Остановка трубопровода пара и горячей воды. Порядок отключения трубопроводов. Проектирование прокладки трубопроводов

06.08.2023

РД 34.39.503-89

ТИПОВАЯ ИНСТРУКЦИЯ
ПО ЭКСПЛУАТАЦИИ ТРУБОПРОВОДОВ ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ

Срок действия с 01.01.90
до 01.01.95*
_______________________
* См. ярлык "Примечания".

РАЗРАБОТАНО Предприятием "Сибтехэнерго" Производственного объединения по наладке, совершенствованию технологии и эксплуатации электростанций и сетей "Союзтехэнерго"

ИСПОЛНИТЕЛИ А.Е.Ковалева, Ф.Г.Лейер

УТВЕРЖДЕНО Главным научно-техническим управлением энергетики и электрификации 12.04.89 г.

Заместитель начальника А.П.Берсенев

СОГЛАСОВАНО с Главным производственным управлением энергетики и электрификации 09.09.88 г.

Главный инженер Г.Г.Яковлев

ВВОДИТСЯ ВПЕРВЫЕ

Настоящая Типовая инструкция устанавливает требования по подготовительным и пусковым операциям, наблюдению за техническим состоянием трубопроводов, выводу трубопроводов в ремонт и организации ремонта, действиям оперативного персонала в аварийных ситуациях, эксплуатационному контролю в период приемки из монтажа и ремонта трубопроводов тепловых электростанций.

Типовая инструкция распространяется на трубопроводы, транспортирующие пар с рабочим давлением более 0,07 МПа (0,7 кгс/см) или воды о температурой более 115 °С.

Типовая инструкция обязательна для оперативного персонала тепловых электростанций и работников, выполняющих контроль за монтажом, наладкой, приемкой и наблюдение за работой трубопроводов, а также для персонала научно-исследовательских, проектных, конструкторских, строительно-монтажных, ремонтных и наладочных организаций, выполняющих работы на тепловых электростанциях.

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Администрация предприятия, эксплуатирующего трубопровод, обязана обеспечить исправное состояние и безопасность эксплуатации путем организации приемки из монтажа и ремонта и надзора за обслуживанием трубопровода.

1.2. Начальник котлотурбинного цеха должен определить из числа персонала список лиц, ответственных за эксплуатацию трубопроводов.

1.3. При эксплуатации трубопроводов персоналом котлотурбинного цеха должны выполняться:

контроль за тепловыми перемещениями в соответствии с "Методическими указаниями по контролю за перемещениями паропроводов тепловых электростанций: РД 34.39.301-87 ";

наблюдение за состоянием трубопроводов (см. разд.6);

контроль за температурными режимами работы металла трубопровода при пусках и остановах (см. разд.3, 4; местные инструкции по пуску оборудования);

контроль за работами при монтаже (приложение 1) и ремонте трубопроводов.

1.4. Сдача трубопроводов в ремонт осуществляется в соответствии с разд.7 и ОСТ 34-38-567-82* "Порядок сдачи в ремонт и выдача из ремонта".

________________

ссылке

1.5. Лицо, ответственное за эксплуатацию трубопроводов, в соответствии с требованиями нормативно-технических документов (НТД) контролирует сроки и объемы контроля металла, выполняемого лабораторией металлов.

1.6. На основании данной Типовой инструкции на каждой тепловой электростанции должны быть разработаны местные инструкции, учитывающие конкретные условия эксплуатации трубопроводов на данной электростанции. Начальники котлотурбинного цеха и лаборатории металла должны определить список лиц, для которых обязательно знание этой инструкции.

1.7. На каждом предприятии (участке, цехе) должны иметься площадки для ремонта трубопроводов и арматуры, а на табличках должны быть указаны допустимые для них нагрузки. Площадки обслуживания должны быть также в местах установки индикаторов тепловых перемещений и местах врезки КИП.

2. MEРЫ БЕЗОПАСНОСТИ

2.1. При выполнении монтажных работ необходимо соблюдать меры безопасности, изложенные в "Инструкции по монтажу трубопроводов пара и воды на тепловых электростанциях" (М.: Информэнерго, 1976). При выполнении ремонтных и наладочных работ, а также при наблюдениях за техническим состоянием трубопроводов в процессе эксплуатации необходимо руководствоваться "Правилами техники безопасности при эксплуатации тепломеханического оборудования электростанций и тепловых сетей" (М.: Энергоатомиздат, 1985).

Дополнительные требования к мерам безопасности изложены ниже.

2.2. При тарировке или фиксации установочной высоты персонал должен принять меры по соответствующей защите (применять легкие защитные кожухи). При тарировке пружин или сборке их в блоки следует пользоваться устройством, исключающим выскальзывание пружин при сжатии.

2.3. На период срезки стяжек все прочие работы на этом трубопроводе должны быть прекращены. Работающие на соседнем оборудовании должны быть предупреждены о возможности сотрясения трубопровода и о недопустимости нахождения на трубопроводе, под ним или соприкосновения с ним во время срезки стяжек.

