Консервация трубопроводов пара и горячей воды. Требования к изготовлению и монтажу трубопроводов пара и горячей воды. Различие трубопроводов согласно схемам проектирования
п. 4.1. Изготовление, монтаж трубопроводов и их элементов должны выполняться специализированными предприятиями, имеющими разрешение органов Госгортехнадзора на выполнение соответствующих работ.
При изготовлении, монтаже трубопроводов должна применяться система контроля качества, обеспечивающая выполнение работ в соответствии с 573 Правилами и НД.
п. 4.2. К производству работ по сварке трубопроводов допускаются сварщики, прошедшие аттестацию в соответствии с ПБ 03-273-99 «Правилами аттестации сварщиков и специалистов сварочного производства» и имеющие удостоверение на право выполнения данных работ.
Сварщики могут выполнять только те виды сварочных работ, которые указаны в их удостоверении.
Сварщик, впервые приступающий в данной организации к работе, должен перед допуском к работе, независимо от наличия удостоверения, выполнить контрольные соединения и только после положительных результатов механических испытаний приступать к выполнению сварочных работ.
Сварные соединения элементов трубопроводов, работающих под давлением, с толщиной стенки 6 мм и более, подлежат маркировке, позволяющей установить фамилию сварщика.
Сварочные материалы должны соответствовать требованиям стандартов и технических условий.
Ревизия, ремонт, отбраковка, испытания технологических трубопроводов согласно ПБ 03-585-03 «Правила устройства и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов», РД 38.13.004-86 «Эксплуатация и ремонт технологических трубопроводов под давлением до 10,0 МПа (100 кгс/см 2 )»
Ревизия трубопроводов
п 9.3. ПБ 03-585-03.
п 13.13. РД 38.13.004-86.
Основной метод контроля за надежной и безопасной работой технологических трубопроводов – периодические ревизии, которые проводит служба технического надзора совместно с механиком и начальником цеха.
Как правило, ревизии трубопроводов приурочиваются к ППР отдельных агрегатов, участков или цехов.
Сроки проведения ревизии трубопроводов устанавливает администрация предприятия в зависимости от скорости их коррозионно-эрозионного износа, условий эксплуатации, результатов предыдущих наружных осмотров и ревизий.
При проведении ревизии следует уделять внимание участкам, работающим в особо сложных условиях, где наиболее вероятен максимальный износ трубопровода вследствие коррозии, эрозии, вибрации и т.д. К таким участкам относятся те, где изменяется направление потока (колена, тройники, врезки, дренажные устройства) и где возможно скопление влаги, веществ, вызывающих коррозию (тупиковые и временно не работающие участки).
На работающие трубопроводы допускается проводить ультразвуковую толщинометрию при условии соблюдения мер безопасности.
При ревизии технологических трубопроводов необходимо:
провести наружный осмотр трубопровода;
простучать молотком и измерить толщину стенки трубопровода УЗ или радиографическим методом, а в необходимых случаях – сквозной засверловкой с последующей заваркой отверстия.
Толщину стенок измеряют на участках, работающих в наиболее сложных условиях, а также на прямых участках внутрицеховых и межцеховых трубопроводов.
Число точек замеров для каждого участка определяет ОТН.
На прямых участках внутриустановочных трубопроводов длиной 20 м и менее следует выполнять замеры толщин стенок не менее чем в трех местах;
при необходимости провести внутренний осмотр трубопровода путем разборки или разрезки трубопровода – проверяют наличие коррозии, трещин, уменьшение толщин стенок;
при необходимости произвести радиографическую и УЗ дефектоскопию сварных стыков, металлографические исследования и механические испытания (при работе в высокотемпературных или водородсодержащих средах, а также если коррозия может изменить мех. свойства);
проверить состояние и условия работы опор, крепежных деталей и прокладок;
испытать трубопровод давлением.
При неудовлетворительных результатах ревизии необходимо определить границу дефектного участка трубопровода и сделать более частые измерения толщины стенки всего трубопровода.
Основными причинами аварий трубопроводов являются дефекты их изготовления и монтажа, гидравлические удары.
I. На ТЭЦ произошел разрыв нижнего отвода главного паропровода котла типа ПК-10-2, работающего с параметрами пара
110 кгс/см2 и 540° С. Разрушение произошло в зоне нейтральной образующей гиба. При разрыве часть трубы оказалась отогнутой, в связи с чем нельзя было определить форму сечения трубы в гибе. На участке, прилегающем к этому сечению, овальность оказалась равной 17%, что более чем в два раза превышает допустимую.
Исследования металла поврежденной трубы показали, что его химический состав, механические свойства и микроструктура соответствуют требованиям технических условий поставки (МРТУ 14-4-21-67).
Известно, что разрушения гибов вызываются комплексом причин как технологического, так и эксплуатационного характера. И в данном случае состояние металла и характер повреждения позволили установить, что напряжения в металле гиба на участке разрушения существенно превышали расчетные не только из-за дополнительных усилий, связанных с неравномерным распределением напряжений от внутреннего давления по периметру овального сечения, но также и из-за значительных компенсационных напряжений.
Трасса паропровода была выполнена с отступлением от проекта, в результате чего число гибов на участке поврежденного паропровода уменьшилось с трех до двух и компенсационная нагрузка на оставшиеся гибы возросла по сравнению с расчетной. Отступления от проекта были допущены также при выполнении системы крепления этого участка паропровода и ее регулировке.
При демонтаже поврежденного участка паропровода было выявлено, что он состоял из труб двух сортаментов - 325X26 и 325Х Х32 мм. Разорвавшийся нижний гиб был изготовлен из трубы с меньшей толщиной стенки. Сравнение моментов инерции сечения трубы в нижнем и верхнем гибах без учета искажения формы сечения при гибке показали, что компенсационные напряжения в нижнем гибе были на */з выше напряжений, которые были бы при гибах равной податливости.
(Из экспресс-информации СЦНТИ ОРГРЭС, 1972).
2. На ТЭЦ автомобильного завода произошел разрыв компенсатора питательного трубопровода диаметром 219 мм при давлении 150 кгс/см2 и температуре воды 150° С.
Находившиеся на дежурстве рабочие услышали сильный стук от удара, затем последовало резкое уменьшение давления питательной воды и снижение уровня воды в четырех действующих котлах.
Включились звуковые сигнализаторы предельных положений уровня воды и световые табло, показывающие, что котлы находятся в опасном положении.
Машинистам котельной объявили по радио об аварийном положении в котельной и одновременно включили резервные питательные насосы общей подачей 580 т/ч. Так как уровень воды в барабанах котлов продолжал снижаться, все котлы были остановлены. После обнаружения места повреждения дефектный трубопровод был от-йлючен и через час котлы вновь включили в работу. При осмотре в Месте гиба компенсатора была обнаружена сквозная трещина длиной 560 мм с максимальным раскрытием 85 мм. На внутренней поверхности трубы в зоне разрыва отчетливо были видны сплошные коррозионные разъедания и продольные трещины. Глубина трещин составляла от 0,1 мм до сквозных на всю толщину стенки. Механические Испытания металла трубы дали удовлетворительные результаты.
По заключению лаборатории металловедения автозавода разрыв трубы произошел в результате коррозионной усталости металла. Ко-миссия не согласилась с указанным заключением, мотивируя свое несогласие тем, что коррозионная усталость возможна лишь при переменных тепловых напряжениях металла, а питательный трубопровод работал с постоянным режимом. В связи с этим материалы расследования аварии были переданы в другую лабораторию металлов.
В этой лаборатории подвергли металлографическому исследованию серию образцов, взятых из неповрежденного участка трубы после нагрева при температурах 600, 700, 850 и 950° С и установили условия, при которых в металле появляется видманштеттова структура. На этом основании лаборатория дала заключение, что причиной аварии явился перегрев металла, допущенный при изготовлении компенсатора.
