. II.4 и II.5 Справочника проектировщика ), составленные при удельном весе 0,634 кг/м3 , соответствующей среднему избыточному давлению пара 0,01 МПа, и эквивалентной шероховатости трубk э = 0,0002 м (0,2 мм).
В системах низкого и повышенного давления установлена во избежание шума предельная скорость пара: 30 м/с при движении пара и попутного конденсата в трубе в одном и том же направлении и 20 м/с при встречном их движении.
Для ориентации при подборе диаметра паропроводов вычисляют, как и при расчете систем водяного отопления, среднее значение возможной удельной линейной потери давления R ср , Па/м, по формуле:
Rср = 0,65(рп – рпр ) /∑ lпар , |
где р п – начальное избыточное давление пара, Па;
∑ l пар – общая длина участков паропровода до наиболее удаленного отопительного прибора, м;
р пр – необходимое давление перед вентилем концевого прибора, Па.
Для преодоления сопротивлений, не учтенных при расчете или введенных в систему в процессе ее монтажа, оставляют запас давления до 10% расчетной разности давления, т.е. сумма линейных и местных потерь давления по основному расчетному направлению должна составлять около 0,9(р п – р пр ) .
После расчета ветви паропровода до наиболее неблагоприятно расположенного прибора переходят к расчету ветвей паропровода до других отопительных приборов. Этот расчет сводится к увязке потерь давления на парал-
лельно соединенных участках основной (уже рассчитанной) и второстепенной (подлежащей расчету) ветвях. При увязке потерь давления на параллельно соединенных участках паропроводов допустима невязка до 15%. В случае невозможности увязки потерь давления применяют дросселирующую диафрагму (шайбу). Диаметр отверстия дросселирующей диафрагмы d д , мм, определяют по формуле:
dд = 0,92(Qуч 2 / рд )0,25 , |
где Q
р д – излишек давления, подлежащий дросселированию, Па.
9.5. Гидравлический расчет паропроводов высокого давления
Расчет паропроводов систем повышенного и высокого давления проводят с учетом изменения объема пара при изменении его давления и уменьшения расхода пара вследствие попутной конденсации. В случае, когда известно начальное давление пара р п и задано конечное давление перед отопительными приборамир пр , расчет паропроводов выполняют до расчета конденсатопроводов.
Гидравлический расчет выполняют по способу приведенных длин, который применяется, когда линейные потери давления являются основными (80% и более), а потери давления в местных сопротивлениях сравнительно малы.
При расчете линейных потерь давления в паропроводах используют вспомогательную таблицу, составленную для труб с эквивалентной шероховатостью внутренней поверхности k э = 0,2 мм, по которым перемещается пар, имеющий условно постоянную плотность 1 кг/м3 (избыточное давление такого пара 0,076 МПа, температура 116,2о С, кинематическая вязкость 21 10-6 м2 /с). В таблицу внесены расходG , кг/ч, и скорость движенияw , м/с, пара. Для подбора диаметра труб по таблице вычисляют среднее условное значение удельной линейной потери давления по формуле:
где ρ ср – средняя плотность пара, кг/м3 , при среднем его давлении в системе
0,5(рп + рпр ).
По вспомогательной таблице получают в зависимости от среднего расчетного расхода пара условные значения удельной линейной потери давления R усл и скорости движения параw усл . Переход от условных значений к действительным, соответствующим параметрам пара на каждом участке, делают по формулам:
где ρ ср.уч – действительное среднее значение плотности пара на участке, кг/м3 , определяемое по его среднему давлению на том же участке.
Действительная скорость пара не должна превышать 80 м/с (30 м/с в системе повышенного давления) при движении пара и попутного конденсата в одном и том же направлении и 60 м/с (20 м/с в системе повышенного давления) при встречном их движении.
Таким образом, гидравлический расчет проводится с усреднением значе-
ний плотности пара на каждом участке, а не в целом для системы, как это делается при гидравлических расчетах систем водяного отопления и парового отопления низкого давления.
Потери давления в местных сопротивлениях, составляющие всего не более 20% общих потерь, определяют через эквивалентные им потери давления по длине труб. Эквивалентную местным сопротивлениям дополнительную длину трубы находят по формуле:
Значения d в /λ приведены в таблице II.7 Справочника проектировщика . Видно, что эти значения должны возрастать с увеличением диаметра труб. Действительно, если, например, для трубыD у = 15 ммd в /λ = 0,33 м, то для трубыD у = 50 мм оно составляют 1,85 м. Эти цифры показывают длину трубы, при которой потеря давления на трение равна потере в местном сопротивлении с коэффициентомξ = 1,0.
Общие потери давления р уч на каждом участке паропровода с учетом эк-
где l прив =l + l экв – расчетная приведенная длина участка, м, включающая фактическую и эквивалентную местным сопротивлениям длины участка.
Для преодоления сопротивлений, не учтенных при расчете по основным направлениям, оставляют запас не менее 10% расчетного перепада давления. При увязке потерь давления в параллельно соединенных участках допустима, как и при расчете паропроводов низкого давления, невязка до 15%.
В системах высокого давления в большинстве случаев гидравлический расчет паропроводов выполняют после расчета конденсатопроводов, в результате которого определяется давление перед отопительными приборами р пр (с проверкой его допустимости по температуреt п ). Далее, если известно начальное давление парар п в распределительном коллекторе, расчет паропроводов делают как указано выше. Если же давлениер п не задано, то его находят, проводя расчет по предельно допустимой скорости движения пара.
9.6. Система пароводяного отопления
Пароводяную систему отопления применяют при централизованном теплоснабжении промышленного предприятия паром и необходимости устройства в одном из зданий водяного отопления.