2.4. Срезку стяжек необходимо производить с площадок обслуживания трубопроводов, монтаж и сварка которых полностью закончены в соответствии с проектом, или со специально сооруженных лесов. Леса должны быть приняты мастером по монтажу или ремонту трубопроводов с записью в журнале приемки и осмотра лесов и подмостей. Запрещается выполнять срезку стяжек с лесов, лестниц, подмостей, связанных с трубопроводом. Срезка стяжек может выполняться с люлек, соседнего трубопровода или оборудования с применением предохранительных поясов. Нахождение на трубопроводе, на подвесках которого срезаются стяжки, и крепление карабином предохранительного пояса к деталям этих подвесок не допускается. Выполняющий срезку стяжек должен находиться сбоку на расстоянии вытянутой руки от места реза. Места возможного падения срезанных стяжек должны быть ограждены.

2.5. Для снижения динамического воздействия на трубопровод при срезке приварных монтажных стяжек с блоков пружин, установочная затяжка которых отличается от затяжки для холодного состояния более чем на 20%, должны применяться упрощенные резьбовые стяжки, разгрузочные устройства или грузоподъемные механизмы.

2.6. Перед сборкой блоков пружин, блоков опор и подвесок или регулировкой высоты пружин необходимо проверить резьбу тяг и гаек. При наличии ржавчины следует промыть керосином и восстановить консервирующее покрытие.

2.7. При регулировке высоты пружин в опорных блоках необходимо применить ограничивающие скобы.

2.8. При регулировке высот опорных пружин с допускаемой нагрузкой более 2 т и блоков пружин, имеющих траверсы с допускаемой нагрузкой более 3 т, необходимо применение тали или другого грузоподъемного механизма.

2.9. Пружины необходимо затягивать или расслаблять основной гайкой; для предохранения от срыва при срезании резьбы на конце тяги следует навернуть контргайку.

2.11. Разметку мест крепления опорных конструкций и их установку, а также монтаж трубопроводов необходимо вести с лесов, подмостей или вышек, выполненных в соответствии с требованиями об устройстве лесов.

2.12. При пробивке отверстий в стенах и перекрытиях для проводки труб или для крепления опор и подвесок следует пользоваться защитными очками. В случае необходимости рабочее место ограждается защитными экранами. В места пробивки отверстий необходимо прекратить доступ посторонних лиц.

2.13. Установка и снятие заглушек, отделяющих ремонтируемый участок, а также все работы по устранению дефектов должны выполняться на отключенном и опорожненном трубопроводе по наряду-допуску при открытом на атмосферу дренаже. При закрытии нарядов следует убедиться в том, что в районе проведения работ устранены временные опоры и подвески, сняты фиксирующие стяжки с блоков пружин, проемы очищены от посторонних предметов.

2.14. При выполнении работ, требующих кратковременного пребывания на работающем паропроводе, обязательна страховка-крепление предохранительного пояса к неподвижным конструкциям, так как возможны толчки паропровода при срабатывании клапанов.

2.15. В местных инструкциях должны быть указаны мероприятия по ликвидации аварийных ситуаций в соответствии с "Типовой инструкцией по предупреждению и ликвидации аварий на тепловых электростанциях: ТИ 34-66-061-87*" (М.: СПО Союзтехэнерго, 1987).

________________

* Документ не приводится. За дополнительной информацией обратитесь по ссылке . - Примечание изготовителя базы данных.

3. ПОДГОТОВКА ТРУБОПРОВОДОВ К ПУСКУ

3.1. Особенности подготовки и наблюдения при пробных пусках и комплексном опробования приведены в приложении 1. В настоящем разделе рассматриваются вопросы подготовки к пуску в процессе эксплуатации.

3.2. До начала каждого пуска должны быть устранены все дефекты и замечания по работе трубопроводов, записанные в ремонтном журнале (или журнале дефектов), закончены все работы, связанные с ремонтом или гидроиспытаниями трубопроводов, работы по осмотру технического состояния (ревизии) и ремонту основной и дренажной арматуры предохранительных клапанов, арматуры пуско-сбросных устройств, ремонту вспомогательных трубопроводов, подключенных к основным магистралям (дренажей, воздушников, линий КИП, отборов проб). Наряды-допуски на производство работ должны быть закрыты.

3.3. После капитального и среднего ремонтов или резерва продолжительностью более 10 сут, а также после ремонтов, связанных с вырезкой и переваркой участков трубопровода, заменой арматуры, наладкой опор и подвесок и заменой тепловой изоляции, перед включением оборудования в работу должны быть осмотрены: тепловая изоляция, указатели перемещений, неподвижные и скользящие опоры, пружинные подвески, места вероятных защемлений трубопроводов и элементов опорно-подвесной системы, дренажей, воздушников, соединительных (импульсных) линий КИП, арматуры. Все выявленные дефекты необходимо устранить до начала пусковых операций.

3.4. Перед пуском необходимо проверить запорную, регулирующую и предохранительную арматуру в соответствии с местной инструкцией.

4. ПУСК ТРУБОПРОВОДОВ В РАБОТУ. СКОРОСТИ ПРОГРЕВА (РАСХОЛАЖИВАНИЯ). ОСТАНОВ

4.1. Для каждого трубопровода при включении в работу или отключении разность температур по периметру сечения не должна превышать 50 °С, а скорость прогрева (расхолаживания) не должна превышать значений, указанных в таблице.