Центральный котлотурбинпый институт (ЦКТИ), к которому обратилась комиссия, получив два разноречивых заключения, подтвердил мнение лаборатории автозавода.
Расчет компенсации температурного расширения трубы в ЦКТИ показал, что наибольшие компенсационные напряжения возникали на участке возле разорвавшегося колена. Весьма вероятно, чго в колене была овальность выше допустимой, вызывавшая значительные дополнительные напряжения на наружной части трубы, по которой произошло разрушение гиба. При высоких суммарных статических напряжениях от внутреннего давления и температурного расширения в условиях коррозионной активности среды даже сравнительно небольшие циклические изменения какого-либо из действующих напряжений (например, компенсационных вследствие колебания температуры воды) могли привести через соответствующий срок к усталостному разрушению металла.
3. В паропроводе, работающем с давлением пара 20 кгс/см*" и температурой 270° С, в период эксплуатации были выявлены дефект ы на двух участках - расслоение металла труб. Дефектные участки удалили и заменили новыми.
После ремонта паропровод ввели в эксплуатацию вопреки требованиям Правил устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды, предусматривающих предъявление трубопровода инспектору котлонадзора после ремонта, связанного со сваркой стыков, для наружного осмотра и гидравлического испытания.
Через несколько дней после пуска паропровода в эксплуатацию вследствие гидравлического удара произошло сотрясение эстакады, по которой был проложен паропровод, а через час после этого произошел его разрыв. Компенсатор и часть паропровода длиной 40 м упали с эстакады на землю, а другая часть длиной 30 м была заброшена на верх эстакады.
Разрыв паропровода произошел по сварному стыку замененного участка трубы, неудовлетворительно выполненного сварщиками. После ремонта качество сварных швов не проверялось.
4. На одной из ТЭЦ разорвало паропровод котла, работающего под давлением 32 кгс/см2 при температуре пара 400° С. Разрыв паропровода произошел в коническом переходе от трубы диаметром 219/200 мм к трубе диаметром 273/255 мм, изготовленном из шести лепестков, обжатых до диаметра 219/200 мм и сваренных электродуговой сваркой продольными швами встык.
Причиной разрыва конического перехода были сплошные глубокие непровары в вершинах продольных швов по всей длине. При разрыве произошло раскрытие на 140-180° трех лепестков и небольшое раскрытие по швам остальных лепестков, Глубина непровара
продольных и кольцевого швов составила до 80% от толщины стенки трубы. Смещение кромок отдельных швов составило 40% от толщины стенки трубы при норме не более 10%.
Проверкой установлено, что после ремонта паропровода с применением сварки его не предъявляли инспектору котлонадзора для технического освидетельствования. Шнуровые книги паропроводов велись неудовлетворительно: отсутствовали необходимые записи о произведенных ремонтах, данные о сварке, сертификаты на трубы и необходимые схемы паропроводов. Не производилось гидравлическое испытание паропроводов после их ремонта.
5. В процессе эксплуатации энергоблока, работавшего с давлением 100 кгс/см2 и температурой пара 540° С, машинист заметил образование свинца в одной из ниток главного паропровода. Примерно через 3 мин после этого произошел разрыв трубопровода. Немедленно были приняты меры по разгрузке ТЭЦ и прекращению работы котлов.
При осмотре на поврежденном участке паропровода был обнаружен разрыв трубы на длине 1,25 м с характерными признаками ползучести металла у места разрыва. Неразорвавшаяся часть трубы имела раздутие до 365 мм по диаметру против первоначального диаметра 325 мм. У одного сварного стыка труба оторвана по всей окружности от соседнего участка. Оставшийся целый участок трубопровода отогнут в сторону турбины.
Разрыв трубы произошел из-за того, что работники монтажного участка вместо трубы из стали марки 12ХМФ установили трубу из стали 20, предназначенную для питательного трубопровода. Установка деталей трубопровода производилась без сверки с чертежами.
После монтажа паропровода производилось стилоскопирование. Из-за небрежности стилоскописта сварочной лаборатории монтажного треста труба из стали 20 не была выявлена и по всем деталям трубопровода было дано положительное заключение.
6. На ГРЭС во время капитального ремонта котла был вырезан патрубок из контрольной трубы паропровода, изготовленной из стали 12Х1МФ, для проведения исследований структуры и механических свойств металла, предусмотренных «Инструкцией по наблюдению и контролю за металлом трубопроводов и котлов». На место этого патрубка была вварена вставка (катушка). Сертификатные данные металла трубы, из которой была вырезана катушка, не были проверены. И только в процессе эксплуатации выяснилось, что вставка была из углеродистой стали.
Согласно п. IV-8 указанной инструкции для вварки контрольных участков взамен вырезанных патрубков должны применяться запасные трубы, оставленные при монтаже паропроводов и переданные на ответственное хранение. Заказ таких труб предусматривается при поставке паропроводов. Эти трубы должны быть предварительно исследованы в исходном состоянии в полном объеме требований, предъявляемых к контрольным трубам.
Однако на ГРЭС врезка вставок (катушек) производилась из имевшейся в наличии трубы, не прошедшей необходимых исследований структуры и механических свойств метала.
Ошибка, допущенная при вварке вставки, могла вызвать аварию с тяжелыми последствиями.
Главтехуправление Минэнерго СССР главным инженерам электростанций, на которых имеются энергоустановки с температурой рабочей среды 450° С и выше, предложило:
Проверить наличие на электростанции запасных труб, их состояние и условия хранения, а также соответствие сертификатных данных запасных труб требованиям технических условий МРТУ 14-4-21-67;
Обеспечить строгое соблюдение требований «Инструкции по наблюдению ц контролю за металлом трубопроводов и котлов» при проведении контроля и наблюдения за паропроводами.
(Эксплуатационный циркуляр Главтехуправления Минэнерго СССР № Т-4/73)
7. В феврале 1977 г. на одном из котлов ТГМ-96 паропроизводительностью 480 т/ч с параметрами среды 140 кгс/см2 и 570° С произошел разрыв трубы диаметром 133 мм обводной линии питания котла на прямом участке, расположенном за регулирующим клапаном. Трубопровод работал при давлении 230 кгс/см2 и температуре среды 230° С.
Котел ТГМ-96 однобарабанный с естественной циркуляцией выполнен по П-образной схеме. Топочная камера с уравновешенной тягой полностью экранирована. Котел снабжен радиационноконвективным пароперегревателем, водяным экономайзером и регенеративными вращающимися воздухоподогревателями. Процессы питания котла, регулирования температуры перегретого пара и горения автоматизированы, предусмотрены необходимые средства тепловой защиты.
Сниженный узел питания котла, где произошел разрыв трубопровода, расположен перед фронтом котла на расстоянии 10 м от блочного щита управления и предназначен для питания котла в растопочном и эксплуатационном режиме. Он состоит из участка основного питательного трубопровода диаметром 325 мм и двух обводных линий диаметрами 133 мм и 76 мм.
При растопке котла с блочного щита управления дистанционно через регулирующий клапан включается трубопровод диаметром 76 мм. По достижении в котле давления 50 кгс/см2 дистанционно включается трубопровод диаметром 133 мм, а затем после подключения котла к станционным трубопроводам он переводится на автоматическое управление. Основной питательный трубопровод диаметром 325 мм включается в работу (сначала дистанционно, затем переводится на автоматическое управление) при достижении на котле нагрузки 70% от номинальной. Во время работы основного питательного трубопровода обводной трубопровод диаметром 133 мм является резервным и используется на 30-40% в автоматическом режиме при работе котла на сниженных нагрузках.
