Разработка варианта технической эксплуатации и ремонта котельной установки  ПК – 39-2

МИНОБРНАУКИ РФ

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

«Тверской государственный технический университет»

Кафедра «Технологические машины и оборудование»

Курсовая работа

по дисциплине «Эксплуатация и ремонт котельных установок»

Тема: "Разработка варианта технической эксплуатации и ремонта котельной установки  ПК – 39-2»

Выполнил:  студент

ИДПО, группы ТТ 45-16з

Федотов Д.Б.

 Проверил: к.т.н., профессор

Семеенко  С.Д.

Тверь 2020

Оглавление

   Введение…………………………………………………………………….…..……3

1.Характеристика и описание котла ПК – 39-2……………………………..……….6

   1.1 Первичный тракт……………………………………………………..………….10

   1.2 Вторичный тракт……………………………………………………..….…......13

   1.3 Каркас котла………………………………………………………………….....15

2. Пуск котла из холодного состояния………………………………………………20

   2.1 Подготовка котла к пуску…………………………………………….…………20

   2.2 Растопка котла…………………………………………………………….……..25

3.Обслуживание котла в процессе эксплуатации…………………………..………..33

4. Повреждения и ремонт топочных устройств…………………………….……….36

   4.1. Основные причины повреждений топочных устройств…………………..…36

   4.2 Мероприятия по предупреждению аварий котлов, работающих на газовом топливе……………………………………………………………………..……….…40

5. Котлоочистительные работы………………………………………….…..….…..46

   5.1 Требования к технологии и схемы очистки…………………………………..48

   5.2 Выбор технологии очистки……………………………………….…..……….50

   5.3 Схемы очистки………………………………………………….………….…...52

6. Схемы ремонтных мастерских…………………………………………………….58

Список литературы……….………………………………………………………..…60

Введение

Высокие темпы промышленного производства и социального прогресса требуют резкого увеличения выработки тепловой энергии на базе мощного развития топливно-энергетического комплекса страны.

Централизованные системы теплоснабжения от тепловых электрических станций (ТЭС) наиболее эффективны. В настоящее время, централизованное теплоснабжение крупных городов осуществляется на базе мощных атомных станций теплоснабжения.

Для небольших теплопотребителей источником теплоты служат промышленные и отопительные котельные. Удельный вес их в балансе теплоснабжения составляет значительно большую часть. Несмотря на строительство крупных тепловых электростанций, с каждым годом увеличивается выпуск и улучшаются конструкции котлоагрегатов малой и средней мощности, повышаются надежность и экономичность котельного оборудования, снижается металлоемкость на единицу мощности, сокращаются сроки и затраты на производство строительно-монтажных работ.

В качестве топлива для котельных установок используют угли, торф, сланцы, древесные отходы, газ и мазут. Газ и мазут – эффективные источники тепловой энергии. При их применении упрощаются конструкция и компоновка котельных установок, повышается их экономичность, сокращаются затраты на эксплуатацию.

Практическое использование паросиловых установок дало новый источник энергии и сыграло большую роль в развитии промышленного производства. Ряд теоретических и экспериментальных работ по исследованию рабочих процессов котельных установок был проведен в конце XVIII и начале XI X вв. учеными В.В.Петровым и Я.Д. Захаровым.В теплоснабжении крупных городов, районных центров, поселков котельные играют важнейшую роль. Городская сеть теплоснабжения обычно разделена на районы питания по числу ТЭЦ. В системе теплоснабжения подача тепла в жилые кварталы и промышленным предприятиям осуществляется от районных тепловых станций - крупных котельных с водогрейными котлами.

Элементы котельных установок

Котельная установка представляет собой комплекс устройств, размещенных в специальных помещениях и служащих для преобразования химической энергии топлива в тепловую энергию пара или горячей воды. Каждая котельная установка состоит из отдельных элементов – устройств. Одни устройства являются основными и без них котельная функционировать не может, другие – можно назвать дополнительными и без них установка будет работать, но с большим расходом топлива, а следовательно, с меньшим коэффициентом полезного действия; третьи – механизмы и устройства, выполняющие вспомогательные функции.

К основным элементам котельной относятся:

• котлы, заполняемые водой и обогреваемые теплом от сжигания.

Котел - это теплообменное устройство, в котором теплота от горячих продуктов сгорания топлива передается воде. В результате этого в паровых котлах вода превращается в пар, а в водогрейных котлах нагревается до требуемой температуры.

• топки, в которых сжигают топливо и получают нагретые до высоких температур дымовые газы.

Топочное устройство служит для сжигания топлива и превращение его химической энергии в теплоту нагретых газов. Питательные устройства (насосы, инжекторы) предназначены для подачи воды в котел.

• газоходы, по которым перемещаются дымовые газы и, соприкасаясь со стенками котла, отдают последним свою теплоту;

• дымовые трубы, с помощью которых дымовые газы перемещаются по газоходам, а затем после охлаждения удаляются в атмосферу.

Без перечисленных элементов не может работать даже самая простая котельная установка.

К вспомогательным элементам котельной относят:

• устройства топливоотдачи и пылеприготовления;

• золоуловители, применяемые при сжигании твердых видов топлива и предназначенные для очистки отходящих дымовых газов и улучшающих состояние атмосферного воздуха вблизи котельной;

• дутьевые вентиляторы, необходимые для подачи воздуха в топку котлов;

• дымососы-вентиляторы, способствующие усилению тяги и тем самым уменьшению размеров дымовой трубы;

• питательные устройства (насосы), необходимые для подачи воды в котлы;

• устройства по очистки питательной воды, предотвращающие накипеобразование в котлах и их коррозию.

• водяной экономайзер служит для подогрева питательной воды до ее поступления в котел.

• воздухоподогреватель предназначен для подогрева воздуха перед его поступлением в топку горячими газами, покидающими котлоагрегат.

• приборы теплового контроля и средства автоматизации, обеспечивающие нормальную и бесперебойную работу всех звеньев котельной.

Кроме того, в котельных, работающих на жидком топливе, имеется мазутное хозяйство, а при сжигании газа – газорегуляторные станции.

Классификация котельных установок

Котельные установки в зависимости от типа потребителя разделяются на энергетические, производственно-отопительные и отопительные. По виду вырабатываемого теплоносителя они делятся на паровые (для выработки пара) и водогрейные (для выработки горячей воды).

Энергетические котельные установки вырабатывают пар для паровых турбин на тепловых электростанциях. Такие котельные оборудуют, как правило, котлоагрегатами большой и средней мощности, которые вырабатывают пар повышенных параметров.

Производственно-отопительные котельные установки (обычно паровые) вырабатывают пар не только для производственных нужд, но и для целей отопления, вентиляции и горячего водоснабжения.

Отопительные котельные установки (в основном водогрейные, но они могут быть и паровыми) предназначены для обслуживания систем отопления, горячего водоснабжения и вентиляции производственных и жилых помещений.

В зависимости от масштаба теплоснабжения отопительные котельные разделяются на местные (индивидуальные), групповые и районные.

Местные отопительные котельные обычно оборудуют водогрейными котлами с нагревом воды до температуры не более   или паровыми котлами с рабочим давлением до  . Такие котельные предназначены для снабжения теплотой одного или нескольких зданий.

Групповые отопительные котельные обеспечивают теплотой группы зданий, жилые кварталы или небольшие микрорайоны. Такие котельные оборудуют как паровыми, так и водогрейными котлами, как правило, большей теплопроизводительности, чем котлы для местных котельных. Эти котельные обычно размещают в специальных зданиях.

 Районные отопительные котельные предназначены для теплоснабжения крупных жилых массивов; их оборудуют сравнительно мощными водогрейными и паровыми котлами.

1.    Характеристика и описание котла ПК – 39-2

Прямоточный котёл двухкорпусной, изготовлен Подольским машиностроительным заводом им. Орджоникидзе (ЗИО) для работы в блоке с турбиной К-300-240. Котельный агрегат имеет паропроизводительность 950 т/час, давление острого пара на выходе из котла Ро=255 кгс/см² и температуру 545ºС.

Вторичный пар поступает в котел в количестве 760 т/час после ЦВД турбины, перегревается до 545ºС и направляется в ЦСД с давлением 39,5 кгс/см².

Каждый корпус имеет Т-образную компоновку. Оба корпуса аналогичны по конструкции.

Котлоагрегат спроектирован для камерного сжигания каменного угля с подсушкой и размолом его по схеме прямого вдувания. Наличие четырёх опускных конвективных газоходов позволило обеспечить в них небольшие (по условиям износа труб) скорости газов.

Пароводяной тракт котла, как по первичному, так и по вторичному пару, разделен на четыре однотипных потока по два на каждый корпус. Расположение и конструктивное оформление поверхностей нагрева обоих корпусов совершенно одинаковое и за счет использования отключающих задвижек на паропроводах и питательных трубопроводах каждый корпус котла может работать самостоятельно с нагрузкой равной половине общей производительности котла.

Котлоагрегат имеет отдельный каркас и установлен в типовом здании из сборного железобетона, в ячейке котельного отделения с пролетом 51м и шагом колонн 12м. Оба корпуса котла расположены вдоль котельной, фронтом в сторону турбины.

Габариты корпуса по осям колонн. (Без воздухоподогревателей):

Таблица 1

Длина (вдоль фронта)	21м
Ширина	12м
Верхняя отметка котла (по изоляции теплообменника)	48,1м
Расстояние между корпусами	2м

 Котлоагрегат оборудован двумя дымососами типа ДО-31.5, размещенными в отдельном здании вне главного корпуса, и двумя дутьевыми вентиляторами типа ВДН-24´2-II. Схема газовоздушных трактов и их конструктивное исполнение одинаково для обоих корпусов и не имеет каких-либо поперечных связей по воздуху и газам.

Для подогрева воздуха на котел устанавливаются 4 регенеративных воздухоподогревателя типа ВПР-9.

Тракт пылеприготовления выполнен по схеме прямого вдувания. Для размола угля применены молотковые мельницы ММТ-2000/2600-590 с воздушно-проходным сепаратором – по 4 мельницы на корпус. Мельницы работают под наддувом. Подача угля в мельницы из бункеров осуществляется шнековыми питателями сырого угля. Каждая мельница обслуживает 3 турбулентных горелки верхнего или нижнего яруса с одной стороны топки. Для вентиляции и устойчивой транспортировки пыли на каждую мельницу установлен вентилятор горячего дутья типа ВГД-18,5 на бл.3,4,5; ВГД-15,5 на бл.6; ВГДН-15 установлен на 3ВГД-Ж, к-1А,2А,Б по одному на каждую мельницу.

Горелки комбинированного типа со встроенной мазутной форсункой для растопки котла. На каждой боковой стене расположено 6 горелок в два яруса.