Наименование	Интервал температур, °С	Скорость, °С/мин
		прогрева	расхолаживания
Паропроводы среднего давления (до 5 МПа)
	Более 500
Паропроводы высокого давления (св. 5 до 22 МПа)
	Более 500
Паропроводы сверхкритического давления (более 22 МПа)

	Более 500
Паросборные камеры свежего пара давлением более 22 МПа, корпуса ГПЗ и клапанов

	Более 500

Увеличение разности температур и скорости прогрева (расхолаживания) может быть разрешено местной инструкцией на основании расчетов в соответствии с "Методическими указаниями по расчету допустимых разностей температур и скоростей прогрева основных деталей котлов и паропроводов энергетических блоков: МУ 34-70-030-81" (М.: СПО Союзтехэнерго, 1983).

4.2. Прогрев участков паропроводов, входящих в пускосбросную схему котла, определяется требованиями технологии пуска и допустимыми скоростями прогрева выходных камер пароперегревателя.

Контроль следует осуществлять по штатным регистрирующим приборам.

4.3. Прогрев отдельных участков трубопроводов, секционированных задвижками, контролируется штатными термопарами.

4.4. Скорости прогрева вспомогательных трубопроводов (отборов, собственных нужд и др.) должны контролироваться штатными регистрирующими приборами.

Прогрев вспомогательных трубопроводов (дренажных, продувочных, сбросных), не подведомственных Госгортехнадзору СССР и не имеющих приборов контроля температуры, должен регулироваться степенью открытия дренажной арматуры. Скорость открытия арматуры должна быть определена в местных инструкциях (в зависимости от пусковой схемы оборудования).

4.5. Перед прогревом паропроводов необходимо убедиться в их полном опорожнении по линии слива (над воронкой должна отсутствовать струя воды). При прогреве паропровода сначала следует открывать дренажи, потом медленно и осторожно байпасы (паровые вентили) и прогревать дросселированным паром.

4.6. В случае возникновения гидравлических ударов прогрев необходимо прекратить и принять меры к устранению причин, вызвавших эти удары.

4.7. После выравнивания температуры металла по длине трубопровода и подключения потребителя (турбины, РОУ и т.д.) сбросные дренажи должны быть закрыты.

4.8. При заполнении трубопровода водой и включении его в работу необходимо тщательно удалить воздух из "воздушных мешков", образующихся в верхних точках трассы.

4.9. В процессе прогрева паропровода должны осуществляться контроль за исправностью опор и подвесок, указателей перемещений и проверка соответствия перемещений фактической температуре металла.

4.10. При останове необходимо не допускать превышение допустимых скоростей расхолаживания, указанных в таблице. При отключении энергооборудования необходимо исключить вероятность попадания воды от впрыскивающих устройств на горячие паропроводы. При достижении параметров, соответствующих точке насыщения, все дренажи должны быть открыты полностью.

4.11. После расхолаживания необходимо провести внешний осмотр трубопровода, системы его крепления, указателей температурных перемещений и зафиксировать в ремонтном журнале (журнале дефектов) выявленные дефекты.

5. АВАРИЙНЫЕ ОТКЛЮЧЕНИЯ ОБОРУДОВАНИЯ И ТРУБОПРОВОДОВ

5.1. В случаях разрыва труб пароводяного тракта, коллекторов, паропроводов свежего пара, пара промперегрева и отборов, трубопроводов основного конденсата и питательной воды, их пароводяной арматуры, тройников, сварных и фланцевых соединений энергоблок (котел, турбина) должен быть отключен и немедленно остановлен.

5.2. При обнаружении трещин, выпучин, свищей в паропроводах свежего пара, пара промперегрева и отборов, трубопроводах питательной воды, в их пароводяной арматуре, тройниках, сварных и фланцевых соединениях следует немедленно поставить в известность об этом начальника смены цеха. Начальник смены обязан немедленно определить опасную зону, прекратить в ней все работы, удалить из нее персонал, оградить эту зону, вывесить знаки безопасности "Проход воспрещен", "Осторожно! Опасная зона" и принять срочные меры к отключению аварийного участка посредством дистанционных приводов. Если при отключении невозможно резервировать аварийный участок, то соответствующее оборудование, связанное с аварийным участком, должно быть остановлено. Время останова определяется главным инженером электростанции с уведомлением дежурного инженера энергосистемы.

5.3. При обнаружении разрушенных опор и подвесок трубопровод должен быть отключен, а крепление восстановлено. Время останова определяется главным инженером электростанции по согласованию с дежурным инженером энергосистемы.

5.4. При выявлении повреждений трубопровода или его крепления необходим тщательный анализ причин повреждений и разработка эффективных мер по повышению надежности (см. п.8.6).

5.5. При выявлении течей или парений в арматуре, фланцевых соединениях или из-под изоляционного покрытия трубопроводов об этом должно быть немедленно сообщено начальнику смены. Начальник смены обязан оценить ситуацию и, если течь или парение представляет опасность для обслуживающего персонала или оборудования (например, парение из-под изоляции), принять меры, указанные в п.5.2. Течь или парение, не представляющие опасности для персонала или оборудования (например, парение из сальниковых уплотнений), должны осматриваться каждую смену.