В момент аварии регулирующий питательный клапан на трубопроводе диаметром 325 мм был открыт на 75-85% и находился на автоматическом управлении. Регулирующий клапан на трубопроводе диаметром 133 мм был открыт частично и работал на дистанционном управлении, запорная арматура на трубопроводах диаметрами 325 и 133 мм открыта полностью, а на трубопроводе диаметром 76 мм закрыта. В результате разрыва часть трубопровода диаметром 133 мм отброшена от сниженного узла питания на 10,5 м к фронту котла, а другая его часть упала на основной питательный трубопровод. Обводной трубопровод диаметром 76 мм оторван в месте примыкания к трубопроводу диаметром 133 мм.
Установлено, что причиной разрыва явился эрозионный износ трубы на расстоянии 100мм от корпуса клапана походу воды. Износ произошел по всему периметру трубы с максимальным утонением
стенки по нижней образующей до 1,2 мм при исходной толщине стенки 10 мм. Эрозионный износ обнаружен также в аналогичной зоне питательного трубопровода.
На трубопроводе ранее был установлен регулирующий клапан шиберного типа. При малых расходах и неполном открытии шибера с профильным окном в виде прямоугольной щели поток среды направлен в верхнюю образующую трубопровода, что вызывает местную эрозию стенки трубы. Для предупреждения подобных явлений клапан шиберного типа был заменен клапаном с уплотнительной поверхностью в виде распределительной решетки с рядом цилиндрических отверстий, направляющих поток среды вдоль оси трубопровода. Однако эта замена в данном случае оказалась недостаточной для обеспечения надежной работы трубопровода.
Следует отметить, что интенсивность эрозионного износа трубопровода возрастает с увеличением перепада давления среды до регулирующего клапана и после него.
В связи с этой аварией Главтехуправление Минэнерго СССР предложило главным инженерам тепловых электростанций (циркулярное письмо № 1/77) проверить соблюдение требований «Инструкции по эксплуатационному осмотру питательных трубопроводов паровых котлов». Если при проверке будут обнаружены отклонения от требований инструкции, то необходимо при ближайшем останове оборудования, но не позднее июня 1977 г., провести внеочередную проверку состояния выходных патрубков регулирующей и дросселирующей арматуры и прилегающих к ним участков трубопроводов по всему периметру на длине не менее чем десять внутренних диаметров трубы по ходу движения среды. Проверке подлежат все узлы установки регулирующей и дросселирующей арматуры (питание, впрыски, встроенные пусковые узлы прямоточных котлов и др.). При проведении этих работ следует руководствоваться «Инструкцией по эксплуатационному осмотру питательных трубопроводов паровых котлов» и противоаварийным циркуляром № Т-4/72.
На хлебопекарных, кондитерских,
макаронных, пивобезалкогольных
и сахарных предприятиях применяются трубопроводы разного назначения:
для пара,
горячей воды, горючих и токсичных газов (аммиак, сернистый ангидрид),
легковоспламеняющихся и едких жидкостей (спирты, кислоты, щелочи).
Наиболее
распространенными являются трубопроводы пара и горячей воды,
эксплуатация
которых регламентируется «Правилами устройства и безопасной
эксплуатации
трубопроводов пара и горячей воды».
В
зависимости от рабочих параметров эти трубопроводы делятся на 4
категории
(табл. 9).
Таблица 9
На
хлебопекарных, кондитерских, макаронных и бродильных предприятиях
эксплуатируются трубопроводы третьей и четвертой категорий для пара с
температурой
не более 350°С и давлением меньше 2,2 МПа, горячей воды с
температурой более
115°С и давлением меньше 1,6 МПа, а на сахарных имеются
трубопроводы пара
первой и второй категорий.
По
сравнению с трубопроводами другого назначения паропроводы и
трубопроводы
горячей воды работают в более сложных условиях, так как, кроме
воздействия
собственной массы и массы находящихся в них рабочих сред, установленной
на них
арматуры, они находятся под воздействием массы теплоизоляции и
термических
переменных напряжений. Это совместное воздействие на трубопроводы,
находящиеся
одновременно под напряжениями растяжения, изгиба, сжатия и кручения,
вызывает
необходимость тщательного обоснования их механической прочности и
конструкций
для обеспечения безопасности при эксплуатации.
Основными
причинами аварий трубопроводов разного назначения, в том числе пара и
горячей воды, являются дефекты трубопроводов, допущенные при их
проектирования
ошибки при выборе материалов, схем и конструкций трубопроводов с учетом
свойств
транспортируемой среды; недостаточная оценка компенсации тепловых
удлинений
трубопроводов; отступление от проектов при строительно-монтажных
работах;
нарушения режима эксплуатации трубопроводов, в том числе
несвоевременный и
некачественный ремонт, переполнения, повреждения трубопроводов, течь
сальников;
ошибочные действия обслуживающего персонала; гидравлические удары;
нарушения
правил заполнения и опорожнения трубопроводов с горючими газами;
накапливание
статического электричества; несвоевременное и некачественное проведение
технического освидетельствования трубопроводов,
контрольно-измерительной
аппаратуры, приборов безопасности, запорной и регулирующей арматуры.
Меры,
обеспечивающие безопасную эксплуатацию трубопроводов разного
назначении,
можно разделить на проектно-строительные, организационные и контрольные.
Проектно-строительные меры включают выбор рациональной схемы
трубопровода и его
конструкции, проведение расчетов трубопровода на прочность и
компенсацию тепловых
удлинений, обновление рабочих параметров, способа прокладки и системы
трубопроводов и системы дренажа размещения опор, запорной арматуры и т.
п.
Схема
трубопроводов, их размещение и конструкция должны, кроме соблюдения
технологических требований обеспечивать безопасную эксплуатацию;
возможность
непосредственного наблюдения за техническим состоянием трубопровода;
доступность для технического освидетельствования и испытаний,
производства
монтажных и ремонтных работ; удобство обслуживания
контрольно-измерительной аппаратуры,
приборов безопасности, запорной и регулирующей арматуры. При этом
предусматривается монтаж горизонтальных участков паропроводов с уклоном
не
менее 0,002 и устройством дренажа; установка запорной арматуры по
направлению
движения среды в нижних точках каждого отключаемого задвижками участка
трубопровода спускных (дренажных) штуцеров с запорной арматурой для
опорожнения
трубопровода, а в верхних точках воздушников —для отвода
воздуха. На
паропроводах насыщенного пара и в тупиковых участках паропроводов
перегретого-
пара должны устанавливаться конденсационные горшки или другие
устройства для
непрерывного отвода конденсата с целью предупреждения разрушительных
гидравлических ударов.
Особое
внимание на трубопроводах пара и горячей воды уделяется расчету несущих
конструкций опор, подвесок на вертикальную нагрузку с учетом массы
заполненного
средой трубопровода и его теплоизоляции. Оковы также рассчитываются на
усилия
термического расширения трубопровода, которое может компенсироваться с
помощью
самокомпенсации, применения гнутых, линзовых с рубашкой и дренажными
трубами
или сальниковых компенсаторов. Для контроля термического перемещения на
опорах
паропроводов с внутренним диаметром 150 мм и более и температурой пара
300°С и
выше за счет тепловых удлинений должны устанавливаются указатели
(репера)
перемещений.
Трубопроводы горючих и токсичных газов должны быть оснащены штуцерами с
запорными устройствами для заполнения трубопровода инертным газом с
целью
обеспечения безопасности процесса наполнения его рабочей средой и
опорожнения
от нее.
Трубопроводы, подлежащие регистрации в органах Госпроматомнадзора,
могут монтироваться
только организациями, имеющими на это разрешение местного органа
Госпроматомнадзора. К сварочным работам на трубопроводах допускаются
сварщики, прошедшие
экзамена, имеющие удостоверение установленного образца, и только по тем
видам
сварочных работ, которые указаны в удостоверении.