Котлоагрегат выполнен с сухим шлакоудалением. Под холодной воронкой каждой топки имеются 3 шнековых устройства непрерывного механизированного шлакоудаления. Улавливание золы осуществляется в золовых бункерах конвективной шахты и

-в четырех эл.фильтрах типа ЭГА- бл.1,2;

-в трехпольных эл.фильтрах фирмы «Лурги» (Германия) по одному на корпус – бл.3;

-в 4-х польных эл.фильтрах производства завода «Эдгар Андре» Германия – по одному на корпус на бл.4,5,6.

Схема гидравлического зола-шлакоудаления станции оборудована смывными насосами 12ПДС-60 и 14Д-6 (внутренний гидрозатвор) и багерными насосами 12Гр-8Т-2, 1НрТ-1600/50.

Пароводяной тракт котла

Основные параметры пароводяного тракта котла.

                                                                                
                         Таблица 2

Паропроизводительность котла	D	950 т/ч
Расход вторичного пара	Dвт	760 т/ч
Температура питательной воды	tпв	265°С
Давление питательной воды	Рпв	320 кг×с/см²
Температура свежего пара	tпп	545°С
Давление свежего пара	Pпп	255 кг×с/см²
Температура вторичного пара на входе в котельный агрегат		330°С
Давление вторичного пара на входе в котельный агрегат	Ркг	41 кг×с/см²
Температура вторичного пара на выходе из котельного агрегата	Т	545°С
Давление вторичного пара на выходе из котельного агрегата	Р	39,5 кг×с/см²
Температура уходящих газов	Jух	130 °С

Котлоагрегат состоит из двух однотипных корпусов, объединенных в тепловой схеме по принципу «дубль-блока» с общим потребителем – паровой турбиной К-300-240.

Принципиальная схема пароводяного тракта котла выполнена 4-х поточной. По первичному тракту каждый поток имеет автономное регулирование питания и температуры.

По тракту промперегрева – распределение пара после ЦВД турбины осуществляется покорпусно. Распределение потока пара на каждом корпусе котла на две самостоятельные нитки выполнено для упрощения способа регулирования температуры пара промперегрева, благодаря симметричному расположению ниток в газоходах корпуса котла. В каждом корпусе котла расположены элементы двух потоков, включающие следующие поверхности нагрева (по движению среды).

1.1 Первичный тракт

Водяной экономайзер одноступенчатый, включенный по схеме противотока, расположен в конвективной шахте и является последней по ходу газов ступенью поверхностей нагрева. Входные камеры питательной воды расположены на фронтовых стенах конвективных шахт.

Нижняя радиационная часть состоит из настенных экранов, экранирующих топку по всем четырем стенам между отм.8,37-21,22

НРЧ-1 экранирует фронтовую (заднюю) стенку топки. В этой поверхности поток делится на 4 подпотока: 4 ленты по 21 трубе в каждой, 4 выходных камеры расположены – в верхней части НРЧ на этой же отметке и две на боковых стенках. Ленты НРЧ выполнены в виде вертикальных 3-х ходовых змеевиков, подвешенных на каркасе котла.

НРЧ-2 экранирует боковые стенки топки. 4 входных камеры расположены в нижней части НРЧ, а 4 выходные – в верхней.

Холодная воронка (ХВ) состоит из объемных трубных блоков, представляющих собой 4-х гранную усеченную пирамиду: большим основанием к верху является основанием топки. В этой поверхности поток делится на 4 подпотока, т.е. 4 выходных и 4 входных камеры, соединенные 4-х ходовыми горизонтальными змеевиками, экранирующими фронтовую и левую стенки для одного потока и заднюю и правую – для другого. Камеры расположены с фронта корпуса для одного потока и сзади корпуса – для другого.

Зона максимальной теплоемкости одноступенчатая, включенная по схеме противотока, расположена в конвективных шахтах, в зоне умеренных температур. Каждый корпус имеет две ЗМТ, по одной на поток. Входные и выходные камеры расположены на задних стенках конвективных шахт. Пакет ЗМТ состоит из 8-ми ходовых змеевиков, расположенных горизонтально.

Средняя радиационная часть состоит из настенных экранов, закрывающих самую узкую часть топки, т.е. «пережим»; СРЧ каждого потока разделяется на два подпотока: один подпоток – экраны фронтовой (задней) стены топки и другой – экраны боковой стены. Каждый подпоток, кроме того, делится на СРЧ-1 и СРЧ-2. Экран боковой стены СРЧ-1 и СРЧ-2 выполнен в виде ленты, состоящей из U – образных горизонтальных змеевиков. За СРЧ-1 имеется смесительная камера Æ 245´45, после которой среда попадает в змеевики СРЧ-2. Экраны фронтовой (задней) стены СРЧ-1 и СРЧ-2 также соединены между собой смесительной камерой, выполненной в виде ленты, состоящей из U – образных горизонтальных змеевиков. Входные и выходные камеры расположены на фронтовой (для одного потока) и задней (для второго потока) стенах топки.

Потолочный экран в виде сплошной экранной поверхности, экранирующей потолок котла, и разделённой по оси каждого корпуса на два контура, каждый из них имеет свои входные и выходные камеры, т.е. два потока. Трубы камеры ПЭ подвешены к каркасу и несут обмуровку. Крепление труб состоит из 7-ми рядов жестких подвесок, расположенных равномерно по глубине корпуса параллельно входной (выходной) камере. ПЭ выполнен из 2-х ходовых горизонтальных змеевиков, по 150 шт. на поток. Входные и выходные камеры расположены в так называемом «теплом ящике». В потолочном экранировании имеется разводки труб:

- для ремонтных лючков

- для ширм 1,2,3,4 ступеней.

Ширмовой пароперегреватель состоит из 4-х ступеней. Первая ступень ШПП-I имеет 32 ширмы, размещенные по16 в правой и левой половине корпуса. 8 ширм примыкают к фронтовой стене котла и 8 ширм к задней стене.

Каждая ширма состоит из 11 вертикальных 4-х змеевиков и имеет входящую и выходящую камеры, которые соответственно подсоединяются к входному и выходному коллекторам ширм. Исключение представляет первый (обрамляющий) змеевик, 2-х ходовой, и выполнен из ст.Х18Н12Т, тогда как остальные змеевики выполнены из ст. 12Х2МФСР. Камеры и сбросные коллектора ширм расположены в «тёплом ящике». Ширмы крепятся подвесками к каркасу потолка с шагом 324 мм.

Паровой теплообменник (ППТО) сконструирован из 4-х пакетов (по 2 на каждый корпус). Каждый пакет состоит из 18 секций на бл. 1, 2 и 17 секций на бл. 3, 4, 5, 6. Секция представляет собой горизонтальную U-образную петлю из трубы 168´10, заполненную пучком из труб диаметром 32´4мм, через который проходит первичный пар. Внутри трубы Æ 168мм проходит вторичный пар, который затем поступает в КПП. Движение первичного и вторичного пара встречное. Входные и выходные камеры первичного и вторичного трактов параллельны боковой стене конвективной шахты и расположены над левым и правым углами топки. Вход и выход первичного пара со стороны задней стены, вторичного – с фронта котла. После ППТО первичный тракт разделяется встроенной задвижкой и байпасирующим её растопочным узлом на две части: испарительную и перегревательную. Такое разделение первичного тракта создает условие для ускоренного пуска, т.е. с помощью арматуры растопочного узла имеется возможность пуска блока на скользящих параметрах перед турбиной при закритических параметрах в испарительной части котла.

Верхняя радиационная часть выполнена из горизонтальных труб, охватывающих фронтовую, заднюю и боковые стены поворотной камеры, и разделена продольной осью корпуса на два потока. Каждый поток ВРЧ делится на 4 выходных (на фронтовой стене) камеры Æ 168´25. Лента подпотока состоит из 33-х 3-х ходовых горизонтальных змеевиков Æ 32´4. ВРЧ конструктивно расположена между СРЧ и ПЭ. В блоках имеются разводки под взрывные клапаны. Для обеспечения тепловых зазоров поверхностей нагрева ВРЧ, ленты, расположенные на задней и фронтовых стенах, стыкуются при монтаже к боковым лентам с холодным натягом длиной 70 мм.

Вторая ступень ШПП-II имеет 32 ширмы, расположенные симметрично по 16 в центре правой и левой половин корпуса между ширм первой ступени. Ширмы ШПП-II аналогичны ширмам ШПП-I за исключением конструктивного размещения входных и выходных камер.

Третья ступень ШПП-III по ходу газов расположена за первой ступенью ширм и подвешена над конвективной шахтой. Она состоит из 32 ширм, расположенных по 16 в правой и левой половинах корпуса. Восемь ширм примыкают к фронтовой стене котла и 8 – к задней. Шаг 324мм. Каждая ширма состоит из 13 вертикальных 4-х ходовых змеевиков, за исключением первого (обрамляющего) 2-х ходового.

Четвертая ступень ШПП-IV имеет 32 ширмы, расположенные по 16 по ходу газов за ШПП-II. Конструктивное исполнение аналогично ШПП-III за исключением размещения входных и выходных камер. Входные камеры подсоединены к сбросному коллектору. Ширмы крепятся жесткими подвесками к каркасу потолка с шагом 324мм.

1.2 Вторичный тракт

КПП-I ступени – пароперегреватель – расположен в конвективной шахте над ЗМТ, включен по схеме противотока. Пакет состоит из горизонтальных змеевиков Æ 57´4. корпус имеет два КПП-I – по одному в каждой конвективной шахте. Входные и выходные камеры расположены с фронта котла.

КПП-II ступени – расположены в конвективной шахте над пакетами КПП-I – по схеме прямотока, Æ труб 57´5,5. входные и выходные камеры КПП-II расположены на фронтовых стенах конвективных шахт.

Регулирование температур.

Регулирование температуры первичного пара по тракту производится тремя постоянно действующими впрысками, а при режимах растопки – растопочным впрыском на выходе из котла (за ширмами IV ступени).

Впрыск 1 – производительность 33 т/час на четыре потока, осуществлен в рассечку потолочного экрана и ширм 1 ступени. Снижая температуру среды до величины 14 ºС, впрыск обеспечивает поддержание расчетных температур по тракту за ним, а также позволяет устранить возможные перекосы в потоках, возникающие за счет их разных тепловосприятий.

Впрыск 2– производительность 24 т/час на четыре потока, выполнен за пакетами ППТО и дает возможность поддерживать температуру пара на входе в ВРЧ в пределах ±10 ºС. Выполняя те же функции, что и впрыск 1, он обеспечивает зону действия для регулятора температуры острого пара (впрыск 3) и повышает гибкость общего регулирования температур по тракту котла.