Систему пароводяного отопления применяют также в верхней части высотных зданий, куда без больших затруднений может быть подан первичный теплоноситель – пар. При вертикальном подъеме пара – теплоносителя с малой плотностью – обеспечивают лишь отведение попутно образующегося конденсата. Конденсат удаляется через конденсатоотводчики в конденсатопровод, по которому стекает конденсат из вышерасположенного теплообменника. Так устроено, в частности, отопление верхней (четвертой) зоны центральной части главного корпуса Московского государственного университета.
Подобная система пароводяного отопления называется централизованной. В централизованной системе вода может нагреваться в емкостном или скоростном теплообменнике.
В емкостном теплообменнике вода заполняет цилиндрический корпус, а пар поступает в двухходовой змеевик, находящийся в нижней части корпуса. Пар подается в верхний патрубок змеевика, в змеевике превращается в конденсат, который удаляется через нижний патрубок змеевика, не смешиваясь с водой, циркулирующей в системе отопления. Нагреваемая вода попадает в теплообменник снизу, нагретая более легкая вода через верхний патрубок попадает в систему отопления.
Емкостные теплообменники отличаются незначительным сопротвилением (ξ = 2,0) движению через них воды, поэтому могут применяться в системе отопления с естественной циркуляцией воды. Система может быть выполнена по любой известной схеме с верхней разводкой подающей магистрали.
Существенным недостатком емкостных теплообменников является их громоздкость, связанная с тем, что коэффициент теплопередачи змеевиков не превышает при стальных трубах 700 Вт/(м2 К), при латунных или медных трубах - 840 Вт/(м2 К). Благодаря большому объему находящейся в теплообменниках воды пар в них может подаваться с большими или меньшими перерывами в зависимости от температуры наружного воздуха.
Существенно меньшие размеры имеют скоростные теплообменники, в которых нагреваемая вода движется последовательно через два пучка стальных или латунных трубок с большой скоростью (от 0,5 до 2,5 м/с). Теплоноситель пар подается сверху в межтрубное пространство цилиндрического корпуса, конденсат отводится снизу. Площадь нагревательной поверхности трубок скоростных теплообменников значительно меньше площади змеевика емкостных теплообменников в связи с повышением (примерно в три раза) коэффициента теплопередачи. Вследствие большого гидравлического сопротивления скоростные теплообменники могут применяться только в системе отопления с насосной циркуляцией воды. Для регулирования температуры воды, поступающей в систему отопления, вокруг теплообменников устраивают обводную линию с регулирующим клапаном.
В системе пароводяного отопления для обеспечения бесперебойной работы устанавливают два теплообменника, каждый из которых рассчитывается на половину тепловой мощности системы.
В децентрализованной системе пароводяного отопления вода нагревается паром непосредственно в отопительных приборах.
В одной из конструкций децентрализованной системы применяются стандартные чугунные радиаторы, в нижнюю часть которых закладываются перфорированные трубы (рис. 9.4, а ) с заглушенным концом. С одной стороны в эти трубы подается пар, который через ряд мелких отверстий выходит в радиатор. Образующийся конденсат заполняет радиаторы, и во время работы системы отопления радиаторы всегда залиты конденсатом до уровня верхней сливной подводки.
а) 1 | |||||
слив конденсат а |
|||||
Рис. 9.4. Отопительные приборы децентрализованной пароводяной системы отопления: а – стандартный чугунный радиатор;б – стальной безнапорный радиатор;1 – паровой стояк;2 – паровой вентиль;3 – чугунный радиатор;4 – конденсатный стояк;5 – вентиль (нормально закрыт);6 – перфорированная труба;7 – стальной радиатор;8 - водоналивной патрубок;9 – водонагревательная труба
Необходимая температура воды в радиаторах поддерживается путем впуска в них большего или меньшего количества пара через подводку, начинающуюся от парового стояка несколько выше верха приборов. Излишек конденсата сливается в конденсатный бак.
Выпуск воды из радиаторов в случае необходимости осуществляется через нормально закрытый вентиль на нижней конденсатной подводке в конденсатный стояк.
В другой конструкции децентрализованной системы (рис. 9.4, б ) пар из парового стояка подается в водонагревательную трубу (без отверстий), помещенную также в нижней части приборов. Стальные безнапорные приборы – радиаторы заполняются водой через специальный патрубок в их верхней части.
Вода в радиаторах нагревается при теплопередаче через стенки трубы в процессе конденсации пара. Конденсат удаляется через конденсатную подводку в стояк.
Достоинствами децентрализованной системы пароводяного отопления являются меньший расход металла по сравнению с обычными системами водяного отопления и пониженная температура поверхности радиаторов (в системе парового отопления даже низкого давления она составляет 100о С и выше).
Недостатки этой системы существенны. К ним относятся сложное регулирование, шум и вероятность гидравлических ударов в отопительных приборах. В связи с этим децентрализованная система пароводяного отопления широкого распространения не получила.