Все
сварные соединения на трубопроводах разного назначения контролируются
внешним осмотром и измерением, ультразвуковой дефектоскопией,
просвечиванием,
механическим испытанием, металлографическим исследованием,
гидравлическим
испытанием.
В целях
упрощения и сокращения срока определения назначения трубопровода
установлена определенная опознавательная окраска. Цвета опознавательной
окраски
трубопроводов, транспортирующих разные вещества, приведены в табл. 10.
Трубопроводы с наиболее опасными по свойствам веществами дополнительно
к
опознавательной окраске маркируются предупреждающими цветными кольцами.
Их число
и цвет зависят от степени опасности и рабочих параметров
транспортируемого
вещества. Например, на трубопроводы насыщенного пара и горячей воды с
давлением
0,1—1,6 МПа и температурой 120— 250 X наносится
одно кольцо, а с давлением
более 18,4 МПа и температурой выше 120°С —три.
Организационные меры включают регистрацию трубопроводов, их
периодическое
техническое освидетельствование, испытания на прочность и плотность,
обучение и
аттестацию обслуживающего персонала и систематическую проверку его
знаний, ведение
технической документации и другие организационные мероприятия по
обеспечению
безопасной эксплуатации трубопроводов и их ремонта.
Перед
вводом в эксплуатацию трубопроводы разного назначения подвергаются
техническому освидетельствованию и регистрации в органах
Госпроматомнадзора или
на предприятиях, являющихся владельцем трубопровода. Разрешение на
эксплуатацию
трубопроводов, подлежащих регистрации в органах Госпроматомнадзора,
выдает
инспектор Госпроматомнадзора после оформления регистрации, а
нерегистрируемых —
работник предприятия, ответственный за их исправное состояние и
безопасную
эксплуатацию на основе проверки документации и результатов проведенного
им
освидетельствования. Разрешение регистрируется в паспорте трубопровода.
Техническое освидетельствование трубопроводов пара и горячен воды
производит
администрация предприятия в следующие сроки: наружный осмотр не реже 1
раза в
год и гидравлические испытания трубопроводов, не подлежащих регистрации
в
органах Госпроматомнадзора, перед пуском в эксплуатацию после монтажа,
связанного со сваркой, ремонта, а также после консервации трубопровода
более 2
лет.
Трубопроводы, зарегистрированные в местных органах Госпроматомнадзора,
помимо
освидетельствований, проводимых администрацией предприятия,
подвергаются
освидетельствованию инспектором Госпроматомнадзора в присутствии лица,
ответственного за исправное состояние и безопасную эксплуатацию
трубопроводов,
в следующие сроки: наружный осмотр —не реже 1 раза в 3 года;
наружный осмотр и
гидравлическое испытание — перед пуском вновь смонтированного
трубопровода, а
также после ремонта со сваркой и пуска после консервации
боле« двух лет.
К
обслуживанию трубопроводов разного назначения допускаются лица не
моложе 18
лет, прошедшие медицинский осмотр, обученные по соответствующей
программе,
имеющие удостоверение квалификационной комиссии на право обслуживания
трубопроводов и знающие производственную инструкцию. Они не реже 1 раза
в 12
мес проходят проверку знаний с оформлением в установленном порядке
сдачи
экзаменов.
На каждый
трубопровод должны вестись паспорт, схема с указанием всех арматур и
аппаратуры.
Контрольные меры осуществляются с помощью
контрольно-измерительной
аппаратуры, приборов безопасности, запорной и регулирующей арматуры,
которые
должны быть расположены на трубопроводах в доступных для обслуживания
местах,
снабжены площадками, лестницами или иметь дистанционное
управление.
К трубопроводам пара и горячей воды на ТЭЦ относится: сетевые трубопроводы (теплофикационная установка), РОУ, паропроводы от паровых котлов до РОУ
7.1. Теплофикационная установка.
7.1.1. Схема теплофикационной установки.
Сетевая вода после потребителя через задвижку № Б-26, грязевик, задвижку № Б-27 поступает на всас сетевых насосов двумя потоками. Непосредственно на сетевые насосы через задвижку № Б-28, Б-43 и через конденсатоохладители. После сетевых насосов вода поступает в напорный коллектор из которого по трубопроводам направляется параллельными потоками через ПСВ, водогрейные котлы, где нагревается, и далее в выходной коллектор через задвижку № Б-9 (Б-8-3) к потребителю, регулировка температуры производится увеличением (уменьшением) нагрузки на водогрейных котлах, ПСВ и изменением подачи холодной (обратной) воды через узел регулятора температуры (РТ, задв. Б-10) с напорного коллектора сетевых насосов в коллектор прямой сетевой воды. Из ТЭЦ подача сетевой производится по направлениям: «Завод», «Город»; схемой предусмотрено отдельная регулировка температуры по направлениям (задвижки Б-9, Б-8-3, Б-8-3а).
Для компенсации утечек в теплосети предусмотрен узел подпитки.
Давление подпиточной воды поддерживается автоматически, в зависимости от давления в обратном трубопроводе. Давление сетевой воды в обратном трубопроводе поддерживается 2,5кгс/см 2 . Предусмотрен предохранительно-сбросной клапан на трубопроводе обратной сетевой воды который настроен на срабатывание при давлении 3,2кгс/см 2 .
7.1.2.Подготовка к пуску.
Путем осмотра убедиться в исправности трубопроводов, фланцевых соединении, арматуры. Проверить наличие и исправность приборов в предусмотренных местах.
Осмотреть оборудование: водогрейные котлы, подогреватели сетевой воды, РОУ, охладители конденсата, насосы, грязевик.
Подготовить к пуску насосы сетевой воды, конденсатные, подпиточные и насосы рециркуляции согласно инструкции. И проверить их путем кратковременного пуска.
Собрать схему для заполнения теплофикационной установки и теплосети для чего открыть задвижки:
1. на всасе и напоре сетевых насосах № Б-14-1÷4 ; № Б-55, 56, 57, 58;
2. на охладителях конденсата № 1,2,3 на входе и выходе;
3. на подпиточных насосах № 1,2,3; на насосах аварийной подпитки № 1,2 на всасе и напоре, собрать схему подачи подпиточной воды в обратную т/сеть;
4. открыть задвижки № Б-9, 10, 43, 26, 27;
5. на водогрейном котле или ПСВ на входе и выходе;
6. на баках аварийной подпитки, на насосы АВР;
7. открыть воздушники на обратной т/сети, водогрейных котлах, ПСВ, трубопроводах прямого и обратного водогрейных котлов (отм. 10м. площадка ДСА№ 3,4).
Остальные все задвижки на трубопроводах должны быть закрыты.
7.1.3. Заполнение системы.
Заполнение системы теплофикационной установки и теплосети для работы производится деаэрированной водой с деаэраторов № 1,2, для чего, открывается подача воды с деаэраторов через подпиточный узел в трубопровод обратной сетевой воды. Вода с деаэраторов самотеком поступает в т/сеть.
После поднятия давления в т/сети до 0,8÷1кгс/см 2 , включается в работу подпиточный насос и клапаном отрегулируется расход воды 10-20 т/час; заполнение т/сети идет до тех пор пока давление не поднимется до 2,5-3кгс/см 2 и через воздушники не пойдет вода. После этого закрываются задвижки на напорных трубопроводах сетевых насосов и задвижки № Б-8 на бойлерах. Закрываются воздушники. Включается автоматика подпитки т/сети (переведя ключ на блоке управления с положения «дист» на «АВТ»). При заполнении т/сети допускается параллельное заполнение сетевых насосов и ПСВ, конденсатоохладителей и водогрейного котла.