Впрыск 3 – производительность 24 т/час на 4 потока, осуществлен в рассечку III и IV ступени и предназначен для подрегулировки температуры острого пара в допустимых пределах для работы турбины. Температурный напор, снимаемый впрыском III, достигает 7 ºС.

Растопочный впрыск – производительность 16 т/час на 4 потока, используется для корректировки температуры перегретого пара при работе котла в растопочных режимах, в зависимости от скорости прогрева металла главных паропроводов и общего графика нагрузки блока. Для регулирования температур по тракту промперегрева используются предусмотренный для этой цели в схеме котла паровой теплообменник , где за счет перепада температур происходит передача тепла от первичного пара к вторичному. Установленный в каждом потоке промперегрева (перед ППТО) байпасные клапаны позволяют изменять кол-во проходящего через теплообменник вторичного пара, обеспечивая тем самым необходимый диапазон регулирования его температуры. Величина байпасирования вторичным потоком ППТО достигает 63% от общего расхода вторичного пара на котел.

Регулирование температур промперегрева в некоторых пределах можно выполнять также путем воздействия на впрыск 1, т.е. изменяя температуру греющего пара (первичного) на входе в ППТО.

Для критических положений имеется аварийный впрыск отдельно в каждую нитку вторичного перегрева, расположенный между КПП-1 и КПП-2, на корпусе 1Б между ППТО и КПП-1.

1.3 Каркас котла

Металлоконструкции котла состоят из 2-х симметричных корпусов, расположенных на расстоянии 2 м от друга. Общий размер в плане обоих корпусов составляет 14х12 м при высоте 43 м.

Пространственная жесткость корпусов котла обеспечивается вертикальным и горизонтальным жесткостями и горизонтальными фермами-площадками на отм.9.600, 17.00,24.400,34.400. Каркас располагается внутри котельной, обирание промежуточных площадок между котлом и зданием предусмотрено подвижным. Стыковка колонн осуществляется через фрезированные торцы колонн с последующей сваркой. Колонны каркас котла, расположенные по углам топочных камер и конвективных газоходов – сварные, двутаврового профиля. На колонны передаются нагрузка от поверхностей нагрева, обшивки и др. технологических элементов котельного агрегата. Все заводские и монтажные соединения сварные. Башмаки колонн крепятся к фундаменту с помощью анкерных болтов и закладных двутавров. Верх закладных двутавров выверяется по нулевой отметке. Конструкция каркаса котла предусматривает ведение монтажа отдельными блоками из металлоконструкций, трубных поверхностей, обмуровки.

Рис. 1.  Продольный разрез котла

Рис. 2.  Поперечный разрез котла

Рис. 3.  Молотковая мельница

Рис. 4.  Схема пылегазовоздуховодов

Рис. 5.  Шлакоудаление

2. Пуск котла из холодного состояния

2.1 Подготовка котла к пуску

 Проверить наличие топлива в бункерах сырого угля и в случае необходимости заполнить их. Убедиться в наличии в мазутных баках запаса мазута, необходимого для обеспечения операций по растопке котла и пуску блока. Открыть штыковые затворы перед питателями сырого угля (ПСУ).

 Проверить наличие запаса конденсата в баке резервного конденсата и в баках-аккумуляторах деаэраторов. Качество конденсата должно соответствовать нормам ПТЭ.

При пуске котлоагрегата после ремонта должны быть предварительно произведены все испытания, опробования, проверки и осмотры, предусмотренные типовыми инструкциями по приемке оборудования котла из ремонта.

 Перед растопкой котла необходимо произвести осмотр всего оборудования:

а) осмотреть топку и убедиться в исправном состоянии труб и креплений радиационных поверхностей нагрева, амбразур горелок, обдувочных устройств, люков и гляделок, отсутствии в топке шлака и посторонних предметов, правильном положении импульсных органов и датчиков контрольно-измерительных приборов и автоматики;

б) через люки и лазы осмотреть газоходы котла, просвечивая их фонарем или переносной лампой на напряжение 12 В, и убедиться в нормальном состоянии поверхностей нагрева, их чистоте, правильном положении обдувочных труб и отсутствии посторонних предметов, после чего лазы и люки плотно закрыть;

в) осмотреть обмуровку и обшивку котлоагрегата и устранить обнаруженные неплотности;

г) проверить исправность взрывных клапанов котла;

д) проверить легкость хода газовых и воздушных заслонок, направляющих аппаратов дымососов и вентиляторов, исправность их приводов, правильность показаний указателей положения;

е) проверить плотность закрытия люков на дымососах, воздушных и газовых коробах;

ж) произвести тщательную уборку оборудования, площадок и лестниц;

з) проверить исправность импульсных и основных предохранительных клапанов котла, обратив внимание на правильное положение грузов, которые должны быть закреплены болтами. Проверить исправность крепления выхлопных труб предохранительных клапанов;

и) проверить исправность пароводяной арматуры и исполнительных органов дистанционного управления;

к) предупредить о предстоящей растопке котла:

- дежурного электрического цеха (для подготовки и сборки электрических схем):

- дежурного химического цеха (для подготовки к анализам питательной воды и пара во время растопки);

- дежурного цеха тепловой автоматики и измерений (для подготовки и включения контрольно-измерительных приборов (КИП), авторегуляторов и устройств тепловых защит);

л) дать заявку на сборку электрических схем: дымососов, дутьевых вентиляторов, вентиляторов рециркуляции, мельниц, ПСУ, питания цепей дистанционного управления арматурой, питания КИП и автоматики; питания цепей технологических защит и сигнализации, механизированного шлакоудаления.

Подготовить схемы газовоздушного тракта, для чего: а) полностью открыть:

- заслонку на напоре вентилятора вторичного воздуха перед воздухоподогревателем;

- заслонку на перемычке между коробами первичного и вторичного воздуха;

- атмосферные клапаны перед мельницами;

- заслонки присадки холодного воздуха к мельницам;

- запорные заслонки на подводе вторичного воздуха к горелкам;

- запорные заслонки на подводе воздуха к шлицам заднего дутья;

- отключающие заслонки вентиляторов рециркуляции воздуха;

- заслонки на подводе уплотняющего воздуха к пылепроводам верхнего яруса горелок.

Открыть на 50% запорные заслонки на коробах вторичного воздуха:

- заслонки на напоре дутьевых вентиляторов;

- заслонки на напоре дымососов;

- вынуть заглушки из пылепроводов к горелкам;

б) закрыть:

- направляющие аппараты дутьевых вентиляторов первичного и вторичного воздуха, вентиляторов рециркуляции, дымососов;

- плотные заслонки на пылепроводах к горелкам;

- запорные заслонки на коробах первичного воздуха;

- разделительную заслонку РЗ между напорными коробами первичного и вторичного воздуха;

в) для котлов с регенеративными воздухоподогревателями открыть регулирующие заслонки на подводе воздуха к ним, плотные заслонки на газовых байпасах, закрыть плотные заслонки на тракте домовых газов перед воздухоподогревателями, открыть заслонки перед золоуловителями и за ними;

г) закрыть заслонки на линии рециркуляции горячего воздуха на всас дутьевых вентиляторов.

 Подготовить к включению в работу систему гидрозолоудаления (ГЗУ), для чего:

а) включить аппарат гидрозолоудаления;

б) собрать схему подачи смывной воды на шлаковые ванны по золовой и шлаковой канавам;

в) собрать схему подачи технической воды на охлаждение подшипников дымососов, дутьевых вентиляторов, вентиляторов рециркуляции, мельниц, на орошение цилиндрической части скрубберов и решеток.

г) включить в работу шлаковые транспортеры и дробилки.

 Подготовить мазутное кольцо котла, для чего:

а) установить циркуляцию мазута через мазутное кольцо и проверить наличие мазутных форсунок и их исправность;

б) собрать схему подачи мазута на все форсунки котла;

в) проверить время закрытия отсечных задвижек на мазуте, а также плотность их закрытия. При неплотных отсечных задвижках или времени их закрытия более 15-17 сек растопка не допускается;

г) прогреть и поставить под давление паровое кольцо, продуть паром все форсунки;

д) подготовить факелы для розжига форсунок;

в) установить давление пара в паровом кольце 15-18 ат, давление мазута в мазутном кольце 10 ат (температура мазута в зависимости от его марки должна соответствовать указанной в ПТЭ).

Примечание. Давление пара должно превышать давление мазута.

Подготовить к растопке схему газопроводов, для чего:

а) закрыть газовые задвижки перед горелками и открыть перед ними продувочные свечи;

б) снять заглушки на газопроводе и открыть быстрозапорную газовую заслонку;

в) открыть запорную газовую задвижку перед котлом и на линии подвода газа к газовым горелкам 3-го яруса (для котлов ПК-39-2);

г) заполнить газопровод в пределах котла газом и взять анализ горючего газа.

д) через дренажи спустить скопившуюся в газопроводах воду, после чего их закрыть.

Примечание. Категорически запрещается продувать газопровод через горелки в топку.

 Опробование дистанционного управления всеми задвижками и арматурой выполняется в процессе сборки соответствующих схем. При неисправном состоянии дистанционного управления растопка котла не допускается.

 Подготовить к пуску системы пылеприготовления и паровой обдувки согласно особым инструкциям.

Проверять исправность состояния сигнализации, связи, освещения котла и вспомогательного оборудования.

Подготовить КИП, автоматику и защиты котлоагрегата в соответствии с "Типовой инструкцией по пуску из различных тепловых состояний и останову блока 200 МВт с прямоточным котлом ПК-39-2".

Примечание. При неисправности КИП растопка котла не допускается.

2.2 Растопка котла

 Заполнить водой питательный тракт от деаэраторов до БЗЗ на узле питания котла. При этом воздушники на питательном трубопроводе должны быть открыты. После заполнения питательного тракта воздушники закрыть.

Примечание. Котел заполнять только деаэрированной водой.

Включить в работу один питательный электронасос.

 Открыть задвижки на обводах БЗЗ и открытием РПК и ДРК подать воду в котел, установив расход в каждой магистрали 100-150 т/ч.

По мере заполнения котла и появления сплошной струи воды из воздушников закрыть последние, за исключением воздушников подвесных труб, которые следует закрыть после окончания операции по вытеснению воздуха.

 После заполнения котла водой и при наличии вакуума в конденсаторе не менее 300 мм рт.ст. перейти к операциям по вытеснению воздуха и прокачке воды, для чего:

а) после появления воды из воздушников за ВРЧ полностью открыть дроссельные клапаны Д-1 и Д-2 на сбросах из встроенных сепараторов, пустить второй ПЭН и прокачивать воду по каждой линии расходом не менее 300 т/ч в течение 10-15 мин;

б) в конце прокачки клапанами Д-3 произвести 5-6 изменений давления в испарительной части от 10 до 140 ат, после чего закрыть все воздушники первичного тракта (местные и сниженные);

в) подтянуть вручную встроенные задвижки ВЗ, установить давление в испарительной части котла 130 ат при расходе по 100 т/ч по линии, воздействуя на РПК и Д-3;

г) перейти на основную схему питания, прикрывая РПК и открыв БЗЗ;

д) во время прокачки воды проверить плотность арматуры впрысков, плотность дренажей, а также КИП пароводяного тракта. Продуть впрыски через их дренажи.