6. НАБЛЮДЕНИЯ ЗА ТЕХНИЧЕСКИМ СОСТОЯНИЕМ ТРУБОПРОВОДОВ В УСЛОВИЯХ ЭКСПЛУАТАЦИИ

6.1. Лицо, ответственное за эксплуатацию трубопроводов, после каждого пуска и останова обязано проанализировать диаграммные ленты приборов, регистрирующих температуру металла паропроводов в переходных режимах.

6.2. Во всех случаях превышения допустимых скоростей прогрева, расхолаживания, допустимой разности температур, а также в случаях превышения температуры металла трубопровода над номинальной должны быть выявлены причины и приняты все меры по предотвращению указанных нарушений.

6.3. Во время работы обходчик один раз в смену должен производить осмотр трубопроводов. При осмотре следует обращать внимание на состояние системы крепления, изоляции, указателей перемещений, на появление повышенной вибрации, появление течи и парения в арматуре или из-под изоляции осматриваемого трубопровода, а также на течи другого оборудования, вызывающие попадание на трубопровод воды, щелочи, кислот, масел, мазута. При выявлении повреждений трубопроводов следует руководствоваться рекомендациями, изложенными в разд.5.

6.4. При проведении каких-либо работ вблизи трубопроводов должно быть исключено появление защемлений на трубопроводах за счет прокладки временных балок, подставок, подпорок и др.

6.5. Случаи повреждения опор и подвесок, пружин, указателей перемещений, нарушения изоляции по трассе и возникновения прочих дефектов должны фиксироваться в ремонтных журналах и своевременно устраняться.

6.6. Обследование условий эксплуатации, техническое освидетельствование, организация технадзора должны выполняться в соответствии с требованиями "Методических указаний по обследованию и техническому освидетельствованию объектов котлонадзора" (М.: Металлургия, 1979), "Правил устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды" (М.: Недра, 1973), а также "Типовой инструкции по осмотру питательных трубопроводов паровых котлов при техническом обслуживании: ТИ 34-70-067-87" (М.: СПО Союзтехэнерго, 1987).

6.7. При назначении обследования трубопроводов до останова оборудования необходимо наметить места сооружения лесов для обследования и участки трубопровода, на которых необходимо снять изоляцию для осмотра состояния опор и подвесок, а из ремонтных журналов выписать все выявленные дефекты.

6.8. Эксплуатационное обследование трубопроводов специализированной наладочной организацией, специализированной службой при энергоуправлениях или персоналом электростанции должно проводиться в целях проверки:

соответствия фактического исполнения проекту;

отсутствия защемлений;

состояния системы крепления и ее работоспособности;

условий дренирования;

состояния тепловой изоляции;

состояния указателей перемещений;

предохранения системы крепления от перегрузок при гидроиспытаниях или промывках.

6.9. При первичном обследовании после монтажа должны проводиться все вышеперечисленные работы. В дальнейшем работы по обследованию проводятся:

по определению соответствия фактического исполнения проекту:

после реконструкции трубопровода или системы крепления;

при выявлении отклонений от проекта во время любого осмотра или обследования;

по определению отсутствия защемлений, состояния и работоспособности системы крепления, а также тепловой изоляции до и после каждого капитального ремонта основного оборудования;

по определению условий дренирования в случаях:

обнаружения признаков стояночной коррозии;

появления гидравлических ударов и вибрации;

замедления темпов предтолчкового прогрева по сравнению с соседними (идентичными) трубопроводами;

обнаружения усталостных трещин по результатам УЗД сварных соединений;

повреждения трубопровода или системы крепления, приведших к прогибу его оси;

замены более 20% длины участка трубопровода, заключенного между неподвижными опорами;

одновременной переварки более 20% сварных соединений трубопровода;

по проверке предохранения системы крепления от перегрузок перед каждым заполнением паропроводов водой перед гидроиспытанием или промывкой при соответствующих указаниях в паспорте.

Наиболее характерные недостатки в работе трубопроводов и системы крепления и способы их устранения приведены в приложениях 2-5.

6.10. Соответствие трубопроводов проекту должно определяться по результатам измерения элементов трассы, расстояний между опорами, арматурой, а также привязочных размеров неподвижных опор к колоннам здания и перекрытию.

6.11. Возможные защемления трубопроводов выявляются осмотром трассы. Между трубопроводами и расположенным рядом оборудованием или строительными конструкциями должны быть зазоры, обеспечивающие беспрепятственное перемещение трубопроводов на значение, не меньшее расчетного.

6.12. Тип установленных в креплениях пружин должен определяться сопоставлением диаметра прутка, наружного диаметра и числа витков пружин с данными, приведенными в нормалях или отраслевых стандартах. Сортамент установленных пружин проверяется при несоответствии фактических и расчетных реакций пружин.

6.13. Фактическая высота пружины должна измеряться в двух диаметрально противоположных точках между плоскостями оснований, прилегающих к пружине. Ось измерительного средства должна быть параллельна оси пружины.