7.1.4. Включение системы на циркуляцию.
Включают один из сетевых насосов и прокачивают воду по системе, поддерживая подпиткой в обратном трубопроводе давление 2,5÷3кгс/см 2 и спуская периодически воздух из системы. Путем подключения сетевых насосов доводят давление в трубопроводе прямой сетевой воды до рабочего, поднятие производят постепенно, внимательно следя за давлением в обратной сетевой воде. Давление в трубопроводе прямой сетевой воды регулируется нагнетательными задвижками сетевых насосов. Система считается заполненной, если подпитка не будет превышать 10-15т/час через 1 час работы насосов.
После включения системы на циркуляцию необходимо осмотреть все трубопроводы, арматуру и наличие не плотностей, все не плотности устраняются. Включаются в работу бойлерная установка или водогрейный котел.
В начальный период работы теплофикационной установки наблюдается большое скопление воздуха в сетевой воде, поэтому нужно периодически через 30-45 минут спускать воздух через воздушники верхних точек трубопроводов и оборудования.
Строго следить за подпиткой, т.к. в этот период происходит заполнение водой отопительных систем.
7.1.5. Обслуживание теплофикационной установки во время работы.
Оперативный персонал обслуживающий теплофикационную установку во время работы должен производить проверку работы (обход-осмотр) оборудования, механизмов, КИПиА с периодичностью не реже чем через 1 час.
Оперативный персонал должен следить за:
Температурой прямой сетевой воды и поддерживать по графику, в зависимости от температуры наружного воздуха (среднесуточной).
Отклонения от заданного режима должны быть не более:
1. По температуре прямой сетевой воды ± 3%;
2. По давлению в прямой сетевой воды ± 5% ;
3. По давлению в обратном трубопроводе ± 0,2 кгс/см 2 .
Изменение температуры на выходе из ТЭЦ должно быть равномерным со скоростью, не превышающей 30 0 С в час.
Температура обратной сетевой воды не должна превышать 70 о С, во избежание срыва сетевых насосов (запаривания).
Давление воды перед сетевыми насосами должно быть не менее 0,5кгс/см 2 , а при нормальном режиме 1,5-2,0 кгс/ см 2 во избежание подсоса воздуха в систему.
При наличии нагрузки горячего водоснабжения (ГВС) минимальная температура в подающем трубопроводе должна быть не ниже 70 0 С.
7.1.6. Вспомогательное оборудование теплофикационной установки.
7.1.6.1. Сетевые насосы.
Сетевые насосы предназначены для обеспечения циркуляции воды в т/сети, в схеме предусмотрены 4 насоса, работающих параллельно.
Эл. питание сетевых насосов предусмотрено раздельное т.е. с различных источников питания: СЭН№1,4 запитаны с 1-й секции шин (С.Ш.), СЭН № 2,3 со 2-й С.Ш.. Для обеспечения более безопасной и надежной работы теплофикационной установки в работе необходимо держать насосы запитанные с различных С.Ш..
Цепи управления задвижками оснащены блокировками.
Включение СЭН № 2,3,4 осуществляется на закрытые задвижки 57,56,65 соответственно. Цепи управления насосов и задвижек сблокированы, т.е. при открытой задвижке насос не включается.
Задвижки на напоре сетевых насосов № 57,56,65 включены в систему защиты т/сети, при отключении работающего сетевого насоса задвижка на напоре автоматически закрывается, для этого необходимо, чтобы избиратель управления (ИУ) задвижками находился в положении «дистанционное».
Избиратель управления задвижками имеет три положения:
1. отключено
2. местное
3. дистанционное
При местном управлении задвижка управляется кнопками у насоса «Откр.», «Закр», при необходимости останова задвижки в промежуточном положении нажимается кнопка «Стоп».
При установке ИУ задвижки в положение «Дист», задвижка управляется кнопками «Откр.», «Закр» на тепловом щите, останов задвижки в промежуточном положении происходит при отпускании кнопки управления.
Техническая характеристика.
Сетевой насос. Производительность 350 м 3 /час.
№ 1 Напор 9,0 кгс/см 2 .
ЗВ-200 х2 Мощность эл.двигателя 125 кВт.
Напряжение 0,4 кВ.
Число оборотов 1460 об/мин.
Сетевые насосы Производительность 1250 кгс/см 2 .
№ 2,3,4. Тип
Д 1250-125а. Напор 9-12,5кгс/см 2 .
Мощность эл.двигателя 630 кВт.
Напряжение 6кВ.
Число оборотов 1450 об/мин.
Ток /максим/ 72 А.
Порядок подготовки к пуску, пуск в работу, обслуживание во время работы, вывод ремонт сетевых насосов.
Сетевые насосы должны запускаться под руководством начальника смены, а в его отсутствие под руководством старшего машиниста котельной. После выхода из капитального или среднего ремонта, а также перед началом отопительного сезона – в присутствии начальника котельного и эл. цеха.
Сборка тепловой схемы, электросхемы и схемы КИП производится соответствующими специалистами смены по распоряжению начальника смены.
Внешним осмотром убедиться в исправности насоса:
1. наличие пальцев на полумуфтах;
2. надежность крепления ограждения п/муфт насоса и эл. двигателя;
3. наличие запаса сальниковой набивки на насосе и запорной арматуре;
4. наличие исправности манометров;
5. состояние анкерных болтов;
6. заземление эл. двигателя;
7. отсутствие посторонних предметов.
Убедится, что задвижка на напоре насоса закрыта (горит зеленая лампочка на пульте управления).
Открыть задвижку на всасе насоса, заполнить насос водой.
Избиратель управления задвижками установить в положение « дистанционно».
Ключом управления включить насос в работу, наблюдая за амперметром насоса, время пускового тока не должно превышать 10сек, если дольше, то насос необходимо отключить и выяснить причину неисправности.
После включения эл. двигателя насоса необходимо открыть задвижку на нагнетание следя за давлением в сети и током эл. двигателя.
Работа насоса на закрытую задвижку, во избежание перегрева воды, более 2-3 минут не допускается.
Во время работы следить за показаниями приборов, нагревом сальников и подшипников; температура подшипников не должна быть более температуры в помещении чем на 40-50 о С и не должна превышать 70 о С. Подтяжка сальников должна быть такой, чтобы вода из них просачивалась непрерывно редкими каплями.
Не допускать перегруза насоса, следя за нагрузкой по амперметру.
Резкие колебания стрелок приборов, а также шум и повышенная вибрация – это ненормальная работа; в этом случае необходимо остановить насос для устранения неисправностей.
Во время работы насоса категорически запрещается: вести на нем какие-либо ремонтные работы, регулировать затяжку сальников, оставлять на насосе посторонние предметы.
Останов насоса производится кнопкой «стоп» у каждого насоса или ключом дистанционного управления – после медленного закрытия (полного) задвижки на нагнетании, за исключением аварийных случаев.
У насосов, находящихся в резерве эл.схемы должны быть собраны, задвижки на всасе открыты.
При выводе в ремонт, насос должен быть отключен по воде (открыт спускник), разбирается эл. схема. На запорную арматуру и ключи управления вывешиваются таблички.
7.1.6.2. Подпиточный узел.
Подпиточный узел предназначен для компенсации утечек в т/сети и поддержании заданного давления в обратной теплосети. В качестве подпиточной воды применяется химочищенная деаэрированная вода. Схемой предусмотрена подача на подпитку речной воды, подпитка речной водой производится только в аварийных ситуациях с разрешения главного инженера.
Схема подпитки следующая: вода с деаэраторов поступает на подпиточные насосы откуда под напором, через регулирующий клапан, поступает в трубопровод обратной теплосети, регулирующий клапан автоматически поддерживает необходимое давление (2,5 кгс/см 2). Для производства ремонтных работ на клапане предусмотрена обводная линия (байпас).