Примечание. Открытие дренажей впрысков при работе котла не допускается.

Включить в работу регулятор давления в испарительной части на поддержание давления 120 ат и стабилизатор питания на поддержание расхода воды 100 т/ч по линии. Указанные величины должны поддерживаться на этом уровне в течение всего периода растопки.

Примечание. При достижении требуемого качества воды, сбрасываемой из котла в промежуточную емкость, перевести сброс из коллектора 20 ат на деаэраторы блока. При сбросе воды в промежуточную емкость производить подпитку деаэраторов из бака запаса конденсата.

После подъема вакуума на турбине до 500-550 мм рт.ст. приступить к растопке котла, для чего:

а) включить на I скорость дымососы котла;

б) включить на I скорость дутьевой вентилятор первичного воздуха и после разворота перевести его на II скорость;

в) включить на I скорость дутьевой вентилятор вторичного воздуха;

г) воздействуя на направляющие аппараты дутьевых вентиляторов, выровнять расходы воздуха через воздухоподогреватели, установив на них перепады давлений по 15-20 кг/мРД 34.26.501 Типовая инструкция по эксплуатации прямоточных котлов ПК-39;

д) воздействуя на направляющие аппараты дымососов, установить разрежение в топочной камере в пределах 5-8 кг/мРД 34.26.501 Типовая инструкция по эксплуатации прямоточных котлов ПК-39 и включить регулятор разрежения в топке;

е) через 10 мин после включения дымососов зажечь по одной мазутной форсунке в каждом из трех отсеков топки и в течение 20-30 мин довести температуру газов за ширмовым пароперегревателем до 420-450 °С, поочередно включая дополнительные форсунки. Перекосы газовых температур устранять регулированием производительности отдельных форсунок;

ж) защиту по прекращению питания при помощи накладки перевести в положение "Отключение". Ключ переключателя блокировок перевести в положение "Защита включена".

При растопке на газе включить по одной газовой горелке в каждом отсеке топки, для чего:

а) закрыть заслонку на подводе вторичного воздуха к зажигаемой горелке;

б) включить электрозапал или запальник;

в) после загорания запальника подорвать газовую задвижку перед зажигаемой горелкой и проследить за воспламенением газа;

г) постепенным открытием газовой задвижки и воздушной заслонки перед горелкой нагрузить горелку;

д) регулирующим клапаном на подводе газа установить давление газа около 0,3 ат.

Примечание. Если при розжиге горелки газ не воспламенился после открытия газовой задвижки или воспламенился и погас, немедленно закрыть газовую задвижку, включить запал (вынуть запальник) и в течение 10 мин вентилировать топку, после чего вновь разжигать горелку.

С момента включения форсунок вести тщательное наблюдение:

а) за подачей воды в котел;

б) за работой форсунок;

в) за температурой газов за ширмовым пароперегревателем;

г) за давлением пара в испарительной части и на выходе из котла;

д) за температурой воды на выходе из подвесных труб, которая не должна превышать 310-315 °С;

е) за температурными смещениями паропроводов в соответствии со специальной инструкцией.

Примечание. Температура газов за ширмами без охлаждения промежуточного пароперегревателя должна быть не выше 550 °С.

При повышении давления за котлом до 10-15 ат перевести сброс пароводяной смеси на паровпускные устройства конденсатора, для чего:

а) открыть клапан РОУ-1 на 5-10%;

б) закрыть задвижки на линии сброса в нижнюю часть конденсатора, снять напряжение с их электроприводов и навесить на задвижки замки. До полного закрытия задвижек на линии сброса повышение давления сверх уровня, указанного в п.24, запрещается.

Примечание. Температура пара после РОУ-1 не должна превышать 160 °С.

 При достижении давления на выходе из котла 45-50 ат, при температуре пара 280-290 °С открыть задвижки на линиях сброса пара от защитных клапанов в конденсатор, открыть задвижку ПЗ-4 перед РОУ-2 и через РОУ-2 дать пар на прогрев системы промперегрева.

При повышении давления за котлом до 45-50 ат постепенным открытием клапана РОУ-1 установить его на уровне 25 ат.

Примечания:

1. В случае достижения температуры перегрева при давлении ниже 45-50 ат открытие клапана РОУ-1 производить, не ожидая дальнейшего повышения давления.

2. При подъеме давления в коллекторе 20 ат до 16-18 ат открыть задвижки на линии сброса в промежуточную емкость СЗ-2.

3. В случае роста давления в деаэраторах свыше 6 ат при полностью открытом сбросе из пароуравнительной линии в конденсатор прикрывать задвижки на линии сброса в деаэратор из коллектора 20 ат.

После достижения температуры перегрева за котлом собрать схему растопочного впрыска. С помощью РОУ-1 и растопочного впрыска установить за котлом параметры пара, необходимые для толчка турбины: РД 34.26.501 Типовая инструкция по эксплуатации прямоточных котлов ПК-33=25РД 34.26.501 Типовая инструкция по эксплуатации прямоточных котлов ПК-3330 ат, РД 34.26.501 Типовая инструкция по эксплуатации прямоточных котлов ПК-33=280РД 34.26.501 Типовая инструкция по эксплуатации прямоточных котлов ПК-33300 °С. Включить регулятор давления РОУ-1 и регулятор растопочного впрыска.

 Перед толчком турбины отключить РОУ-2 и закрыть задвижку ПЗ-4.

 Пустить турбогенератор в соответствии с инструкцией по его обслуживанию.

Разворот турбогенератора до номинальной скорости вращения ротора и его нагружение вести в соответствии с графиком пуска блока из холодного состояния . После набора на турбине номинальных оборотов произвести синхронизацию генератора и включить его в сеть, взяв нагрузку 5-10 МВт.

 В процессе разворота турбины давление пара следует поддерживать постоянным на уровне 25-30 ат, регулируя его с помощью РОУ-1. Подачу топлива в топку осуществлять, исходя из условия поддержания степени открытия клапана РОУ-1 в пределах 20-50%.

Подъем температуры пара производить в соответствии с графиком пуска блока из холодного состояния. Температура свежего пара при выходе турбогенератора на номинальную скорость вращения должна находиться в пределах 380-400 °С, вторично перегретого - 360-380 °С.

 Регулирование сброса из пусковых сепараторов в процессе пуска котла производить с помощью клапанов Д-1 и Д-2 (см. рис.1), исходя из условия поддержания минимальной величины проскока пара или минимального уровня в копилках. Величину проскока корректировать по температуре за потолочным экраном, которая устанавливается на уровне 290-310 °С в зависимости от необходимого перегрева за котлом.

 Корректирование параметров пара производить задатчиками соответствующих пусковых регуляторов. Регулирование температуры вторично перегретого пара производить байпасами I ступени промежуточного пароперегревателя.

Следить за плавностью подъема температуры свежего пара, не допуская ее колебаний более чем на 5 °С.

Следить за средними температурами пара и воды по тракту котла (особенно за подвесными трубами).

Примечание. При повышении температуры пара за переходной зоной до 360-370 °С еще до выхода на прямоточный режим увеличить расход воды на 10-15 т/ч на линию.

 Повышение паропроизводительности котла и нагружение турбогенератора производить путем включения мазутных форсунок.

При нагрузке турбогенератора около 30 МВт и температуре первичного воздуха 140-150 °С включить в работу первую мельницу (пуск мельницы производится по специальной инструкции), для чего:

а) воздействуя на направляющие аппараты дутьевых вентиляторов, увеличить расход общего воздуха, установив на воздухоподогревателях перепад 30-40 кг/мРД 34.26.501 Типовая инструкция по эксплуатации прямоточных котлов ПК-39-2

б) открыть заслонки на пылепроводах включаемой мельницы;

в) включить мельницу;

г) включить ПСУ на минимальной скорости вращения и одновременно открыть заслонки на воздуховоде к мельнице; закрыть атмосферный клапан перед мельницей;

д) включить регулятор расхода первичного воздуха на мельницу.

Примечание. Для котлов с регенеративными воздухоподогревателями (РВП) при нагрузке около 20 МВт дымовые газы пустить через РВП, открыв соответствующие заслонки перед ними, и закрыть заслонки на байпасах;

е) уменьшить подачу мазута или газа в топку, не допуская больших колебаний тепловыделения в топке. Отключать форсунки на неработающих горелках.

 После включения мельницы стабилизировать режим работы топки, следя:

а) за содержанием кислорода в дымовых газах за промежуточным пароперегревателем, которое в диапазоне нагрузок от 30 до 100% должно изменяться в пределах 8-4%;

б) за температурой аэросмеси в шахте мельницы, поддерживая ее на уровне 90-100 °С с помощью присадки холодного воздуха.

 Включить вентиляторы рециркуляции и довести температуру воздуха перед воздухоподогревателями до 50-55 °С.

Увеличить паропроизводительность котла до нагрузки на турбогенераторе 50-60 МВт, при которой включить в работу вторую мельницу.

При вводе в работу мельниц следить за давлением перед растопочными сепараторами, не допуская повышения его свыше 160 ат, и за расходом воды по магистралям, не допуская снижения его ниже 100 т/ч.

 При повышении температуры за ВРЧ по обоим потокам на 10-15 °С выше температуры насыщения перевести котел на прямоточный режим, для чего:

а) закрыть клапаны Д-1 и Д-2

б) закрыть задвижки на линии сброса из растопочных сепараторов в коллектор 20 ат и в деаэраторы СЗ-1Бис, C3-1 и СЗ-2, после чего снять напряжение с их электроприводов;

в) изменением задания регулятору давления РОУ-1 поднять давление перед турбиной до 90-100 ат, одновременно поддерживая ее нагрузку постоянной на уровне 50-60 МВт воздействием на регулирующие клапаны;

г) начать открытие встроенных задвижек, перевести РОУ-1 на дистанционное управление и с его помощью поднять давление перед турбиной до 130 ат. Одновременно прикрывать клапаны турбины, не допуская увеличения ее нагрузки. При повышении давления пара до номинального включить в работу выходной впрыск;

д) после полного открытия встроенных задвижек снять напряжение с их электроприводов;

е) включить в работу регулятор давления РОУ-1 на поддержание давления 130 ат;

ж) включить в работу регуляторы впрысков, предварительно собрав схемы подачи воды, закрыть пусковой впрыск и отключить его регулятор, снять напряжение с электроприводов задвижек пускового впрыска;

з) отключить регуляторы давления перед сепараторами, оставив клапаны Д-3 на входе в сепараторы в открытом положении. Снять напряжение с электроприводов клапанов Д-3.