6.14. В холодном состоянии для всех трубопроводов измерения высот пружин производятся перед:

комплексным опробованием;

каждым пуском из капитального ремонта;

пуском из ремонта, в процессе которого:

заменены более 20% длины участка трубопровода между неподвижными опорами или при переварке более 20% сварных соединений;

устранялась деформация оси трубопровода из-за его повреждения;

имело место смещение оси трубопровода более 10 мм при ремонте креплений.

До измерения высот пружин в холодном состоянии перед пуском должны быть закончены все монтажные (ремонтные) работы на трубопроводе и его системе крепления, изоляционные работы, сняты временные крепления и устранены все дефекты, выявленные при обследовании. Перед измерением высот пружин в холодном состоянии паропроводы должны быть полностью дренированы, а трубопроводы, транспортирующие воду, заполнены водой.

6.15. В рабочем состоянии трубопроводов измерения высот пружин проводятся:

во время комплексного опробования;

перед выводом трубопровода в капитальный ремонт;

после пуска трубопровода из холодного состояния после ремонта, при котором проводилась замена элементов трубопровода или регулировка высот пружин.

Измерение высот пружин в рабочем состоянии должно производиться при номинальных параметрах в течение всего времени измерения. Оценка соответствия фактических и расчетных реакций пружинных креплений должна проводиться по "Инструкции по монтажу и регулировке пружинных креплений паропроводов" (М.: СЦНТИ ОРГРЭС, 1974). Допускается не проводить измерения высот пружин в рабочем состоянии для отдельных труднодоступных подвесок, если удовлетворительны измерения высот в холодном состоянии и показания указателей перемещений (или высоты пружин в рабочем состоянии для соседних подвесок).

6.16. Результаты измерения высот пружин необходимо занести в эксплуатационный формуляр проверки рабочих нагрузок в опорно-подвесной системе трубопровода (приложение 6) и сопоставить с проектными (расчетными) данными. В случае значительных отклонений высот пружин от проектных данных (более 25%) во время ближайшего останова должна проводиться подрегулировка затяжек пружин, а если понадобится, и переделка опор. Допускается в случае значительных отклонений нагрузок опор от проектных данных не проводить подрегулировку пружин и переделку опор, если выполнялись поверочные расчеты трубопровода на прочность и самокомпенсацию по фактическому состоянию опорно-подвесной системы и фактическим весовым характеристикам установленной теплоизоляции и результаты расчетов показали допустимость этого.

6.17. Объем и последовательность работ при проверке условий дренирования определяются "Методическими указаниями по наладке паропроводов тепловых электростанций, находящихся в эксплуатации" (М.: Союзтехэнерго, 1981).

6.18. При проверке состояния тепловой изоляции выборочно проверяется соответствие температуры наружной поверхности изоляционного покрытия требованиям ПТЭ. При изменении линейной плотности трубопровода более чем на 5% вследствие замены изоляционного покрытия (изменена толщина изоляции или весовые характеристики изоляционного материала) следует оценить изменение нагрузок на опоры и подвески (в том числе и при гидроиспытаниях) и при необходимости провести регулировку пружин или реконструкцию системы крепления.

6.19. Увеличение рабочей температуры трубопровода должно быть обосновано поверочным расчетом на прочность.

6.20. При подключении к эксплуатируемому трубопроводу дополнительного ответвления должен быть проведен поверочный расчет на прочность объединенной трубопроводной системы.

7. ВЫВОД ТРУБОПРОВОДОВ В РЕМОНТ. ОРГАНИЗАЦИЯ РЕМОНТА

7.1. Трубопроводы должны сдаваться в ремонт по истечении планового межремонтного периода, установленного на основании действующих норм технической эксплуатации и в большинстве случаев ремонтироваться одновременно с основным оборудованием. Сдача в ремонт трубопровода до истечения планового межремонтного периода необходима при аварийном повреждении или аварийном состоянии, подтвержденном актом с указанием причин, характера и размеров повреждения или износа. Дефекты трубопроводов, выявленные в межремонтный период и не вызывающие аварийного отключения, должны устраняться при любом ближайшем останове.

7.2. Паропроводы, работающие при температуре 450 °С и более, до капитального ремонта должны быть обследованы.

7.3. При сдаче в ремонт заказчик должен передать исполнителю конструкторско-ремонтную документацию, в которой содержатся сведения о состоянии трубопровода и его составных частей, о дефектах и повреждениях. Документация должна быть подготовлена в соответствия с ГОСТ 2.602-68*. После ремонта эта документация должна быть возвращена заказчику.

________________

* Действует ГОСТ 2.602-95 . - Примечание "КОДЕКС".

7.4. В соответствии с Правилами организации, технического обслуживания и ремонта оборудования (РДПр 34-38-030-84) при капитальном ремонте котла и станционных трубопроводов в номенклатуру должны включаться следующие работы:

проверка технического состояния паропроводов;

проверка технического состояния фланцевых соединений и крепежных деталей, замена шпилек, отработавших ресурс;

проверка затяжек пружин, осмотр и ремонт подвесок и опор;

контроль сварных швов и металла (см. п.7.6);

переварка дефектных стыков, замена дефектных элементов трубопровода или системы крепления;

осмотр и ремонт пробоотборников и охладителей отборов проб;

ремонт тепловой изоляции.