Абрамов С. Р., начальник ОДС
ОАО «Пензенская теплосетевая компания», г. Пенза
В ОАО «Пензенская теплосетевая компания» имеется три источника по отпуску тепловой энергии в паре потребителям города. Основными и единственными потребителями являются промышленные предприятия. При указанных условиях отпуск тепловой энергии в паре суммарный от ТЭЦ-1 (возьмем один из источников) в 1993 году составлял 372,1 т/час (с потерями около 10%). В результате сокращения производства у части потребителей, перехода некоторых потребителей на собственные котельные, а также закрытия части производств в связи с их банкротством в период с 1993 по 2005 годы, произошло снижение потребления тепловой энергии в паре и соответственно его отпуск с коллекторов. В 2005 году потребление тепловой энергии в паре по ТЭЦ-1, при хорошем раскладе, составляет 43 т/час, но отпуск с коллекторов, в этом случае, составляет 95 т/час, т.е. потери составляют 50-60% от отпускаемого пара. Такая же картина и по остальным источникам. По некоторым паропроводам потери тепловой энергии доходят до абсурда (составляют 70-90%). Практически все потребители на паропроводах имеют узлы учета. Сравнивая величину потерь 1993 года (37,2 т/час или 26,04 Гкал/час) и величину потерь 2005 года (52 т/час или 36,4 Гкал/час) видим значительное увеличение потерь в натуральном исчислении (в т/час), а точнее на 14,8 т/час (или 10,36 Гкал/час). Рассматривая ситуацию в денежном выражении, мы видим, что при тарифе на 1 Гкал в паре 371,06 руб. мы на данный момент ежечасно при отпуске на 24675,49 руб. теряем 13506,58 руб. при реализации 11168,91 руб. А сколько будет за год? С одной станции при реализации 97839651,60 руб. потери составят 118317640,80 руб. И это только по одной станции одной энергосистемы! А если взять по РАО? Это же огромные убытки.
Описанная картина показывает всю убыточность отпуска тепловой энергии в паре потребителям на сегодняшних условиях. Однако, отказать в поставке потребителям тепловой энергии в паре полностью мы не можем, так как являемся монополистами в этом виде деятельности.
В связи со всем вышеизложенным мы искали выход из создавшейся ситуации с привлечением разных специалистов, в том числе и Урал ОРГРЭСС.
Провели испытания паропроводов, установили на паропроводах теплоизоляцию согласно требований СНиП толщиной 200 мм. Испытания и установка теплоизоляции согласно СНиП показали факт снижения потерь при максимальном потреблении пара потребителями, но в рабочей обстановке потери остаются на прежнем уровне. Единственное достижение - это сдвиг критической точки перехода пара из перегретого состояния в насыщенное по длине паропровода и улучшение качества пара у потребителей (давление осталось на прежнем уровне, а температура увеличилась со 180 0 С до 200 0 С).
Нами проведена фотография работы паропровода в обычном режиме. Взят паропровод воздушной прокладки протяженностью 3150 м и диаметром 500-400 мм. Выход с источника в процессе испытания составлял 41,5-42,0 т/час при температуре 260-270 0 С, а потребитель получил 35,0 т/час с температурой 209-210 0 С. Потери составили 6,5-7,0 т/час пара и потери произошли по массе при отсутствии каких либо утечек пара из паропровода.
Параметры получаемого потребителями пара, по показаниям приборов, соответствуют параметрам перегретого пара, т.е. влажности быть не должно. Однако при анализе всего изложенного напрашивается вывод, что влажность все-таки присутствует.
Данную тему затрагивает к.т.н. Ю.В. Рубинштейн (ЗАО «Энергоинжцентр», Санкт-Петербург) в своей статье «Измерения расхода газа и пара»(О коммерческом учете пара в паровых системах теплоснабжения).
Нами была разработана методика выполнения измерений влажности пара и сконструирована установка (КУ-1) для её определения. Методика зарегистрирована в Федеральном Реестре в г. Москва в 2002 году. Расчет по методике ведется косвенным методом по количеству тепловой энергии передаваемой воде в калориметрической установке пробой отобранного с паропровода пара. Данная установка позволяет определить влажность пара получаемого потребителем и ввести поправку на показания его прибора учета. Введением данной поправки мы находим потерянную массу. Разработанная нами установка (КУ-1) может принести прибыль многим энергетикам. Ориентировочная стоимость установки 50 тысяч рублей. Доход от её внедрения можно оценить сразу. Единственно необходимо подвести под её использование законодательную базу.
При сокращении потребления пара промышленными предприятиями, сократился производственный отбор с турбин. На втором источнике тепловой энергии в г. Пенза (ТЭЦ-2) установлены противодавленческие турбины Р-12-35/5м с рабочим противодавлением 9-10 кгс/см 2 (выработка при полной загрузке 8,4 МВт). Мы снизили противодавление в турбине до 3 кгс/см 2 и получили выработку с турбины 12 МВт при полной загрузке, а отработавший пар выпустили на подогреватели сетевой воды без включения РОУ. Тем самым мы снизили удельные и получили дополнительную прибыль от реализации дополнительных 3,6 МВт в час электроэнергии при полной загрузке. В денежном выражении это дает ежечасно дополнительную прибыль.
Нас очень интересует наличие проблем с потерями тепловой энергии в паре при транспортировке её потребителям в других регионах. Особенно если протяженность паропроводов составляет 5-6 км при диаметре 600-300 мм (изменение по длине).
Хотелось бы услышать, какие меры принимаются в других регионах по данному вопросу.
К.т.н. А.Б. Попов, ведущий специалист, ОАО «Энел ОГК-5», г. Москва
Вопрос о том, что дренажные линии паропроводов, работающие в критическом режиме истечения вскипающего конденсата, могут быть «узким местом» при транспортировке влажного пара в непредназначенных для этого паропроводах, ранее не поднимался. Но эта особенность дренирования является значимой при рассмотрении эксплуатационной надежности и безопасности паропроводов.
Введение
Снижение уровня промышленного потребления пара является известным фактом и серьезной проблемой тепловых электростанций, поскольку это делает проблематичной полноценную загрузку турбин, спроектированных специально для этих целей (например, турбин типа ПТ-60 и ПТ-80). Столь же серьезно проблема стоит и для владельцев сетевых паропроводов, т.к. транспортировка малых расходов влажного пара через большие проходные сечения существующих паропроводов весьма убыточна, и приводит к значительным потерям пара и конденсата.