Питательные насосы оборудованы АВР, т.е. при отключении работающего насоса автоматически включается в работу насос находящийся в резерве, для этого необходимо, чтобы ИУ резервного насоса находился в положении «резерв».
Техническая характеристика:
Подпиточные насосы Производительность 150м 3 /час.
сетевой воды Напор 5,0 кгс/см 2 .
№ 1,2,3 Тип К-80-50.
Мощность эл.двигателя 15квт.
Число оборотов 2990об/мин.
7.1.6.3. Узел аварийной подпитки.
Для аварийных ситуаций (порыв в теплосетях, резкое увеличение подпитки, выход из строя подпиточных насосов) предусмотрена аварийная подпитка т/сети, она включает в себя аварийные насосы и баки аварийной подпитки. Принцип работы следующий: при резком снижении давления в обратной т/сети автоматически включается насос аварийной подпитки и поднимает давление до рабочего, после чего отключается. Аварийная подпитка производится деаэрированной или химочищеной водой из баков АВР. Схемой предусмотрена работа насосов АВР в режиме подпиточных насосов (через регулировочный клапан, с ДСА). Насос аварийной подпитки № 3 дополнительно предназначен для подачи воды из баков АВР в деаэраторы.
Для включения насосов находящиеся в режиме АВР необходимо, чтобы ИУ насоса находился в положении «резерв».
Техническая характеристика:
Насосы АВР № 1,2,3 Производительность 90м 3 /час.
Тип К-90/50.
Напор 4,3кгс/см 2 .
Мощность эл.двигателя 18,5квт.
Число оборотов 2900об/мин.
Баки аварийной подпитки Полезный объем 300 м 3
№1,2 (общий)
7.1.7. Действия во время аварийных ситуаций.
7.1.7.1. Порыв в теплосетях (увеличенная подпитка).
При обнаружении повышенной подпитки (порыва в т/сетях) необходимо немедленно поставить об этом в известность начальника смены. Во время повышенной подпитки вести постоянный контроль за работой автоматики подпиточного узла, при сбое автоматики или недостаточной скорости работы регулирующего клапана необходимо перевести ИУ клапана на дистанционное управление. Следить за уровнем воды в ДСА, работающих на подпитку т/сети, и в баках АВР, поддерживая в них рабочий уровень, сообщить работникам ХВП об увеличенном потреблении деаэрированной, химочищенной воды. Вести контроль за работой насосов аварийной подпитки (своевременного включения и отключения), в случае сбоя в автоматике необходимо перевести управление насосов на дистанционное управление, для чего ключ управления перевести в положение «дист».
В случае если мощности подпиточного узла или ХВП не хватает для компенсации утечки и наблюдается тенденция к снижению давления в обратной т/сети необходимо произвести останов находящегося в работе водогрейного котла или ПСВ (по распоряжению начальника смены) и снизить давление в прямой т/сети до 4-5 кгс/см 2 (снижение давления производить только при снижении температуры после котла или бойлера до 140 0 С). При дальнейшем снижении давления в трубопроводе обратной т/сети необходимо (по распоряжению начальника смены) снизить давление в прямой т/сети, вплоть до отключения сетевых насосов и оставить т/сеть под давлением обратной т/сети 2,5кгс/см 2 .
После устранения неисправностей (порывов) в т/сети и снижения подпитки до 30т/час необходимо (по распоряжению начальника смены) произвести включение в работу сетевых насосов и восстановление гидравлического режима работы, после чего включить в работу водогрейный котел или ПСВ.
7.1.7.2. Гидроудары в теплосетях.
Гидроудары в т/сетях могут возникнуть из за вскипание воды и образование сжимаемой фазы в трубной системе котла, бойлера, рециркуляционных трубопроводах и трубопроводах прямой сетевой воды (т.е. в гидравлическом тракте) это происходит при снижении давления сетевой воды ниже температуры насыщения воды. Причиной является утечка в системе, превышающих мощность подпиточного узла, а также в случаях исчезновения напряжения на одном или всех работающих сетевых насосах (их останове).
Действия персонала:
В случае исчезновения напряжения на одном из работающих сетевых насосов или отключением его защитой, для исключения самозапуска насоса, обслуживающий персонал обязан установить ключи управления в положение «Отключено»;
В следствии понижения давления сетевой воды:
1. При работе на водогрейном котле ниже 8кгс/см 2 произойдет отключение котла защитой.
2. При работе на ПСВ – резко повысится давление пара в корпусе ПСВ и на РОУ № 3,4, срабатывают предохранительные клапана РОУ, оперативный персонал обязан немедленно закрыть задвижки подачи пара на ПСВ.
При отключении одного из сетевых насосов повторное включение или выключение резервного насоса допускается, если давление за котлом, бойлером будет более 5,5кгс/см 2 и температура воды за котлом, бойлером менее 161 о С.
В случае падения давления воды ниже 5,5кгс/см 2 необходимо отключить все сетевые насосы.
Давление в обратном сетевом трубопроводе при отключении сетевых насосов повысится до 4-4,5кгс/см 2 и в дальнейшем поддерживаться на данном уровне подпиточным узлом, для предотвращения срабатывания воды через предохранительный клапан на обратной сетевой воде необходимо на его рычаг повесить дополнительный груз (находится возле предохранительного клапана, окрашен в красный цвет с белыми полосами).
Необходимо помнить, что при отключении сетевых насосов образуется сжимаемая фаза наличия пара в котле, бойлере в трубопроводах рециркуляции и прямой сетевой воды. Для ее ликвидации производится расхолаживание котла со скоростью, равной мощности подпиточного узла, насосы рециркуляции должны находится в работе.
Контролируется наличие паровых пробок в котле, бойлере и трубопроводах через «воздушники». При появлении из «воздушников» воды, последние закрываются.
Включение сетевого насоса производится только в случае отсутствия сжимаемой фазы /пара/ на всех «воздушниках» и снижение подпитки т/сети до среднего значения или несколько большего. В случае, если расход подпиточной воды не снизился до прежнего уровня, необходимо еще раз проверить все воздушники. Увеличенная подпитка при отсутствии пара на воздушниках свидетельствует о порыве теплотрассы. Во избежание размораживания трубопроводов потребителей необходимо включить сетевой насос для циркуляции воды.
Пуск сетевого насоса производится на закрытую задвижку, и медленному ее открытию со скоростью подъема давления в трубопроводе прямой сетевой воды, равной 0,2кгс/см 2 в минуту.
В случае появления гидроударов при открытии задвижки на нагнетание СЭН последняя должна быть закрыта, насос остановлен и вновь проверены все «воздушники».
После проверки всех воздушников и удаления пара вновь запустить сетевой насос. При пуске сетевого насоса контролируется расход сетевой воды и температуры сетевой воды за котлом и бойлером на выходе из ТЭЦ, при снижении давления в обратном трубопроводе до 3,2 кгс/см 2 дополнительный груз с предохранительного клапана необходимо снять.
При повышении давления в трубопроводе прямой сетевой воды до 5,6кгс/см 2 , наличии циркуляции воды, отсутствии гидроударов в системе, и при давлении в трубопроводе обратной сетевой воды 2,5кгс/см 2 путем включения дополнительных сетевых насосов доводя гидравлический режим теплосети до заданного.
При снижении расхода подпиточной воды до 30т/час производят пуск котла, бойлера.
7.1.8. КИП, сигнализация, дистанционное управление, авторегулирование.
Показывающие самопишущие приборы:
1. Давление в трубопроводе прямой сетевой воды.
2. Давление в трубопроводе обратной сетевой воды до грязевика и после грязевика.