7.5. При дефектации трубопроводов должны регистрироваться провисания, выпучины, свищи, трещины, коррозионные повреждения и другие видимые дефекты. При дефектации фланцевых соединений следует проверять состояние уплотнительных поверхностей и крепежных деталей. При дефектации опор и подвесок должны регистрироваться трещины в металле всех элементов опор и подвесок и остаточная деформация в пружинах.

7.6. Порядок и объем контроля за металлом трубопроводов определяется НТД. Контроль проводится под техническим руководством лаборатории металлов.

7.7. Заказчик вправе вмешиваться в производство работ подрядчика, если последний:

допустил дефекты, которые могут быть скрыты последующими работами;

не выполняет технологические и нормативные требования технической документации.

7.8. При ремонтных работах, связанных с монтажом или демонтажом блоков пружин или деталей трубопроводов, должна соблюдаться предусмотренная проектом производства работ или технологической картой последовательность операций, обеспечивающая устойчивость оставшихся или вновь устанавливаемых узлов и элементов трубопроводов и предотвращение падения его демонтируемых частей.

7.9. Перед разборкой неподвижной опоры или разрезкой трубопровода при переварке сварных стыков по заключениям дефектоскопистов или при замене каких-либо элементов трубопровода пружины на ближайших двух подвесках с каждой стороны ремонтируемого участка должны быть зафиксированы резьбовыми приварными стяжками. На расстоянии не более 1 м в обе стороны от места разгрузки трубопровода (или разборки неподвижной опоры) следует установить временные опоры (раскрепления). Эти опоры должны обеспечивать смещение трубопроводов вдоль оси, требуемое при сварке, и фиксацию трубопровода в проектном положении. Крепление этих концов к соседним трубопроводам, опорам или подвескам не допускается.

7.10. По обе стороны от ремонтируемого участка должно быть сделано кернение на трубах, расстояние между точками кернения должно быть зафиксировано в акте. При восстановлении трубопровода должна выполняться холодная растяжка с таким расчетом, чтобы отклонение расстояния между точками кернения не превышало 10 мм.

7.11. После демонтажа участка или элемента трубопровода свободные концы оставшихся труб должны быть закрыты заглушками.

7.12. При разрезке трубопровода в нескольких точках необходимо в каждом случае выполнять операции, перечисленные в п.7.9.

7.13. При любой разрезке трубопровода после заварки замыкающего стыка необходимо составление акта с занесением его в шнуровую книгу.

7.14. После окончания ремонтных работ, связанных с разрезкой трубопровода или заменой деталей его опор, необходимо проверить уклоны трубопровода.

7.15. При замене дефектной пружины заменяющая пружина должна быть подобрана по соответствующей допускаемой нагрузке, предварительно оттарирована и сжата до расчетной для холодного состояния высоты. После установки в блок подвески и снятия фиксирующих стяжек следует проверить высоту пружины и при необходимости выполнить подрегулировку. При приварке стяжек недопустимо соприкосновение витков пружин с электрической дугой, а при срезке - с пламенем горелки, что может вызвать повреждение пружин.

7.16. При замене пружины в опоре из-за ее повреждения или несоответствия расчетным нагрузкам следует:

проложить пластины под блок пружины (если заменяющий блок имеет меньшую высоту, чем у замененного);

разобрать опорную тумбу и уменьшить ее высоту (если заменяющий блок имеет большую высоту, чем замененный).

7.17. При изменении высот пружин в пружинной опоре необходимо вынуть регулируемый блок, на тарировочном устройстве изменить его высоту и в соответствии с п.7.16 установить в опору.

7.18. После завершения работ по регулировке высот пружин в эксплуатационных формулярах должны быть зафиксированы высоты пружин после регулировки (см. приложение 6), а на указателях перемещений уточнены положения трубопровода в холодном состоянии.

7.19. Вое изменения в конструкции трубопровода, произведенные в период его ремонта и согласованные с проектной организацией, необходимо отразить в паспорте или шнуровой книге данного трубопровода. При замене поврежденных деталей трубопровода или деталей, отработавших свой ресурс, в шнуровой книге должны быть зафиксированы соответствующие характеристики новых деталей.

7.20. После окончания ремонтных и наладочных работ в ремонтном журнале должна быть сделана соответствующая запись (см. п.8.3) и составлен акт сдачи в эксплуатацию с занесением в шнуровую книгу.

8. ТРЕБОВАНИЯ К ДОКУМЕНТАЦИИ

8.1. При эксплуатации трубопроводов используется следующая документация:

технические паспорта на арматуру, трубопроводы и их детали;

монтажно-сборочные чертежи трубопроводов, рабочие чертежи опор и подвесок, деталей трубопроводов;

расчетные схемы, схемы установки указателей температурных перемещений, схемы дренажей, воздушников;

акты приемки скрытых работ по трубопроводам (о холодной растяжке, о фиксации монтажной оси, о разрезках трубопроводов при ремонте или замене деталей, продувок, химических очисток и гидроиспытаний);

формуляры по затяжке пружин, контроле перемещений;

акты приемки в эксплуатацию, заключения по расследованию повреждений трубопроводов, протоколы по расследованию причин недопустимых скоростей прогрева, расхолаживания трубопроводов или превышения рабочей температуры над расчетной.