В настоящее время в нормативной документации отсутствует сформировавшееся представление об особенностях и критериях безопасности таких режимов эксплуатации. Поэтому владельцы паропроводов, будучи связанными юридическими обязательствами, вынуждены продолжать эксплуатацию существующих паропроводов в малорасходных режимах.
Особенности подхода к проектированию и эксплуатации паропроводов влажного и перегретого пара
Проектирование паропроводов, предназначенных для обеспечения паром в промышленных масштабах, как правило, первоначально проводилось в предположении, что транспортироваться будет именно перегретый пар. Поскольку в нынешних условиях транспортируется влажный пар, целесообразно выяснить, в чем состоят наиболее существенные особенности подхода к проектированию паропроводов влажного и перегретого пара (см. таблицу).
| Паропроводы влажного пара | Паропроводы перегретого пара |
| Имеют, как правило, небольшую протяженность и прокладываются преимущественно в пределах производственных помещений с положительной температурой. | Проходят, в основном, по открытой местности и имеют протяженность до нескольких километров. |
| Снабжаются системой возврата конденсата, которая функционирует постоянно. Для надежного отвода конденсата применяются уклоны трассы порядка 4 мм/м, а также специальные вертикальные участки для разделения расходов конденсата по зонам дренирования. Расстояние между узлами дренирования составляет 30-50 м. | Конденсат образуется в переходных режимах прогрева и остывания паропроводов. Конденсат сбрасывается в ливневую или промышленную канализацию. При нормальной эксплуатации паропровода система дренирования отключается, поскольку предполагается, что конденсат при рабочих параметрах и расходах пара не образуется.
Расстояние между узлами дренирования диктуется особенностями местности и прокладки паропровода и может составлять от нескольких сотен метров до километра. Нормальный уклон трассы считается равным 2 мм/м. |
| Направление уклонов горизонтальных участков должны в основном совпадать с направлением движения пара. | Направление уклонов по отношению к направлению движения пара не имеет принципиального значения. |
| На всем протяжении трассы устанавливаются специальные карманы того же диаметра, что и основной трубопровод для накопления конденсата, сепараторы для улавливания влаги из потока, а также конденсатоот- водчики постоянного действия. На контруклонах (если их не удается избежать) конденсатоотводчики устанавливаются с меньшим шагом, чем на участках с уклоном. | Специальные карманы для накопления конденсата, сепараторы и конденсатоотводчики, как правило, не устанавливаются. В случае, если карманы для накопления конденсата все же заложены в конструкцию паропровода, их диаметр принимается меньшим, чем диаметр основного паропровода. |
| В местах сопряжения труб различного диаметра применяют специальные эксцентрические переходники, позволяющие избегать местного скопления конденсата. | Устанавливаются концентрические переходники. |
| Для измерения необходимых характеристик потока влажного пара у потребителя применяются специальные приборы. | Расход пара измеряется с помощью расходомерных шайб. |
Таким образом, основные различия особенностей проектирования паропроводов влажного и перегретого пара концентрируются вокруг условий отвода конденсата, а также в особенностях сведения теплового баланса.
Для паропроводов влажного пара все вопросы дренирования продумываются заранее, а для паропроводов, спроектированных для транспортировки перегретого пара, но используемых для транспортировки влажного пара, их приходится решать «как получится». В последнем случае удовлетворительное решение является весьма затруднительным и затратным, поскольку существующие паропроводы уже вписаны в техническую инфраструктуру, внесение изменений в которую (например создание условий для возврата конденсата) весьма проблематично. Кроме того, не все потребители готовы оплачивать безвозвратные потери, сопровождающие транспортировку влажного пара, если это не было предусмотрено исходными договорными отношениями.
Использование паропроводов перегретого пара для транспортировки влажного пара на практике выглядит следующим образом: во время эксплуатации все дренажные линии паропровода частично открываются и образующийся конденсат постоянно сливается в ливнестоки или промышленную канализацию. Если паропровод проходит по открытой местности, то надежное использование на нем конденсатоотвод- чиков (особенно при неравномерном суточном графике потребления пара) становится проблематичным, поскольку зимой они легко обмерзают и выходят из строя, допуская при этом существенный «проскок пара» в атмосферу.
Степень открытия дренажных линий проверяется и корректируется обслуживающим персоналом вручную один раз в полторы-две недели. Процесс корректировки осуществляется изменением положения запорных органов дренажных линий «на слух» - по специфическим шумовым характеристикам истечения. В силу этого процесс регулировки носит субъективный характер и зависит от текущего расхода пара к потребителям и квалификации персонала, проводящего обход. По существу, для обслуживающего персонала регулировка является лишь изменением проходного сечения задвижки: стабильное истечение обеспечивает степень открытия, при которой из дренажа идет пароводяная смесь с расходом, практически не зависящим от положения управляющего органа в достаточно широком диапазоне его перемещений. При дальнейшем увеличении проходного сечения задвижки из дренажа появляется большое количество пара, что считается браком в регулировке.
Распределение удаляемых объемов конденсата через отдельные узлы дренирования по длине паропровода неравномерно и зависит, по существу, от размеров участков, где осуществляется сбор конденсата, а эти размеры, в свою очередь, определяются рельефом местности, по которой проложен паропровод.