 После вывода котла на номинальное давление включить в работу регулятор питания.

Продолжать нагружение блока и подъем температуры свежего и вторично перегретого пара в соответствии с графиком нагружения турбины. Паропроизводительность котла при этом регулировать, исходя из условия частичного (не более 15%) открытия клапана РОУ-1.

 После перехода на прямоточный режим нагружение турбины производить воздействием на механизм управления клапанами турбины. При этом клапан РОУ-1 будет автоматически закрываться. После полного его закрытия включить третью по счету мельницу, оставив в работе три мазутные форсунки. При нагрузке на турбогенераторе около 100 МВт включить в работу четвертую мельницу. Включение каждой мельницы производить на холостом ходу и после увеличения ее нагрузки до нагрузки ранее включенных мельниц подключить ее к плоскому контроллеру.

При нагрузке менее 120 МВт, регулирование подачи топлива осуществлять вручную воздействием на плоский контроллер работающих мельниц. При нагрузке на турбогенераторе около 120 МВт включить в работу регулятор топлива и общего воздуха. Включить регулятор давления "до себя" на турбине на поддержание давления 130 ат, отключить РОУ-1 и закрыть ПЗ-3. При нагрузке 140 МВт отключить мазутные форсунки. Включить защиту от погасания факела и защиту при понижении температуры свежего пара.

 При нагружении блока свыше 120 МВт подачу воздуха в топку котла осуществлять согласно указаниям режимной карты.

3.Обслуживание котла в процессе эксплуатации

В течение всего времени работы котла регулярно производить запись показаний измерительных приборов в суточные ведомости и эксплуатационные журналы.

Систематически следить за записями в журналах и суточных ведомостях, и в случае каких-либо отклонений немедленно выяснить причину их возникновения для принятия соответствующих мер.

Нормальные эксплуатационные параметры свежего пара: давление 140 ат, температура 570 °С; вторично перегретого пара - 25 ат, 570 °С.

Во время эксплуатации котлов, работающих на газовом топливе, необходимо:

1. внимательно следить за давлением газа и воздуха перед горелками;

2.        нагрузку горелок повышать постепенным увеличением подачи сначала газа, затем воздуха и снижать ее, уменьшая подачу сначала воздуха, а затем газа;

3.        следить за цветом пламени, прозрачностью выходящего из трубы дыма, показаниями тягомеров и газоанализаторов, обеспечивая полноту сгорания газов; хорошее горение характеризуется следующими признаками: факел заполняет всю топочную камеру, цвет факела – голубовато–синий с фиолетовым оттенком на концах, пламя газа обволакивает отверстие гляделок. При недостатке воздуха факел длинный, синее пламя наблюдается в области пароперегревателя и даже в задних газоходах котла. Температура перегретого пара низкая. При большом избытке воздуха факел короткий, не заполняющий топку, отверстия гляделок не обволакиваются пламенем;

4.        изменять нагрузку котлов, оборудованных несколькими горелками, уменьшением или увеличением количества горелок или их нагрузки; регулировать распределение газа по горелкам в зависимости от показаний манометров, установленных на газопроводах у горелок, и по размерам горящего факела горелок;

5.        поддерживать нормальный уровень воды в котлах, заданные давление пара, температуру перегрева пара и температуру воды (до и после экономайзера), необходимую тягу в топках;

6.        постоянно следить за исправностью арматуры и гарнитуры, показаниями контрольно–измерительных приборов, поступлением в экономайзеры и воздухоподогреватели воды и воздуха с температурой, предусмотренной в местной инструкции;

7.        следить за состоянием газопроводов, их приборов и арматуры, не допуская утечки газа, за исправностью питательных устройств, вентиляторов, дымососов, клапанов отсекателей, блок–автоматов и других приборов;

8.        при обслуживании котлов, оборудованных автоматикой, следить за работой запальных горелок, за правильным поджиганием газа основных горелок, предупреждать засорение горелок сажей, один раз в смену проверять работу приборов автоматики прекращением подачи газа в горелку;

9.        постоянно следить за температурой уходящих газов, не допуская ее повышения сверх установленной;

10.      не допускать горения газов в газоходах;

11.      при выбросах пламени из топки закрыть задвижки на горелках и отрегулировать тягу;

12.      при вспышке (хлопке) газа, пожаре или аварии немедленно закрыть задвижку на вводе газопровода перед котельной и принять меры по оказанию первой помощи пострадавшим;

13.      в районах распространения газа не допускать нахождения посторонних людей и источников запала (искр сварки, открытого огня, голых проводов, находящихся под током, и др.); если газ при неблагоприятном направлении ветра может попасть в открытые окна и фонари зданий, предупредить работающих там, чтобы они закрыли окна;

14.      останавливать вентиляторы на время продувки, если в районе забора воздуха для вентиляции распространяется газ;

15.      клапаны свечей, предназначенных для проверки наличия газа в газопроводе, закрывать максимально плотно;

16.      отключать газопровод к котлу перед очисткой газовых горелок от внутренних загрязнений, во время чистки горелок газопровод до задвижек перед котлами должен все время находиться под давлением и свечи перед горелками должны быть открыты;

17.      начинать очистку газопроводов только после их отключения от подводящей газовой сети и тщательной вентиляции;

18.      в случае замерзания арматуры котла отогревать ее только горячей водой без применения открытого огня;

19.      содержать помещение котельной в чистоте, не допускать в него посторонних лиц без соответствующего пропуска, проветривать помещение при помощи естественной или приточно–вытяжной вентиляции;

20.Выполнять требования правил Госгортехнадзора СССР, местные инструкции по эксплуатации котельных установок.

4. Повреждения и ремонт топочных устройств

4.1. Основные причины повреждений топочных устройств

Повреждение поверхностей нагрева котла, нарушение циркуляции, эрозионной (золовой) износ, шлакование топки, загорание сажи и уноса, отчасти наружная коррозия труб в значительной степени зависят от режима работы топочных устройств.

При камерном сжигании топлив основными причинами повреждений являются нарушение нормального режима работы топки, шлакование обмуровки и экранных труб, взрывы и хлопки в топке и газоходах котла.

Для работы камерных топок важное значение имеет среднее тепловое напряжение топочного объема, определяющее при данном размещении радиационных поверхностей нагрева температуру газов в топке и на выходе из нее. Неравномерная нагрузка и высокая температура в топке, вызывающая усиленное шлакование и ее, и поверхностей нагрева (особенно при сжигании топлива с низкой температурой плавления золы), может быть причиной повышения температуры перегретого пара на выходе из перегревателя и других неполадок котла.

Неправильная организация процесса горения приводит к затягиванию факела в верхнюю часть топки, снижению интенсивности теплообмена и повышению температуры газов на выходе из топки, что также является причиной шлакования верха топки и пароперегревателя.

Неравномерное шлакование приводит к увеличению локальных теплонапряжений, а также температурных перекосов на выходе из топки, которые ухудшают условия работы конвективных поверхностей нагрева (в первую очередь – перегревателя) и могут стать причиной повреждения труб из–за пережога.

В факельно–слоевых топках с забрасывателями угля (ПМЗ, топки ВТИ–Комега и др.) встречаются неполадки механизмов подачи забрасывателя топлива, а также шлакование экранов.

При слоевом сжигании топлива наиболее повреждаемым, участком топки являются колосниковая решетка и ее узлы. В неподвижных решетках следует обращать внимание на колосники и привод их устройств для опрокидывания при очистке топки. В механических топках надежность определяется исправностью ходовой части и привода цепных решеток, а также работой колосников.

Дефектами цепных механических решеток являются: задевания подвижной, части решетки из–за недостаточных зазоров в сопряжении ходовой части с неподвижными узлами топки, перекосы во время работы колосникового полотна, повреждения колосников и заклинивание решетки. К неполадкам приводят также не учтенные при монтаже и ремонте тепловые деформации узлов и деталей топки.

В случае затруднения свободного теплового перемещения рамы решетки может происходить коробление ее узлов с изменением зазоров между ними и ходовой частью, перекос полотна из–за нарушения правильного взаимного положения приводного и натяжного валов решетки. В результате перекоса рамы ухудшаются условия работы подшипников и шеек валов.

Перекос полотна решетки может возникнуть при негоризонтальном расположении одного или двух валов решетки, непараллельности их между собой или неперпендикулярном расположении валов к продольной оси решетки, а также при неодинаковом (по ширине полотна) натяжении цепей и неправильном сцеплении их с зубьями звездочек.

Поломки колосников, разрывы цепей, а также повреждения ходовой части и привода цепных решеток возможны в результате неисправности защитных приспособлений редукторов приводов решеток, не выключающих привод решетки при недопустимом увеличении сопротивления ее движению.

Перегрев колосников цепной решетки, коробление, поломка и выпадение их могут происходить из–за заплавления шлаком части решетки и прекращения охлаждения воздухом, неправильного содержания решетки в горячем резерве, несоблюдения режима периодических пусков, накопления раскаленного шлака в бункере и несвоевременной очистки зон и шлакового бункера.

Выпадение колосников происходит из–за коробления и роста чугуна при сильном их нагреве.

Повреждения колосников и увеличение сопротивления движению решетки вызываются неудачной конструкцией и состоянием шлакоснимателей, когда наконечники упираются в колосники и ломают их. Выход из строя колосников может быть вызван также низким качеством чугуна и литья, изготовлением колосников с отступлением от проектных размеров и механических условий и др.

Основными неполадками беспровальных цепных решеток являются обгорание боковых держателей колосников и контактных уплотнителей в результате провала топлива через увеличенные зазоры между панелями (и подпанельными плитами) и боковыми держателями и горение его у боковых уплотнений. Горение провалившегося топлива продолжается между ходовой частью решетки и рамой после прогара уплотнений, из–за чего повреждаются металлические листы уплотнительной коробки рамы и обгорают концы стяжных болтов, что ведет к расстройству полотна решетки и ее заклиниванию, выпадению колосников.

Выпадение колосников может быть из–за некачественной сборки или ремонта ходовой части решетки: постановки длинных распорных трубок и недостаточной затяжки стяжных болтов, изгиба их из–за неправильной посадки звездочек, растяжения крайних тяговых цепей, скручивания переднего вала. Укорочение распорных трубок и затяжка стяжных болтов, отсутствие зазоров в установке держателей и колосников также являются причиной их поломок. К выпадению и поломке колосников ведут неравномерное их расположение в плоскости полотна и по вер-тикали в результате несоблюдения проектных размеров деталей ходовой части, неравномерного растяжения цепей, неправильного изготовления и установки звездочек, взносы их зубьев, скручивания вала и др.