Проектная и заводская документация должна храниться в архиве электростанции. Шнуровая книга (см. приложение 1) должна храниться у лица, ответственного за эксплуатацию трубопроводов. Документация по входному и эксплуатационному контролю металла должна храниться в лаборатории металлов.

8.2. На блочном или местном щите управления должны быть вывешены схемы трубопроводов, выполненные в условных цветах.
[email protected]

Если процедура оплаты на сайте платежной системы не была завершена, денежные
средства с вашего счета списаны НЕ будут и подтверждения оплаты мы не получим.
В этом случае вы можете повторить покупку документа с помощью кнопки справа.

Произошла ошибка

Платеж не был завершен из-за технической ошибки, денежные средства с вашего счета
списаны не были. Попробуйте подождать несколько минут и повторить платеж еще раз.

Общие положения.

1.1. Данная инструкция распространяется на трубопроводы пара и горячей воды гидрометаллургического отделения.

1.2. На трубопроводы наружным диаметром более 76мм, транспортирующие водяной пар с давлением более 0,7 кг/см 2 или горячую воду с температурой свыше 115°С распространяются «Правила устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды» (ПБОЗ-75-94).

1.3. К обслуживанию трубопроводов пара и горячей воды могут быть допущены лица из числа аппаратчиков - гидрометаллургов, прошедшие медицинское освидетельствование, обученные по программе переподготовки и повышения квалификации аппаратчиков - гидрометаллургов ЦЭН -1, аттестованные, имеющие удостоверение аппаратчика - гидрометаллурга и знающие данную инструкцию.

1.4. Периодическая проверка знаний персонала, обслуживающего трубопроводы, должна производиться не реже 1 раза в 12 месяцев и осуществляется при сдаче аппаратчиками - гидрометаллургами экзамена по окончании ежегодного обучения по безопасности труда (10 - ти часовая программа), внеочередная - в случаях, предусмотренных правилами безопасности.

1.5. Результаты первичной аттестации, периодической и внеочередной проверки знаний данной инструкции обслуживающим персоналом оформляются протоколом за подписью председателя и членов комиссии.

1.6. Допуск персонала к самостоятельной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды оформляется распоряжением по цеху после сдачи аппаратчиками - гидрометаллургами экзамена по специальности аппаратчик -гидрометаллург.

1.7. Обслуживающий персонал должен:

Знать схему трубопроводов пара и горячей воды;

Уметь своевременно выявлять неполадки в работе трубопроводов пара и горячей воды;

Следить за состоянием арматуры, сальников;

Следить за плотностью фланцевых соединений и за состоянием теплоизоляции трубопроводов;

Своевременно проверять исправность действия приборов автоматики и безопасности, средств защиты и сигнализации.

1.8. Инструкция по устройству и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды выдается технологическому персоналу ГМО и хранится на центральном пульте ГМО.

1.9. Схемы трубопроводов пара и горячей воды вывешиваются на видном месте на центральном пульте ГМО, на пультах репульпации железистых кеков, концентратного и карбонатного переделов, автоклавной установки.

1.10. Ремонтные работы фиксируются в журнале ремонтных работ ГМО, который хранится на центральном пульте ГМО. В него вносятся все выявленные в процессе обслуживания трубопроводов пара и горячей воды недостатки и меры, принятые для их устранения.

1.11. Паспорта трубопроводов хранятся и ведутся механиком энергослужбы, который является лицом, ответственным за исправное состояние и безопасную эксплуатацию трубопроводов пара и горячей воды.

1.12. Технологический персонал ГМО проводит оперативные переключения на трубопроводах пара и горячей воды, используемых на технологию ГМО.

1.13. Ремонтные работы на трубопроводах пара и горячей воды, используемых на технологию ГМО (после расходомерных узлов, установленных в теплопункте ГМО) проводят слесари механослужбы цеха, ремонтом трубопроводов до расходомерных узлов занимаются слесари энергослужбы цеха.

1.14. Оперативные переключения на технологических участках трубопроводов пара и горячей воды выполняются технологическим персоналом ГМО в соответствии с Технологической инструкцией по производству никелевого католита.

1.16. Эксплуатация трубопроводов пара и горячей воды ГМО до расходомерных узлов проводится согласно инструкций по устройству и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды ГМО и ЭО для энергослужбы цеха.

2. Устройство и технические характеристики трубопроводов.

2.1. Подача и возврат горячей воды теплопункта ГМО осуществляется по трубопроводам Д=108 мм, имеющим длину 2x40 мм, теплоизолированным и расположенным на эстакаде, отходящей к зданию ГМО. Трубопроводы подключены через задвижки Ду100 к магистральным трубопроводам горячей воды на межцеховой эстакаде. В теплопункте происходит распределение горячей воды на вентиляцию, отопление, ЛВС и технологию согласно схемы №1. Горячая вода, поступающая на технологию подается в ГМО по трубопроводу Д = 57 мм, которые не попадают под действие ПБ 03-75-94.