Ввиду того что конденсат в паропроводе находится на линии насыщения, его сброс через приоткрытую дренажную линию в окружающую среду приводит к вскипанию и резкому повышению паросодержания. Это, в свою очередь является причиной резкого изменения физических свойств потока дренажа. В частности, существенно изменяется характеристика, которая определяет темп эвакуации конденсата из паропровода, - скорость звука. Величина скорости звука задает величину предельного расхода конденсата через минимальное проходное сечение дренажной линии. На рис. 1 приведены известные экспериментальные данные по зависимости скорости звука а от объемного расходного паросодержания двухфазного потока β. Здесь скорость звука а=1500 м/с соответствует воде на линии насыщения, скорость звука а=330 м/с - насыщенному пару. В промежутке между значениями объемного паросодержания β=0,2-0,8 скорость звука резко снижается - ориентировочно до 20 м/с. Этот показатель не является стабильным и зависит от структуры двухфазного потока. При этом в отдельных случаях скорость звука может снижаться до 5-10 м/с.
Вопрос о том, что дренажные линии, работающие в критическом режиме истечения вскипающего конденсата, могут быть «узким местом» при транспортировке влажного пара в непредназначенных для этого паропроводах, ранее не поднимался, и общепринятых норм для оценки этого фактора не существует. Но, как будет показано ниже, эта особенность дренирования является значимой при рассмотрении эксплуатационной надежности и безопасности паропроводов.
Известно, что паропроводы влажного пара имеют следующие особенности эксплуатации, влияющие на их надежность и безопасность.
1. При возникновении дисбаланса между притоком и оттоком конденсата им в первую очередь заполняются участки паропроводов с более низкими геодезическими отметками.
2. Возникновение волн на поверхности ручья конденсата (при его достаточно высоком уровне) может привести к полному перекрытию проходного сечения трубопровода и возникновению конденсатной пробки. Такая водяная пробка, двигаясь со скоростью пара, обладает огромной кинетической энергией, которая высвобождается при встрече с препятствием (например гибом или запорным органом); в результате возникает явление гидравлического удара, который может привести к повреждению или разрушению паропровода или его отдельных элементов.
3. Явления, близкие к гидравлическим ударам, более вероятны при встречном направлении движения пара и конденсата, когда волны, образующиеся на поверхности потока, захватываются встречным потоком пара.
4. Если уровень расходного паросодержа- ния в паропроводе снижается до значения 0,3, возможно возникновение снарядного режима течения конденсата, которое по своему воздействию на паропровод аналогично продолжительной серии гидравлических ударов.
5. Возникновение снарядного режима течения возможно также в протяженных дренажных линиях, связывающих узлы отвода конденсата с ливнестоками, что может привести к повреждению штуцеров в зонах присоединения дренажных линий к основному паропроводу.
Если арматура дренажных линий в условиях эксплуатации осуществляет пропуск критических расходов конденсата, то при неравномерном суточном потреблении пара, а также при изменении температуры окружающей среды, возможно возникновение условий, при которых темп притока конденсата и темп его эвакуации будут существенно отличаться.
Дисбаланс между притоком и оттоком конденсата с учетом возможности его накопления может стать причиной полного или частичного заполнения отдельных участков паропровода конденсатом и, как следствие, - возникновения гидравлических ударов.
Под условиями накопления конденсата следует понимать профиль прокладки паропровода, при котором на трассе имеется участок относительно небольшой протяженности, в котором уровень конденсата может полностью или частично перекрыть проходное сечение трубы. Это может быть участок между двумя вертикально расположенными компенсаторами или участок с уклоном и контруклоном, или участок с уклоном, ограниченный вертикальным компенсатором.
Рассмотрим пример конкретного паропровода общей протяженностью около 5 км, на котором длина одного из участков сбора конденсата
Ду500 мм, ограниченного уклоном и контруклоном, составляет примерно 1 км.
Пар от ТЭЦ имеет начальное давление 1,37 МПа и температуру 250 ОС. Паропровод первоначально рассчитывался на пропуск примерно 35 кг пара в секунду. Этот расход обеспечивал сохранение перегрева на всей протяженности паропровода от ТЭЦ до потребителей. В настоящее время реальный расход пара составляет 7-10 кг/с, при этом на большей длине паропровода транспортируется влажный пар. Расчетная схема рассматриваемого паропровода приведена на рис. 2.
Конкретная задача для рассматриваемого паропровода сформулирована следующим образом. Предположим, что положение запорных органов дренажной линии при начальных условиях теплообмена с окружающей средой и некотором заданном потреблении пара обеспечивает полную эвакуацию образующегося конденсата (нулевой баланс между его притоком и стоком). Необходимо получить ответ на вопрос: может ли при изменившихся условиях теплообмена с окружающей средой или условиях потребления пара за интервал времени между очередными проверками в паропроводе скопиться достаточное количество конденсата, чтобы полностью или частично (на 50-70%) перекрыть его проходное сечение?
Теплогидравлический расчет рассматриваемого паропровода проводился в следующих приближениях:
■ поправочный коэффициент на местные тепловые потери принимался равным β=1,15;
■ толщина тепловой изоляции на участках трубопровода Ду400, Ду500 и Ду600 мм принималась равной 100 мм; на Ду150, Ду200 и Ду250 мм - 80 мм;
■ принято, что трубопровод покрыт теплоизоляцией из минеральной ваты с коэффициентом теплопроводности λиз=0,045+0,00021χtм, где
Температура металла трубы;
■ в двухфазной области поток пара принимался равновесным и гомогенным, что позволяло использовать в качестве одной из основных характеристик потока расходное паросодержание х;
■ термическое сопротивление теплоотдаче от пара к стенке трубы определялось по формуле: Rn=1/(π*αn*d), где αn - коэффициент теплоотдачи от пара к стенке; d - внутренний диаметр трубопровода;
■ термическое сопротивление тепловой изоляции подсчитывалось по формуле: Rиз=ln[(D+2δ)/D]/(2πλиз), где D - внутренний диаметр трубопровода; δ - толщина слоя тепловой изоляции;
■ термическое сопротивление теплоотдаче от поверхности тепловой изоляции к воздуху принималось равным Rв=1/[παв(D+2δ)], где αв - коэффициент теплоотдачи от поверхности тепловой изоляции к воздуху; принимался равным 29 Вт/(м2. О С).