3. Расход прямой и обратной сетевой воды.
4. Температура в трубопроводах прямой и обратной на город (с города).
5. Температура сетевой воды на завод.
6. Температура сетевой воды в обратном трубопроводе (общая).
7. Расход воды на подпитку т/сети.
Автоматическое регулирование:
1. Расход воды на подпитку т/сети;
Для дистанционного управления каким-либо из параметров, переключатель на блоке управления соответствующего регулятора переводится в положение «дистанционно» и управление регулирующим органом производится кнопками «больше», «меньше», положение регулирующих органов контролируется по индикаторам положения.
Дистанционное управление осуществляется по следующим параметрам:
1. Давление в трубопроводе прямой т/сети (задв. 56,55,57).
2. Регулятор температуры прямой сетевой воды (Р.Т.).
Технологическая сигнализация осуществляется по следующим параметрам:
1. Повышение давления прямой сетевой воды до 8,4кгс/см 2 .
2. Понижение давления прямой сетевой воды до 7,6кгс/см 2 .
3. Понижение давления обратной сетевой воды до 2,3кгс/см 2 .
4. Повышение давления обратной сетевой воды до 2,7кгс/см 2 .
5. Уровень в ПСВ: понижение до –200мм,
повышение до +200мм.
Схема защиты обеспечивает восстановление заданных параметров:
1. Включение в работу резервного подпиточного насоса АВР.
2. Включение насоса аварийной подпитки при падении давления обратной сетевой воды до 2,2кгс/см 2 ; отключение насоса аварийной подпитки при достижении давления обратной сетевой воды до 2,1кгс/см 2 .
7.2. Редукционно-охладительные установки.
7.2.1.Описание, техническая характеристика.
РОУ – редукционно-охладительная установка предназначена для понижения давления пара, идущего от котлов на бойлер и в цеха завода на технологию (с РОУ№5 пар подается только на ДСА) и частичного снижения температуры за счет дросселирования. Установки снабжены автоматическими и дистанционными регуляторами давления, запорной арматурой (задвижками на входе острого пара и выходе редуцированного пара), предохранительными клапанами, системой дренажей, на входе и выходе пара установлены манометры.
РОУ-редукционно Производительность 40т/час (РОУ№ 3,4)
охладительные 30 т/час (РОУ№1)
установки 20 т/час (РОУ№5)
Давление острого пара 13кгс/см 2. .
Температура до РОУ 250 о С.
Давление пара после РОУ 2-2,5кгс/см 2 .
Температура после РОУ 180 о С.
7.2.2. Подготовка к пуску, пуск в работу, обслуживание во время работы.
Перед пуском в работу необходимо путем обхода-осмотра необходимо убедится в исправности паропроводов, фланцевых соединений, арматуры и опор, проверить наличие манометров, убедится в наличии напряжения на управлении арматурой. При закрытых задвижках на входе и выходе опробовать работу регулирующего клапана после чего его закрыть. Проверить исправное состояние вентиле и дренажей, после чего закрыть их.
Для пуска в работу необходимо:
Открыть вентиль дренажа перед входной задвижкой и прогреть паропровод от ГПК (главного парового коллектора);
Медленно приоткрывая входную задвижку прогреть РОУ, давление при этом не должно превышать 0,2 – 0,5 кгс/см 2 , время прогрева не менее 20 мин.;
Во время прогрева производится проверка срабатывания предохранительного клапана, путем принудительного подрыва;
После прогрева открывается выходная задвижка;
Производится подъем давления регулирующим клапаном, подъем давления ведется со скоростью 0,1-0,15кгс/см 2 в минуту;
Закрываются дренажи по высокой и низкой стороне.
Во время работы РОУ необходимо вести наблюдения за параметрами пара и расходом, разовое изменение нагрузки не должно превышать 2-4т/час. При работе т/генератора необходимо помнить, что паровая турбина работает с противодавлением (подача пара после турбины на паровой коллектор РОУ) и при изменении на ней нагрузки, для сохранения параметров подаваемого пара потребителям, необходимо соответственно изменять нагрузку на РОУ. Периодически производить обходы осмотры во время которых обращать внимание на исправность паропроводов, фланцевых соединений, арматуры и опор, манометров. Производить периодические проверки срабатывания предохранительных клапанов (1 раз в неделю, по графику), путем их принудительного подрыва, проверка производится в присутствии начальника смены или начальника котельного цеха.
7.2.3. Останов, аварийный останов.
При выключении РОУ из работы необходимо:
Постепенно снизить нагрузку регулирующим клапаном, перераспределяя нагрузку на другие РОУ;
Открыть вентиль дренажа после РОУ (перед выходной задвижкой);
Закрыть входную задвижку;
Для остановки на длительное время необходимо закрыть задвижку на выходе РОУ;
РОУ должно быть немедленно остановлено в случаях:
Разрыва паропровода;
Неисправности манометров и невозможности их замены;
Неисправности предохранительного клапана;
В случае пожара угрожающего персоналу или могущего привести к развитию аварии.
7.2.4. Вывод в ремонт.
Ремонт РОУ производится с оформлением наряда-допуска.
Для вывода РОУ в ремонт необходимо произвести действия указанные в П7.2.3. для его останова, после чего необходимо разобрать эл. схеы приводов арматуры и вывесить запрещающие плакаты, запорная арматура должна быть закрыта на замки (с помощью цепей). Перед допуском ремонтного персонала к ремонту необходимо убедится в отсутствии давления по манометру и открытием связи с атмосферой.
7.3. Паропроводы высокого давления, от паровых котлов до РОУ.
7.3.1. Описание, схема паропроводов.
Паропроводы предназначены для подачи пара от паровых котлов до ГПК откуда он подается на РОУ и паровую турбину.
Конструкция трубопроводов выполнена из стальных труб, соединенных сваркой; Присоединение арматуры к трубопроводам фланцевое и бесфланцевое (приваное). Для обеспечения температурных расширений имеются компенсаторы. Трубопроводы проложены с использованием опор и подвесок. Дренажные и воздушные вентили, установленные на трубопроводах, обеспечивают сброс среды при эксплуатации и при выводе в ремонт. Снаружи трубопроводы имеют теплоизоляционное покрытие. Для контроля за параметрами трубопроводы оснащены средствами КИП (манометрами, термометрами).
7.3.2. Подготовка к пуску, пуск в работу, обслуживание во время работы.
7.3.2.1.Подготовка к пуску.
Включает следующее:
Проверку технического состояния трубопровода и его элементов наружным осмотром (компенсаторы, КИП и А, изоляция; отсутствие посторонних предметов, загромождений);
Проверку и установку (согласно схемы) положения арматуры (открыто, закрыто);
Проверку исправности и готовности к работе КИП и А (манометры установить с помощью трехходовых кранов в рабочее положение; перед установкой термометра в гильзу залить минеральное масло; дежурному электромонтеру ТАИ проверить подключение датчиков, приборов);
Проверку исправности и готовности к работе оборудования (в том числе резервного), включаемого в работу совместно с трубопроводом;
Проверку безопасности (отсутствие посторонних предметов, загромождений, наличие ограждений, изоляции, знаков безопасности); отсутствие ремонтных работ, посторонних лиц на пускаемом в работу трубопроводе и его элементах.
7.3.2.2.Пуск в работу паропровода.