В практике иногда наблюдается коробление передней части решетки, вызываемое местным сопротивлением ее движению. Если не принять срочных мер по устранению, возможна поломка держателей и колосников в случае неисправности выключающего устройства.

 Причиной заклинивания и коробления полотна является также зажатие опрокинутого переднего колосника держателя, который при переходе полотна через звездочки ведущего вала западает под последний колосник впереди идущего держателя.

Необходимо отметить, что модернизированные цепные решетки (БЦРМ) с улучшенной конструкцией боковых уплотнений и других узлов решетки работают более устойчиво.

Повреждения подшипников и шеек валов решетки могут быть при плохом качестве смазочного материала или его недостаточном количестве. Повреждения валов происходят при заклинивании решеток и несрабатывании предохранительного устройства редуктора, в результате чего возможны разрывы цепей, повреждения цепных звездочек, муфт и деталей коробок скоростей и редуктора.

При плохом ведении топочного процесса – протягивании зоны интенсивного горения кокса и хвостовой части решетки – происходят обгорание шлакоснимателей или колосников шлаковых подпоров, недостаточно охлаждаемых воздухом. В случае выпадения колосников шлаковых подпоров в хвостовой части решетки увеличиваются присосы воздуха.

При неправильном режиме горения топлива могут быть повреждения регуляторов слоя. Коробление и заклинивание гильотины регулятора, и обгорание ее нижней части возможны при форсировании горения сухого топлива в первой зоне.

4.2 Мероприятия по предупреждению аварий котлов, работающих на газовом топливе

Подготовке котельной к работе на газовом топливе после окончания монтажа, капитального ремонта, перевода на газовое топливо и отопительного сезона предшествует первичный пуск газа и ввод в эксплуатацию системы газоснабжения. Система газоснабжения котельной должна быть выполнена в соответствии с "Правилами безопасности в газовом хозяйстве" Госгортехнадзора СССР, СНиП 11.04.08–87.

Газ поступает в газопроводы котельной от общего распределительного газопровода в местный газорегуляторный пункт (ГРП) или газовую регуляторную установку (ГРУ), где давление газа снижается с высокого или среднего до рабочего.

Перед пуском котельной в работу следует провести ремонт (ревизию) газопроводов, газового оборудования, автоматики безопасности, контрольно–измерительных приборов.

Подготовительные мероприятия по пуску котельной после длительного перерыва в работе осуществляет обслуживающий персонал котельной совместно с работниками газового хозяйства. Для этого необходимо при входе в котельную в вечернее или ночное время включить дежурное освещение во взрывобезопасном исполнении выключателем, установленным с наружной стороны помещения, и произвести анализ содержания природного газа в воздухе (в помещении) газоанализатором во взрывобезопасном исполнении.

При обнаружении содержания природного газа в воздухе более 0,1 % по объему следует:

1.немедленно обеспечить проветривание котельной естественной (путем открывания фрамуг, окон, дверей, дефлекторов) и принудительной (путем включения приточных и вытяжных вентиляторов) вентиляцией.

2.срочно вызвать аварийную службу организации по эксплуатации газового хозяйства для выявления и устранения причин загазованности;

3.включить общее электроосвещение в обычном исполнении;

4.проверить работу систем естественной (принудительной) вентиляции (открытие дефлекторов, жалюзийных решеток) во всех помещениях котельной (котельного зала, ГРУ, узла регулирования и т. д.);

5.проверить комплектность средств пожаротушения, наличие и исправность средств индивидуальной защиты, наличие укомплектованной медикаментами аптечки, наличие телефонной связи и т. д.;

6.убедиться, что все запорные устройства газовой системы закрыты, кроме кранов на продувочных свечах, ГРУ и котельной;

7.проверить комплектность и исправность аппаратуры и контрольно-измерительных приборов, а также подготовить их к пуску в работу;

8.подвергнуть газопроводы котельной контрольной опрессовке воздухом давлением 10 кПа (падение давления не должно превышать 0,6 кПа за 1ч), подземные и наземные независимо от расчетного давления газа – давлением 20 кПа (падение давления не должно превышать 100 Па за 1ч).

Для контроля за давлением в газопроводе устанавливают жидкостный манометр. Если плотность газопровода достаточна, приступают к его продувке газом.

Газопроводы и оборудование ГРП продувают через свечи, ГРП, а внутренние газопроводы цехов – через свечи, установленные на концах газопроводов.

Продувка газопроводов в топку и в газопроходы котлов категорически запрещается.

Перед продувкой все газопроводы, арматура и оборудование должны быть тщательно осмотрены и открыты для прохода газа, кроме запорных устройств перед горелками, запальниками, жидкостными манометрами, выводными трубками и т. д., чтобы газ при продувке не мог проникнуть в помещение котельной, цехов, ГРП.

Продувку газопровода рекомендуется проводить при давлении не более 5 кПа, чтобы избежать больших скоростей газа, при которых возможно образование искры от оставшихся в газопроводе кусочков металла, камня и т. п. Давление газа регулируют запорным устройством в начале продуваемого участка. Продолжительность продувки должна быть не менее 3–5 мин (в зависимости от длины газопровода).

Конец продувки отдельных участков определяют отбором пробы газа из выводных трубок и запальников, наиболее удаленных по ходу газа, и проверкой этой пробы при помощи газоанализатора или путем подачи газа в мыльный раствор, залитый в открытую емкость, для опробования огнем "на хлопок", на отсутствие в газе кислорода.

При опробовании на "хлопок" после образования мыльных пузырей ем-кость выносят из помещения и зажигают газ. Если проба не воспламеняется или вспыхивает с хлопком, значит из газопровода выходит нечистый газ и его следует продолжать продувать через свечу. Если в газопроводе чистый газ, проба и газовые пузыри горят спокойным пламенем без хлопков. Объемная доля кислорода в газе должна быть не более 1 %.

Затем следует:

1.открыть шиберы за всеми котлами, включить в работу дутьевые вентиляторы и дымосос для общей вентиляции то¬пок и газоходов котла. Вентиляцию осуществлять не менее 10 мин;

2.подготовить к пуску один из котлов (обычно наиболее удаленный от ввода газа), замерив разрежение в его топке;

3.закрыть у всех неработающих котлов, пуск которых бу¬дет осуществлен во вторую очередь, шиберы во избежание ухудшения тяги в пускаемом котле;

4.прикрыть воздушные заслонки на воздухопроводе перед горелками и направляющий аппарат дымососа;

5.открыть примерно на четверть хода первую задвижку на газовом вводе, чтобы избежать выброса ртути или воды из жидкостного манометра, присоединенного к коллектору газопровода котельной (задвижка открывается полностью после установления в газопроводе рабочего давления).

Ввод в действие котельной производится при наличии акта о ремонте газопроводов, газового оборудования, автоматики безопасности, контрольно–измерительных приборов, дымоотводящих устройств, систем вентиляции, электроосвещения, об исправности котлов, о газонепроницаемости перекрытия и стен (для встроенных котельных) и акта проверки готовности котельной, составленного комиссией, в которую входят представители предприятия газового хозяйства и лицо, ответственное за эксплуатацию котельной, а также при наличии удостоверений о проверке знаний ответственного лица и обслуживающего персонала.

Все указания работников газоснабжающей организации и Госгортехнадзора СССР, сделанные в эксплуатационной документации или оформленные специальными предписаниями, должны быть к началу пуска котельной полностью выполнены.

При ремонте и эксплуатации паровых и водогрейных котлов, работающих на газе, должны быть также выполнены "Правила взрывобезопасности при использовании мазута и природного газа в котельных установках".

Ремонт газового оборудования и внутрицеховых газопроводов должен проводиться не реже одного раза в год, если согласно паспортам заводов–изготовителей на оборудование и приборы автоматики не требуется проведения ремонта (ревизии) в более короткое время.

Если газопроводы и газовое оборудование котельной находились в ремонте или на консервации, пуск котлов необ¬ходимо производить только при положительных результатах испытания системы с проверкой плотности всех отключаемых устройств.

Если падение давления за 1 ч при испытании на плотность газопроводов среднего давления до 0,1 МПа не превышает 1,5 % испытательного, а низкого давления не превышает 0,6 кПа, то газопроводы считаются выдержавшими испытания.

Плотность газопроводов в местах присоединения к ним газовых горелок проверяет эксплуатационная организация путем обмыливанием этих мест при розжиге горелок под рабочим давлением газа.

Для приготовления мыльного раствора на 1 л воды требуется 50 г мыла, а при низких температурах в раствор добавляют немного поваренной соли. Пенообразующий раствор наносят кисточкой на проверяемые соединения, швы, стыки. Места выхода газа обнаруживают по пузырькам пены.

Газопроводы и оборудование ГРП (ГРУ) испытывают на плотность в течение 12 ч, при этом допускаемое падение давления не должно превышать 1 % испытательного.

Пользоваться открытым огнем при проверке плотности газопровода, а также при наличии утечек газа запрещается.

До пуска котельной установки, работающей на газовом топливе, необходимо составить эксплуатационную инструкцию с учетом местных условий, в которую включить требования взрывобезопасности. Инструкция со схемами трубопроводов и планом эвакуации персонала вывешивается на рабочих местах.

С целью погашения взрывного давления и для отвода из помещения ко-тельной газов осуществляют остекление не менее 30 % площади поверхности одной из наибольших наружных стен.

Устранение остальных нарушений в работе котла и вспомогательного оборудования производите в соответствии с указаниями

Таблица 3

Нарушение в работе	Признаки появления нарушения	Действия персонала по устранению нарушения
1. Ухудшение процесса горения	Факел неустойчивый, имеет темные полосы и светящиеся "звездочки"; дымление факела, его отрыв, сепарация мазута на экраны топки и под котла; появление продуктов химической неполноты сгорания, пульсация в топке	1. Восстановите режим работы котла в соответствии с режимной картой. 2. Поочередно продуйте паром форсунки котла; при необходимости снимите их, разберите и промойте легким топливом. Проверьте форсунки на водяном стенде. 3. Проверьте состояние лопаточного аппарата горелок.
2. Повышение температуры уходящих газов	Несоответствие значений температуры уходящих газов режимной карте	1. Установите соотношение топливо-воздух в соответствии с режимной картой.
Ограничение теплопроизводительности котла по тяге	Котел не берет номинальную нагрузку	2. Произведите очистку конвективных поверхностей нагрева котла от золовых отложений.
		3. Проверьте состояние обмуровки котла
3. Свищи в поверхностях нагрева	Течь воды под котлом	1. Определите место и характер повреждения, доложите начальнику смены электростанции. 2. Проверьте соответствие качества подпиточной воды установленным нормам, в случае нарушения водно-химического режима потребуйте от начальника химического цеха соблюдения норм
4. Ухудшение качества подпиточной воды	По данным химического цеха	1. Поставьте в известность начальника смены для принятия мер к ликвидации нарушения. 2. Снизьте до минимально допустимой теплопроизводительность котла, временно отключите систему рециркуляции, при возможности поднимите давление воды в прямой магистрали теплосети. 3. Усильте контроль за работой поверхностей нагрева. 4. В случае необходимости по распоряжению главного инженера электростанции (начальника отопительной котельной) остановите котел
5. Снижение температуры воды на входе в котел ниже 60 °С (на газе) и 70 °С (на мазуте)	По показаниям КИП	1. Поставьте в известность начальника смены электростанции (отопительной котельной). 2. Увеличьте долю рецир-кулируемой воды на входе в котел, увеличьте подогрев сетевой воды в сетевых подогревателях (на ТЭЦ) для поддержания требуемой температуры воды на входе в котел

5. Котлоочистительные работы

В процессе эксплуатации водогрейных котлов на внутренних поверхностях водяного тракта образуются отложения. При соблюдении регламентируемого водного режима отложения состоят в основном из оксидов железа. При нарушениях водного режима и использовании для подпитки сетей некачественной воды или продувочной воды от энергетических котлов в отложениях могут присутствовать также (в количестве от 5 % до 20 %) соли жесткости (карбонаты), соединения кремния, меди, фосфатов.