■ суммарное термическое сопротивление:
R=Rп+Rиз+Rв;
■ удельные тепловые потери паропровода определялись по формуле: q=Δt/R, где Δt - разница между температурой пара и температурой воздуха;
■ тепловые потери Q участка паропровода длиной l определялись по формуле: Q=qx/x β, где β - коэффициент местных тепловых потерь;
■ количество конденсата, выпавшего на участке паропровода единичной длины в единицу времени, определялось по формуле: Gк=q×l×β/r, где r - скрытая теплота парообразования;
■ массовое расходное паросодержание потока корректировалось с учетом Gк;
■ коэффициент трения принимался равным значению 0,004, что учитывало как потери давления в местных сопротивлениях, так и состояние внутренней поверхности трубопровода.
Система дифференциальных уравнений, описывающих изменение давления и энтальпии на каждом шаге по длине трубы, решалась методом Рунге-Кутта. Предварительно определялась величина минимального шага, для которой конечный результат решения отличался от варианта вдвое большего шага не более чем на 5%.
Физические свойства воды и водяного пара рассчитывались на основе известных полиномиальных аппроксимаций экспериментальных данных, приведенных в .
Зона перехода от свойств перегретого пара к свойствам насыщенного пара определялась в итерационном процессе с десятикратным уменьшением шага по длине трубы.
Программа проведения расчета режима транспортировки была написана на языке VBA.
Анализ документации по профилю прокладки рассматриваемого паропровода показал, что для перекрытия значительной части сечения трубы Ду500 мм достаточно ее заполнения конденсатом на длине паропровода порядка 150 м. Это соответствует объему около 30,6 м3 или (при плотности ρ=872 кг/м3) примерно Ркр=26683 кг конденсата.
Если расход конденсата g1, полученного на рассматриваемом участке, полностью удаляется из паропровода в критическом режиме истечения (т.е. при истечении через установленное при регулировке проходное сечение задвижки), а изменившийся расход конденсата равняется g2 и g2>g1, то разница Δg=g2-g1 будет характеризовать скорость заполнения паропровода конденсатом. Отметим также, что при g2 Поставленная задача является многопараметрической. В частности, расход пара от ТЭЦ определяется не только потребностями его потребителей. На пути до них пар теряет давление, температуру и становится влажным. Изменение этих характеристик зависит от начального расхода пара, его распределения по потребителям и температуры наружного воздуха. Часть пара конденсируется и отводится через дренажные линии. Расход отводимого конденсата, в свою очередь, зависит от распределения расходов между потребителями и температуры наружного воздуха. Если интервал времени t между осмотрами и регулировкой дренажной системы равен 10 суткам (что составляет 240 ч или 864 тыс. с), то массу скопившегося в паропроводе за это время конденсата можно определить по формуле: P=c^g. Таким образом, для выполнения условия Р>Ркр для рассматриваемого паропровода необходимо и достаточно, чтобы выполнялось условие: Δgκр>Pκр/τ=26683/864000=0,030883 (кг/с). С другой стороны, значение критического расхода двухфазного потока конденсата дкр можно определить из зависимости, характеризующей условия его истечения из задвижки с заданным проходным сечением F0 : g кр =μ Rd роWкр, где μ - коэффициент, зависящий от условий истечения: для относительно плавного сужения и расширения канала, характерного для седла запорного органа, μ=2,4 (при скачкообразном изменении профиля течения значение μ выше); ро Плотность потока пароводяной смеси за задвижкой, зависящая от расходного паросодержания потока x; wkf, - скорость звука в пароводяной смеси. Из результатов теплогидравлических расчетов, некоторые из которых будут приведены ниже, следует, что расход конденсата через дренажную линию на рассматриваемом участке в среднем составляет g=0,3 кг/с. Проходное сечение задвижки представим круглым отверстием с эквивалентным диаметром 0кр, тогда при wkf,=20 м/с получим: dκр=0,5=(0,007956/ρо)0,5. Для оценки значения 0кр рассмотрим три случая: 1. x=0,9 (во вскипающем потоке преобладает пар), тогда ро=0,65589 кг/м3 и 0кр1=0,1101 м (110,1 мм); 2. x=0,5 (во вскипающем потоке половина пара и половина воды), тогда ро=1,18 кг/м3 и 0кр2=0,08211 м (82,11 мм); 3. x=0,1 (во вскипающем потоке преобладает вода), тогда ро=5,87 кг/м3 и 0кр3=0,0368 м (36,8 мм). Дренажные трубопроводы на рассматриваемом паропроводе выполнены в основном из труб Ду150 мм. На это же проходное сечение рассчитаны и установленные задвижки. Как видно из приведенных данных, полученные критические проходные сечения лежат в пределах регулировочного диапазона проходного сечения задвижек. Таким образом, возникновение критического режима истечения из дренажных линий с последующим накоплением конденсата возможно. При проведении теплогидравлических расчетов рассматриваемого паропровода учитывалось, что расход пара к потребителю № 5 незначителен и равен примерно 5% расхода к потребителю № 4 (см. рис. 2). Для наглядного представления некоторые результаты расчетов для контрольного участка представлены в графическом виде на рис. 3. Как следует из этих данных, в значительном диапазоне расходов пара от ТЭЦ количество конденсата, образующегося на контрольном участке, зависит только от температуры