Прогрев паропровода осуществлять медленной подачей пара в паропровод при открытых дренажах на всей протяженности трубопровода. Если через дренажи не обеспечить сброс конденсата, оставшегося в паропроводе, то при подаче пара обязательно возникнут гидроудары могущие привести к разрывам. Сигналом к закрытию дренажа служит выход насыщенного (без крупных капель воды) пара. Это также, является и сигналом к завершению прогрева определенного участка паропровода. В случае появления гидравлических ударов в трубопроводе, немедленно снизить количество пара, подаваемого на прогрев; в отдельных случаях и прекратить полностью с последующей проверкой системы дренажей. Время прогрева паропровода зависит от длины участка; необходимо при прогреве постоянно контролировать прогреваемость массивных элементов (фланцы, арматура) и, соответственно, при прогреве обеспечить контроль за состоянием соединений, опор, компенсаторов, видимых сварных швов.
7.3.2.3. Работа паропроводов.
Во время работы оперативный персонал должен следить за исправностью трубопроводов, их элементов (арматуры, дренажных линий, компенсаторов, соединений), КИП и А и обеспечивать рабочие параметры (по заданному графику).
7.3.3. Останов, аварийный останов. Останов паропровода.
Останов трубопровода производится совместно с оборудованием (котел, ПСВ) или автономно (участок паропровода) путем медленного снижения давления в трубопроводе и доведения его до полного падения. После останова на паропроводе открыть дренажные линии для удаления конденсата.
Аварийный останов паропровода. Производится в случаях:
Разрыва трубопровода;
Пожара или других стихийных бедствий, угрожающих персоналу и оборудованию.
При аварийном останове немедленно (совместно с оборудованием согласно инструкции по эксплуатации) произвести отключение трубопровода (закрытие запорной арматуры на трубопровод или его участок).
7.3.4. Вывод в ремонт.
Ремонт трубопровода производится по наряду – допуску, выданному в установленном порядке.
До начала ремонта трубопровод должен быть отделен от оборудования и всех других трубопроводов заглушками или отсоединен. При бесфланцевой арматуре отключение производится двумя запорными органами (вентиль, задвижка) при наличии между ними дренажного устройства диаметром условного прохода не менее 32мм., имеющего соединение с атмосферой. Приводы задвижек, вентилей должны быть заперты на замок. Толщина применяемых при отключении заглушек и фланцев определяется расчетом. Заглушка должна иметь выступающую часть (хвостовик).
Прокладки между фланцем и заглушкой должны быть без хвостовиков.
Перед допуском ремонтного персонала к ремонту необходимо убедится в отсутствии давления по манометру и открытием связи с атмосферой.
1. Область применения. .......................................................................................... 2
3. Обозначения и сокращения …………………………………………………... 2
4. Общие положения… …………………………………………………………… 3
5. Эксплуатация паровых и водогрейных котлов и КВО. …………………... 4
5.1. Эксплуатация паровых котлов и КВО …………………………………… 4
5.1.1. Техническая характеристика котла К-50-14/250………………………………………….. 4
5.1.2. Краткое описание котла…………………………………………………………………….. 4
5.1.3. Подготовка котлоагрегата к растопке……………………………………………………… 5
5.1.4. Начало растопки котла……………………………………………………………………… 7
5.1.5. Порядок растопки…………………………………………………………………………… 8
5.1.6. Включение котла в общий паропровод…………………………………………………… 9
5.1.7. Обслуживание работающего котла………………………………………………………... 10
5.1.8. Останов котла……………………………………………………………………………….. 12
5.1.9. Аварийный останов котла………………………………………………………………….. 13
5.1.10. Эксплуатация КИПиА……………………………………………………………………... 14
5.1.11. Вывод котла в ремонт……………………………………………………………………… 17
5.1.12. Эксплуатация котельно-вспомогательного оборудования……………………………… 18
5.1.12.1. Тягодутьевые машины…………………………………………………………………… 18
5.1.12.2.Система пылеприготовления. …………………………………………………………... 19
Скребковый питатель СПУ 500/4060…………………………………………………… 19
Молотковая мельница ММА – 1300/944………………………………………………. 19
5.1.12.3. Скруббер центробежный МП-ВТИ……………………………………………………… 21
5.1.12.4. Питательные трубопроводы и насосы.............................................................................. 23
5.2. Эксплуатация водогрейных котлов и КВО… ………………...………….. 24
5.2.1. Техническая характеристика котла КВГМ-50/150………………………………………. 24
5.2.2. Краткое описание котла……………………………………………………………………... 24
5.2.3. Подготовка котлоагрегата к растопке………………………………………………… .…. 26
5.2.4. Растопка котлоагрегата……………………………………………………………………... 28
5.2.5. Обслуживание котла во время эксплуатации…………………………………………...…. 29
5.2.5.1.Перевод горелок со сжигания газа на сжигание мазута……………………………..….. 30
5.2.5.2. Перевод горелок при работе на мазуте на сжигание газа…………………………….… 30
5.2.6. Останов котла…………………………………………………………………………..……. 31
5.2.6.1.Останов котла работающего на мазуте………………………………………………..….. 31
5 .2.6.2. Останов котла работающего на газе…………………………………………………..…. 31
5.2.7. Аварийный останов котла………………………………………………………………...… 31
5.2.8. КИП и А, сигнализация, средства дистанционного управления, защиты………………. 32
5.2.9. Вывод котлоагрегата в ремонт……………………………………………………………… 34
5.2.10. Эксплуатация котельно-вспомогательного оборудования…………………………..….. 35
5.2.10.1. Тягодутьевые машины………………………………………………………………...… 35
5.2.10.2. Насосы рецеркуляции………………………………………………………………...…. 35
6 .Эксплуатация сосудов работающих под давлением……………………..… 36
6.1. Эксплуатация деаэраторов……………………………………………….... 36
6.1.1. Описание, техническая характеристика………………………………………………..…. 36
6.1.2. Подготовка к пуску……………………………………………………………………..….. 37
6.1.3. Пуск в работу……………………………………………………………………………..… 37
6.1.4. Обслуживание во время работы………………………………………………………..…. 38
6.1.5. Останов деаэратора…………………………………………………………………………. 38
6.1.6. Аварийный останов ДСА…………………………………………………………………… 38
6.1.7. КИПиА, сигнализация, дистанционное управление, авторегулирование……………… 39
6.1.8. Вывод в ремонт…………………………………………………………………………….. 39
6.2. Эксплуатация подогревателей сетевой воды, бойлерной установки…. 40
6.2.1. Подогреватель сетевой воды ПСВ-315…………………………………………………… 40
6.2.1.1.Описание, техническая характеристика………………………………………………….. 40
6.2.1.2.Подготовка к пуску………………………………………………………………………... 40
6.2.1.3.Включение в работу……………………………………………………………………….. 41
6.2.1.4. Пуск подогревателя в параллельную работу с работающим подогревателем. ……… 41
6.2.1.5.Пуск подогревателя в параллельную работу с водогрейным котлом…………………. 42
6.2.1.6. Останов подогревателя сетевой воды…………………………………………………… 42
6.2.1.7. Отключение подогревателя из параллельной работы с другим подогревателем…… 42
6.2.1.8.Отключение подогревателя из параллельной работы с водогрейным котлом……….. 42
6.2.1.9. Аварийный останов подогревателя сетевой воды……………………………………... 42
6.2.1.10. КИП, сигнализация, дистанционное управление, авторегулирование……………… 43
6.2.1.11. Вывод в ремонт………………………………………………………………………….. 44
6.2.1.12. Вспомогательное оборудование ПСВ (бойлерной установки)………………………. 44
6.3. Эксплуатация сепаратора н/продувок, расширителя п/продувок…….. 46
6.3.1.Описание техническая характеристика……………………………………………………. 46
6.3.2. Подготовка к пуску, пуск, обслуживание во время работы. ……………………………. 47
6.3.3. Останов, аварийный останов……………………………………………………………… 47
6.3.4.Вывод в ремонт……………………………………………………………………………… 48
7. Эксплуатация трубопроводов пара и горячей воды………………………. 48