При соблюдении водного и топочного режимов отложения равномерно распределяются по периметру и высоте экранных труб. Незначительное увеличение их может наблюдаться в районе горелок, а уменьшение - в районе пода. При равномерном распределении тепловых потоков количество отложений на отдельных трубах экранов в основном примерно одинаково. На трубах конвективных поверхностей отложения также в основном равномерно распределяются по периметру труб, а количество их, как правило, меньше, чем на трубах экранов. Однако в отличие от экранных на отдельных трубах конвективных поверхностей разница в количестве отложений может быть значительной.

 Определение количества отложений, образовавшихся на поверхностях нагрева в процессе эксплуатации котла, проводится после каждого отопительного сезона. Для этого из различных участков поверхностей нагрева вырезаются образцы труб длиной не менее 0,5 м. Количество этих образцов должно быть достаточным (но не менее 5 - 6 шт.) для оценки фактической загрязненности поверхностей нагрева. В обязательном порядке вырезаются образцы из экранных труб в районе горелок, из верхнего ряда верхнего конвективного пакета и нижнего ряда нижнего конвективного пакета. Необходимость вырезки дополнительного количества образцов уточняется в каждом отдельном случае в зависимости от условий эксплуатации котла. Определение удельного количества отложений (г/м2) может выполняться тремя способами: по потере массы образца после травления его в ингибированном растворе кислоты, по поте-ре массы после катодного травления и путем взвешивания отложений, удаленных механическим способом. Наиболее точным методом из перечисленных является катодное травление.

Химический состав определяется из усредненной пробы отложений, снятых с поверхности образца механическим способом, или из раствора после травления образцов.

 Эксплуатационная химическая очистка предназначена для удаления с внутренней поверхности труб образовавшихся отложений. Она должна производиться при загрязненности поверхностей нагрева котла 800 - 1000 г/м2 и более или при увеличении гидравлического сопротивления котла в 1,5 раза по сравнению с гидравлическим сопротивлением чистого котла.

Решение о необходимости проведения химической очистки принимает комиссия под председательством главного инженера электростанции (начальника отопительной котельной) по результатам анализов на удельную загрязненность поверхностей нагрева, определения состояния металла труб с учетом данных эксплуатации котла.

Химическая очистка производится, как правило, в летний период, когда отопительный сезон закончен. В исключительных случаях она может выполняться и зимой, если нарушается безопасная работа котла.

 Химическая очистка должна производиться с использованием специальной установки, включающей оборудование и трубопроводы, обеспечивающие приготовление промывочных и пассивирующих растворов, прокачку их через тракт котла, а также сбор и обезвреживание отработанных растворов. Такая установка должна быть выполнена согласно проекту и увязана с общестанционным оборудованием и схемами по нейтрализации и обезвреживанию сбросных растворов электростанции.

 Химическая очистка должна производиться с привлечением специализированной организации, имеющей лицензию на право проведения таких работ.

5.1 Требования к технологии и схемы очистки

 Моющие растворы должны обеспечивать качественную очистку поверхностей с учетом состава и количества отложений, имеющихся в экранных трубах котла и подлежащих удалению.

Необходимо оценивать коррозионные повреждения металла труб поверхностей нагрева и выбрать условия очистки моющим раствором с добавлением эффективных ингибиторов для снижения коррозии металла труб в ходе очистки до допустимых значений и ограничения появления неплотностей при химической очистке котла.

 Схема очистки должна обеспечивать эффективность очистки поверхностей нагрева, полноту удаления растворов, шлама и взвеси из котла. Очистку котлов по циркуляционной схеме следует проводить со скоростями движения моющего раствора и воды, обеспечивающими указанные условия. При этом должны учитываться конструктивные особенности котла, местонахождение конвективных пакетов в водяном тракте котла и наличие большого количества горизонтальных труб малого диаметра с многократными гибами на 90 и 180°.

 Необходимо проводить нейтрализацию остатков кислотных растворов и послепромывочную пассивацию поверхностей нагрева котла для защиты от коррозии при продолжительности простоя котла от 15 до 30 суток или последующую консервацию котла.

При выборе технологии и схемы очистки должны учитываться экологические требования и предусматриваться установки и оборудование для нейтрализации и обезвреживания отработанных растворов.

Все технологические операции должны проводиться, как правило, при прокачке моющих растворов через водяной тракт котла по замкнутому контуру. Скорость движения моющих растворов при очистке водогрейных котлов должна быть не менее 0,1 м/с, что является приемлемым, так как обеспечивает равномерное распределение моющего реагента в трубах поверхностей нагрева и постоянное поступление к поверхности труб свежего раствора. Водные отмывки необходимо выполнять на сброс со скоростями не менее 1,0 - 1,5 м/с.

Отработанные моющие растворы и первые порции воды при водных отмывках должны направляться на общестанционный узел нейтрализации и обезвреживания. Отвод воды в эти установки проводится до достижения на выходе из котла значения рН, равного 6,5 - 8,5.

При выполнении всех технологических операций (за исключением окончательной водной отмывки сетевой водой по штатной схеме) используется техническая вода. Допустимо пользование сетевой воды при всех операциях, если такая возможность имеется.

5.2 Выбор технологии очистки

 Для всех видов отложений, встречающихся в водогрейных котлах, можно использовать в качестве моющего реагента соляную или серную кислоту, серную кислоту с гидрофторидом аммония, сульфаминовую кислоту, концентрат низкомолекулярных кислот (НМК).

Выбор моющего раствора производится в зависимости от степени загрязненности очищаемых поверхностей нагрева котла, характера и состава отложений. Для разработки технологического режима очистки образцы вырезанных из котла труб с отложениями обрабатываются в лабораторных условиях выбранным раствором с поддержанием оптимальных показателей моющего раствора.

 В качестве моющего реагента используется в основном соляная кислота. Это объясняется ее высокими моющими свойствами, позволяющими очистить от любого типа отложений поверхности нагрева даже с высокой удельной загрязненностью, а также недефицитностью реагента.

В зависимости от количества отложений очистку ведут в одну (при загрязненности до 1500 г/м2) или в две стадии (при большей загрязненности) раствором с концентрацией от 4 до 7 %.

 Серная кислота применяется для очистки поверхностей нагрева от железоокисных отложений с содержанием в них кальция не более 10 %. При этом концентрация серной кислоты по условиям обеспечения ее надежного ингибирования при циркуляции раствора в контуре очистки должна быть не более 5 %. При количестве отложений менее 1000 г/м2 достаточно одной стадии кислотной обработки, при загрязненности до 1500 г/м2 требуется две стадии.

Когда очистке подвергаются только вертикальные трубы (экранные поверхности нагрева), допустимо использование метода травления (без циркуляции) раствором серной кислоты с концентрацией до 10 %. При количестве отложений до 1000 г/м2 требуется одна кислотная стадия, при большей загрязненности - две стадии.

В качестве моющего раствора для удаления железоокисных (в которых кальция менее 10 %) отложений в количестве не более 800 - 1000 г/м2 можно рекомендовать также смесь разбавленного раствора серной кислоты (концентрация менее 2 %) с гидрофторидом аммония (такой же концентрации) Такая смесь характеризуется повышенной по сравнению с серной кислотой скоростью растворения отложений. Особенностью этого метода очистки является необходимость периодически добавлять серную кислоту для поддержания рН раствора на оптимальном уровне 3,0 - 3,5 и дляпредотвращения образования соединений гидроокиси Fe (III).

К недостаткам методов с использованием серной кислоты можно отнести образование большого количества взвеси в моющем растворе в процессе очистки и меньшую по сравнению с соляной кислотой скорость растворения отложений.

При загрязненности поверхностей нагрева отложениями карбонатно-железоокисного состава в количестве до 1000 г/м2 могут использоваться сульфаминовая кислота или концентрат НМК в две стадии.

 При использовании всех кислот необходимо введение в раствор ингибиторов коррозии, защищающих металл котла от коррозии в условиях применения данной кислоты (концентрация кислоты, температура раствора, наличие движения моющего раствора).

Для химических очисток используется, как правило, ингибированная соляная кислота, в которую на заводе-поставщике введен один из ингибиторов коррозии ПБ-5, КИ-1, B-1 (В-2). При приготовлении моющего раствора этой кислоты дополнительно должен вводиться ингибитор уротропин или КИ-1.

Для растворов серной и сульфаминовой кислот, гидрофторида аммония, концентрата МНК используются смеси катапина или катамина АВ с тиомочевиной либо с тиурамом, либо с каптаксом.

 При загрязненности выше 1500 г/м2 или при наличии в отложениях кремнекислоты или сульфатов более 10 % рекомендуется проведение щелочения перед кислотной обработкой или между кислотными стадиями. Щелочение проводят обычно между кислотными стадиями раствором едкого натра или смеси его с кальцинированной содой. Добавление к едкому натру кальцинированной соды в количестве 1 - 2 % повышает эффект разрыхления и удаления сульфатных отложений.

При наличии отложений в количестве 3000 - 4000 г/м2 очистка поверхностей нагрева может потребовать последовательного чередования нескольких кислотных и щелочных обработок.

Для интенсификации удаления твердых железоокисных отложений, которые расположены в нижнем слое, и при наличии в отложениях более 8 - 10 % кремниевых соединений целесообразно добавление в кислотный раствор фторсодержащих реагентов (фторид, гидрофторид аммония или натрия), добавляемых в раствор кислоты через 3 - 4 ч после начала обработки.

Во всех этих случаях предпочтение должно отдаваться соляной кислоте.