окружающего воздуха и не зависит от распределения нагрузки между потребителем № 1 и суммарной нагрузки потребителей № 5 и 4. Эта часть диапазона паровых нагрузок в принципе может быть отслежена сотрудниками компании-владельца паропровода и учтена при выборе момента для проведения регулировки в том случае, когда температура воздуха снижается. Однако, начиная с расхода пара от ТЭЦ порядка 8 кг/с, количество образующегося конденсата начинает существенно зависеть от перераспределения паровой нагрузки между потребителем № 1, с одной стороны, и потребителями № 5 и 4 - с другой. Это перераспределение не может быть отслежено по внешним признакам в условиях, когда общий расход пара от ТЭЦ сохраняется, а температура воздуха остается стабильной. Из результатов расчетов также следует, что при расходе пара 10 кг/с и выше в месте разветвления потока к потребителю № 1 и потребителями № 5 и 4 пар сохраняет перегрев. Во всех остальных режимах в точке разветвления находится влажный пар. При минимальном расходе пара от ТЭЦ, равном 7 кг/с, доле общего расхода на потребителей № 5 и 4, равной 0,4, и температуре воздуха 20 ОС расходное паросодержание x в потоке к потребителю № 4 равно примерно 0,2. По существу, это поток пароводяной смеси, движущейся в снарядном режиме. Близкая характеристика расходного паросодержания получается для этого режима и при -10 ОС. Во всех остальных режимах пар у потребителя № 4 сохраняет относительно приемлемые характеристики расходного паросодержания. Рассмотрим случай зимнего режима потребления пара, когда эвакуация конденсата на контрольном участке задана при исходном расходе пара 10 кг/с, доле расхода на потребителей № 5 и 4, равной 0,7, и температуре окружающего воздуха 5 ОС (зависимости для этой температуры на рис. 3 не показаны. - Прим. ред.). Этому случаю соответствует расход конденсата на контрольном участке, равный g1=0,2702 кг/с. При снижении расхода пара от ТЭЦ до 9 кг/с при той же доле расхода к потребителям № 5 и 4, и той же температуре наружного воздуха расход конденсата на контрольном участке увеличится до g2=0,32719 кг/с. Для этого случая Δg=0,05699 кг/с, т.е. больше Δgкp=0,030883 кг/с. Рассмотрим случай летнего режима потребления пара, когда эвакуация конденсата на контрольном участке задана при расходе пара 9 кг/с, доле расхода на потребителей № 5 и 4, равной 0,5, и температуре окружающего воздуха 20 ОС. Этому случаю соответствует расход конденсата, равный g1=0,24798 кг/с. При снижении расхода пара от ТЭЦ до 8 кг/с, при той же доле расхода к потребителям № 5 и 4, и той же температуре воздуха расход конденсата увеличится до g2=0,29481 кг/с. Для этого случая Δg=0,04683 кг/с, т.е. больше Δgкp. Заключение
Таким образом, результаты выполненных теплогидравлических расчетов подтверждают реальную возможность возникновения опасных режимов эксплуатации паропроводов, спроектированных для транспортировки перегретого пара в малорасходных режимах с конденсацией. Кроме того, на нескольких гибах рассмотренного выше контрольного участка паропровода при визуальном контроле были обнаружены трещины на растянутых образующих, а также смещения некоторых скользящих опор со своих оснований в направлении движения потока пара, что является прямым свидетельством имевших место опасных режимов. Литература
1. М.П. Вукалович, С.Л. Ривкин, А.А. Александров. Таблицы теплофизических свойств воды и водяного пара. - М.: Изд-во стандартов, 1969. - 408 с.
2. Е.И. Идельчик. Справочник по гидравлическим сопротивлениям. - М.: Машиностроение, 1992. - 672 с.
Данные потери особенно велики при пуске и прогреве СПИ. «Экономия» на к.о. и их установка с недостаточной пропускной способностью, необходимой для автоматического отвода повышенного объема конденсата, приводят к необходимости открытия байпасов или сбросу конденсата в дренаж. Время прогрева систем увеличивается в несколько раз, потери очевидны. Поэтому к.о. должен иметь достаточный запас по пропускной способности, чтобы обеспечить отвод конденсата при пусковых и переходных режимах. В зависимости от типов теплообменного оборудования запас по пропускной способности может составлять от 2-х до 5.
Чтобы избежать гидроударов и непроизводительных ручных продувок, следует обеспечивать автоматический дренаж конденсата при остановах СПИ или при колебаниях нагрузок с помощью установки к.о. с разными диапазонами рабочих давлений, промежуточных станций сбора и перекачки конденсата или принудительной автоматической продувки теплообменных агрегатов. Конкретная реализация зависит от фактических технико-экономических условий.
В частности, следует иметь в виду, что к.о. с перевернутым стаканом при перепаде давления, превышающим его рабочий диапазон, закрывается. Поэтому схема автоматического дренажа теплообменника при падении давления пара, приведенная ниже, является просто реализуемой, надежной и эффективной.
Давление. бари
Условный диаметр отверстия
Потери пара, тонн / мес
21/8" (3.2 мм)
¼" (6.4 мм)
15.1
½" (25 мм)
61.2
81/8" (3.2 мм)
11.5
¼" (6.4 мм)
41.7
½" (25 мм)
183.6
105/64" (1.9 мм)
#38 (2.5 мм)
14.4
1/8" (3.2 мм)
21.6
205/64" (1.9 мм)
16.6
#38 (2.5 мм)
27.4
1/8" (3.2 мм)
41.8
Исходные данные для расчета потерь при не возврате конденсата приняты следующие: стоимость холодной воды на подпитке, химикатов, газа и электроэнергии.
Воздух, как известно, обладает отличными теплоизоляционными свойствами и по мере конденсации пара может образовывать на
внутренних
поверхностях теплообмена своеобразное покрытие, препятствующее эффективности теплообмена (табл.2).
Табл. 2. Снижение температуры паровоздушной смеси в зависимости от содержания воздуха.
Бар абс.
°С
10%20%30%
120,2
116,7113,0110,0
143,6
140,0135,5131,1
158,8
154,5150,3145,1
170,4
165,9161,3155,9
179,9
175,4170,4165,0
Выделение СО2 в газообразной форме при конденсации пара ведет при наличии влаги в трубопроводе к образованию крайне вредной для металлов угольной кислоты, которая является основной причиной коррозии трубопроводов и теплообменного оборудования. С другой стороны, оперативная дегазация оборудования, являясь эффективным средством борьбы с коррозией металлов, выбрасывает СО2 в атмосферу и способствует формированию парникового эффекта. Только снижение потребления пара является кардинальным путем борьбы с выбросами СО2 и рациональное применение к.о. является здесь наиболее эффективным оружием.
Д.
Неиспользование пара вторичного вскипания
.
Если технологические ограничения не требуют использования перегретого пара высокого давления, следует всегда стремиться к применению насыщенного сухого пара возможно самого низкого давления.
З.
Термоудары и гидроудары.
В этих случаях отсутствие видимых утечек пара создает иллюзию полной утилизации скрытой теплоты в паре. Фактически же скрытая теплота в паре, как правило, не выделяется вся на теплообменных агрегатах, а ее значительная часть расходуется на нагрев конденсатопровода или выбрасывается в атмосферу вместе с паром вторичного вскипания. Конденсатоотводчик позволяет полностью утилизировать скрытую теплоту в паре при данном давлении. В среднем потери от пролетного пара составляют 20-30%.
А.
Пролетный пар
, вызываемый отсутствием или отказом конденсатоотводчика (к.о.). Самым существенным источником потерь является пролетный пар. Классическим примером неверно понимаемой системы является преднамеренный отказ от установки к.о. в так называемых закрытых системах, когда пар всегда где-то конденсируется и возвращается в котельную.
Б.
Утечки пара
, вызываемые периодической продувкой систем пароиспользования (СПИ), при нерегулируемом отводе конденсата, неправильно выбранном к.о. или его отсутствии.
Следует иметь в виду, что потери пара через нерегулируемые отверстия непрерывны, и любые средства имитации к.о. нерегулируемыми устройствами типа «прикрытый вентиль», гидрозатвор и т.п. в конечном итоге приводят к большим потерям, чем первоначальный выигрыш. В табл.1 приведен пример количества пара, безвозвратно теряемого за счет утечек через отверстия при различных давлениях пара.
В.
Невозврат конденсата
при отсутствии системы сбора и возврата конденсата.
Таблица 1. Утечки пара через отверстия различного диаметра
Неконтролируемый сброс конденсата в дренаж не может быть оправдан ничем, кроме как недостаточным контролем за водоотведением. Затраты на химводоподготовку, забор питьевой воды и тепловая энергия в горячем конденсате учтены в расчете потерь, представленном на сайте:
Следует иметь в виду также потерю внешнего вида зданий и, более того, разрушение ограждающих конструкций при постоянном «парении» дренажных точек.
Г.
Присутствие воздуха и неконденсируемых газов в паре
Психрометрические диаграммы позволяют определить процентное отношение количества воздуха в паре при известном давлении и температуре путем нахождения точки пересечения кривых давления, температуры и процентного содержания воздуха. Например, при давлении в системе 9 бар абс. и температуре в теплообменнике 160 °С по диаграмме находим, что в паре содержится 30% воздуха.
Давление
Температура насыщенного пара
Температура паровоздушной смеси в зависимости от количества воздуха по объему, °С
При значительных объемах пара вторичного вскипания следует оценивать возможность его непосредственного использования в системах, имеющих постоянную тепловую нагрузку. В табл. 3 приведен расчет образования пара вторичного вскипания.
Пар вторичного вскипания является следствием перемещения горячего конденсата под высоким давлением в емкость или трубопровод, находящийся под меньшим давлением. Типичным примером является "парящий" атмосферный конденсатный бак, когда скрытая теплота в конденсате высокого давления высвобождается при более низкой температуре кипения.
При значительных объемах пара вторичного вскипания следует оценивать возможность его непосредственного использования в системах, имеющих постоянную тепловую нагрузку.
На номограмме 1 приведена доля вторичного пара в % от объема конденсата, вскипающего в зависимости от перепада давлений, испытываемого конденсатом.
Номограмма 1. Расчет пара вторичного вскипания.
Е.
Использование перегретого пара
вместо сухого насыщенного пара.
Это позволяет использовать всю скрытую теплоту парообразования, которая имеет более высокие значения при низких давлениях, добиться устойчивых процессов теплопередачи, снизить нагрузки на оборудование, увеличить срок службы агрегатов, арматуры и трубных соединений.
Применение влажного пара имеет место, как исключение, только при его использовании в конечном продукте, в частности, при увлажнении материалов. Поэтому целесообразно использовать в таких случая специальные средства увлажнения на последних этапах транспортировки пара к продукту.
Ж.
Невнимание к принципу необходимого разнообразия
Невнимание к разнообразию возможных схем автоматического управления, зависящих от конкретных условий применения, консерватизм и стремление использовать
типовую
схему может быть источником непреднамеренных потерь.
Термо- и гидроудары разрушают системы пароиспользования при неправильно организованной системе сбора и отвода конденсата. Использование пара невозможно без тщательного учета всех факторов его конденсации и транспортировки, влияющих не только на эффективность, но и на работоспособность, и на безопасность ПКС в целом.