 Для послепромывочной пассивации котла в тех случаях, когда она необходима, используется одна из следующих обработок:

а) обработка очищенных поверхностей нагрева 0,3 - 0,5 %-ным раствором силиката натрия при температуре раствора 50 - 60 °С в течение 3 - 4 ч при циркуляции раствора, что обеспечит защиту от коррозии поверхностей котла после слива раствора во влажных условиях в течение 20 - 25 сут и в сухой атмосфере в течение 30 - 40 сут;

б) обработка раствором гидроксида кальция в соответствии с методическими указаниями по его применению для консервации котлов.

5.3 Схемы очистки

 Схема химической очистки водогрейного котла включает следующие элементы:

котел, подлежащий очистке;

бак, предназначенный для приготовления моющих растворов и служащий одновременно промежуточной емкостью при организации циркуляции моющих растворов по замкнутому контуру;

промывочный насос для перемешивания растворов в баке по линии рециркуляции, подачи раствора в котел и поддержания требуемого расхода при прокачивании раствора по замкнутому контуру, а также для откачки отработанного раствора из бака на узел нейтрализации и обезвреживания;

трубопроводы, объединяющие бак, насос, котел в единый контур очистки и обеспечивающие прокачку раствора (воды) по замкнутому и разомкнутому контурам;

узел нейтрализации и обезвреживания, где собираются отработанные моющие растворы и загрязненные воды для нейтрализации и последующего обезвреживания;

каналы гидрозолоудаления (ГЗУ) или промливневой канализации (ПЛК), куда отводятся условно чистые воды (с рН 6,5 - 8,5) при отмывках котла от взвешенных веществ;

баки для хранения жидких реагентов (в первую очередь соляной или серной кислоты) с насосами для подачи этих реагентов в контур очистки.

 Промывочный бак предназначен для приготовления и подогрева моющих растворов, является усреднительной емкостью и местом вывода газа из раствора в контуре циркуляции при очистке. Бак должен иметь антикоррозионное покрытие, должен быть оборудован загрузочным люком с сеткой с размером ячеек 10´10 ÷ 15´15 мм или с дырчатым днищем с отверстиями этого же размера, уровнемерным стеклом, гильзой для термометра, переливным и дренажным трубопроводами. Бак должен иметь ограждение, лестницу, устройство для подъема сыпучих реагентов, освещение. К баку должны быть подведены трубопроводы подачи жидких реагентов, пара, воды. Подогрев растворов паром осуществляется через барботажное устройство, расположенное в нижней части бака. Целесообразно в бак подвести горячую воду из теплосети (с обратной линии). Техническая вода может подаваться как в бак, так и во всасывающий коллектор насосов.

Вместимость бака должна быть не менее 1/3 объема промывочного контура. При определении этого значения необходимо учитывать вместимость трубопроводов сетевой воды, включенных в контур очистки, или тех, которые будут заполнены при этой операции. Как показывает практика, для котлов тепловой производительностью 100 - 180 Гкал/ч объем бака должен быть не менее 40 - 60 м3.

Для равномерного распределения и облегчения растворения сыпучих реагентов целесообразно от трубопровода рециркуляции, заведенного в бак для перемешивания растворов, отвести в загрузочный люк трубопровод диаметром 50 мм с резиновым шлангом.

Насос, предназначенный для прокачки моющего раствора по контуру очистки, должен обеспечивать скорость движения не менее 0,1 м/с в трубах поверхностей нагрева. Выбор этого насоса производится по формуле

Q = (0,15 ÷ 0,2) • S • 3600,

где Q - подача насоса, м3/ч;

0,15 ÷ 0,2 - минимальная скорость движения раствора, м/с;

S - площадь максимального поперечного сечения водяного тракта котла, м2;

3600 - переводной коэффициент.

Для химической очистки водогрейных котлов с тепловой производительностью до 100 Гкал/ч могут применяться насосы с подачей 350 - 400 м3/ч, а для очистки котлов с тепловой производительностью 180 Гкал/ч - 600 - 700 м3/ч. Напор промывочных насосов должен быть не менее гидравлического сопротивления промывочного контура при скорости 0,15 - 0,2 м/с. Этой скорости для большинства котлов соответствует напор не выше 60 м вод. ст. Для прокачки моющих растворов устанавливаются два насоса, предназначенные для перекачки кислот и щелочей.

Трубопроводы, предназначенные для организации прокачки моющих растворов по замкнутому контуру, должны иметь диаметры не менее диаметров соответственно всасывающих и напорных патрубков промывочных насосов, трубопроводы отвода отработанных моющих растворов из контура очистки в бак-нейтрализатор могут иметь диаметры, значительно меньшие диаметров основных напорно-возвратных (сбросных) коллекторов.

Контур очистки должен предусматривать возможность слива всего или большей части моющего раствора в бак.

Диаметр трубопровода, предназначенного для отвода отмывочной воды в промливневый канал или систему ГЗУ, должен учитывать пропускную способность этих магистралей. Трубопроводы контура очистки котла должны быть стационарными. Их трассировка должна быть выбрана таким образом, чтобы они не мешали обслуживанию основного оборудования котла в период эксплуатации. Арматура на этих трубопроводах должна быть расположена в доступных местах, трассировка трубопроводов должна обеспечивать их опорожнение. При наличии на электростанции (отопительной котельной) нескольких котлов монтируются общие напорно-возвратные (сбросные) коллекторы, к которым подсоединены трубопроводы, предназначенные для очистки отдельного котла. На этих трубопроводах необходимо установить запорную арматуру.

Сбор моющих растворов, поступающих из бака (по линии перелива, дренажной линии), от корыт пробоотборников, от протечек насосов через сальники и т.д., должен осуществляться в приямке, откуда они специальным откачивающим насосом направляются на узел нейтрализации.

При проведении кислотных обработок в поверхностях нагрева котла и трубопроводах промывочной схемы нередко образуются свищи. Нарушение плотности контура очистки может произойти в начале кислотной стадии, а величина потерь моющего раствора не позволит дальнейшее выполнение операции. Для ускорения опорожнения дефектного участка поверхности нагрева котла и последующего безопасного проведения ремонтных работ по устранению течи целесообразно в верхнюю часть котла подвести азот или сжатый воздух. Для большинства котлов удобным местом подсоединения являются воздушники котла.

Направление движения кислотного раствора в контуре котла должно учитывать место нахождения конвективных поверхностей. Целесообразно направление движения раствора в этих поверхностях организовать сверху вниз, что будет способствовать удалению отслоившихся частиц отложений из этих элементов котла.

 Направление движения моющего раствора в экранных трубах может быть любым, так как при восходящем потоке при скорости 0,1 - 0,3 м/с в раствор будут переходить мельчайшие взвешенные частицы, которые при этих скоростях не будут осаждаться в змеевиках конвективных поверхностей при движении сверху вниз. Крупные частицы отложений, для которых скорость движения меньше скорости витания, будут скапливаться в нижних коллекторах панелей экранов, поэтому их удаление оттуда необходимо производить интенсивной водной отмывкой при скорости воды не менее 1 м/с.

Для котлов, в которых конвективные поверхности являются выходными участками водяного тракта, целесообразно направление потока организовать так, чтобы они были первыми по ходу движения моющего раствора при прокачке по замкнутому контуру.

Схема очистки должка иметь возможность изменения направления потока на противоположное, для чего должна быть предусмотрена перемычка между напорным и сбросным трубопроводами.

Обеспечение скорости движения отмывочной воды выше 1 м/с может быть достигнуто при подключении котла к магистрали теплосети, при этом схема должна предусматривать прокачку воды по замкнутому контуру с постоянным отводом отмывочной воды из контура котла при одновременной подаче в него воды. Количество подаваемой в контур очистки воды должно соответствовать пропускной способности сбросного канала.

С целью постоянного отвода газов из отдельных участков водяного тракта воздушники котла объединяются и выводятся в промывочный бак.

Подсоединение напорно-возвратного (сбросного) трубопроводов к водяному тракту должно производиться как можно ближе к котлу. Для отмывки участков трубопровода сетевой воды между секционной задвижкой и котлом целесообразно использовать линию байпаса этой задвижки. При этом давление в водяном тракте должно быть меньше, чем в трубопроводе сетевой воды. В некоторых случаях эта линия может служить дополнительным источником поступления воды в контур очистки.

 Для повышения надежности схемы очистки и большей безопасности при ее обслуживании она должна быть укомплектована стальной арматурой. С целью исключения перетоков растворов (воды) из напорного трубопровода в возвратный по перемычке между ними, пропуска их в сбросной канал или бак-нейтрализатор и для возможности установки при необходимости заглушки арматура на этих трубопроводах, а также на линии рециркуляции в бак должна быть фланцевая.

Схемы ремонтных мастерских

Примерная схема планировки комплектовочного отделения.

Примерная схема планировки отделения ремонта и электрооборудования

Список литературы

1.   Сидельковский Л.Н., Котельные установки промышленных предприятий: учебное      пособие для вузов по специальности "Промышленная теплоэнергети-ка " /Л.Н. Сидельковский, В.Н. Юренев// - М.: Бастет, 2009, - 526 с.

2.   Соколов Б.А., Котельные установки и их эксплуатация: учебник /Б.А. Соколов// – М.: Академия, 2011.

3.   Соколов Б.А., Паровые и водогрейные котлы малой и средней мощности:        /Б.А. Соколов/ учебное пособие для вузов  – М.: Академия, 2011. – 126  c

4.   Соколов Б.А., Котельные установки, работающие на твердом топливе: учебное пособие /Б.А. Соколов/ – М.: Академия, 2012.

5.   Котельные установки: Энциклопедия  т. IV-18 - М.: Машиностроение, 2009.

6.   Гусев Ю.Л. Основы проектирования котельных установок:  учебное пособие 2-е изд./ Ю.Л. Гусев/  - М.: Стройиздат, 1973 г. - 248 с.

7.   Днепров Ю.В., Смирнов Д.Н., Файнштейн М.С. Монтаж котельных установок малой и средней мощности. 4-е изд./ Ю.В. Днепров, Д.Н. Смирнов, М.С. Файнштейн // - М.: Высшая школа, 1985 г. - 272 с.

8.   Паршин А.А., Митор В.В. Тепловые схемы котлов./ А.А. Паршин, В.В. Митор / - Недра, 1987 г. - 224 с.

9.   СП 89.13330. 2012. Котельные установки. Актуализированная редакция СНиП II-35-76. - М.: Минрегион России, 2012 - 93 с.

10.    СП 124.13330.2012. Тепловые сети. Актуализированная редакция СНиП 41- 02-2003. - М.: Минрегион России, 2012 - 65 c.

11.    Фокин, В.М. Теплогенераторы котельных / В.М. Фокин – М.: Машиностроение-1, 2005. – 106 с