2.2. Подача пара высокого давления в теплопункт ГМО осуществляется по магистральному трубопроводу Д=108 мм, теплоизолированному и расположенному на межцеховой эстакаде. В теплопункте ГМО установлена задвижка Ду100 и байпас с вентилем Ду50. Пар высокого давления используется в автоклавной установке, согласно схемы

№ 2. От распределительного узла пар подается в автоклавы по трубопроводам Д = 50 мм, которые не попадают под действие ПБ 03-75-94.

2.3. Подача пара низкого давления в теплопункт ГМО осуществляется по трубопроводу Д=219 мм, имеющему длину 40 м, теплоизолированному и расположенному на эстакаде, отходящей к зданию ГМО. Трубопровод подключен через задвижку Ду200 к магистральному трубопроводу пара 13кг/см2 на межцеховой эстакаде. Из теплопункта ГМО пар 13 кг/см2 после задвижки Ду200 подается ГМО на технологические нужды ГМО по трем основным

трубопроводам Д = 112 мм. От них пар подается потребителям ГМО по трубопроводам Д = 50 мм, которые не попадают под действие ПБ 03-75-94. Схема № 3.

2.4. Технические характеристики трубопроводов:

2.9. «Правила устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды» (ПБ 03-75-94) распространяются на трубопроводы, перечисленные в п. п. 2.4. Регистрации в органах Госгортехнадзора эти трубопроводы не подлежат.

2.10. Для отключения и включения потока воды, пара и регулирования его количества и параметров трубопроводы оборудованы: задвижками и вентилями;

- воздушниками для впуска и выпуска воздуха;

Дренажами для слива воды и прогрева паропроводов;

Манометрами для контроля за давлением;

Термометрами для контроля за температурой теплоносителя;

Паропроводы дополнительно оборудованы конденсатоотводчиками.

2.11. Трубопроводы пара и горячей воды покрыты теплоизоляцией.

2.12. Участки паропроводов, которые могут быть отключены запорными органами, для возможности их прогрева и продувки в концевых точках снабжены штуцером с вентилем.

3. Средства контроля и управления.

3.1. Для обеспечения безопасных условий эксплуатации и регулирования параметров теплоносителя в теплопунктах на трубопроводах подачи и возврата горячей воды, а также на узлах ввода пара, установлены манометры, термометры, расходомерные шайбы, датчики температуры, датчики давления.

3.2. Установленные манометры должны иметь класс точности - 2,5, шкалу от 0 до 16кг/см 2 (1,6 Мпа) на трубопроводах горячей воды и пара низкого давления, а на трубопроводе пара высокого давления до 25кг/см 2 (2,5 Мпа).

3.3. На шкале манометра должна быть нанесена красная черта, указывающая допустимое давление.

3.4. Перед манометром должен устанавливаться трехходовой кран или заменяющие его запорные вентили для продувки, проверки и отключения манометра.

3.5. Перед манометром, предназначенным для измерения давления пара, должна быть сифонная трубка диаметром не менее 10 мм.

3.6. Не допускаются к установке манометры, у которых:

Отсутствует клеймо с отметкой о проведении поверки;

Просрочен срок поверки;

Стрелка при отключении манометра не возвращается к нулевому показателю шкалы на величину, превышающую половину допускаемой погрешности для данного прибора;

Разбито стекло или имеются другие повреждения, которые могут отразиться на правильности показаний.

3.7. Проверка исправности действия манометров производится один раз в день при обходе теплопунктов слесарем энергослужбы.

3.8. Контрольная поверка манометров проводится не реже 1 раза в 12 месяцев, с установкой пломбы или клейма. Для поверки манометр демонтируется с трубопровода и сдается механику энергослужбы.

3.9. Не реже 1 раза в шесть месяцев слесарь КИП и А производит дополнительную проверку рабочих манометров контрольным манометром с записью результатов в журнал контрольных проверок манометров. Журнал контрольных проверок хранится у электромеханика КИП и А.

4. Техническое освидетельствование.

4.1. Техническое освидетельствование трубопроводов горячей воды проводится механиком энергослужбы перед началом отопительного сезона, по окончании всех ремонтных работ и пневмогидравлической промывки теплосети. При этом выполняется гидравлическое испытание и наружный осмотр трубопроводов с составлением акта и записью в паспорт трубопровода.

4.2. Техническое освидетельствование трубопроводов пара проводится механиком энергослужбы один раз в год по графику ППР. При этом выполняется наружный осмотр трубопровода с записью в паспорт трубопровода.

4.3. После выполнения ремонта трубопровода пара или горячей воды, связанного со сваркой, механик энергослужбы проводит техническое освидетельствование трубопровода. При этом выполняется наружный осмотр и гидравлическое испытание с записью в паспорт трубопровода.

4.4. Перед пуском в эксплуатацию после монтажа, а также после нахождения в консервации свыше двух лет проводится техническое освидетельствование трубопровода. При этом выполняется наружный осмотр и гидравлическое испытание с записью в паспорт трубопровода.

4.5. При неудовлетворительных результатах освидетельствования необходимо определить границы дефектного участка и выполнить замеры толщины стенок. Дефектный участок необходимо заменить. Сварные швы при этом подвергаются 100% радиографическому контролю или проводится гидравлическое испытание трубопровода.

5. Гидравлическое испытание.

5.1. Гидравлическое испытание проводится с целью проверки прочности и плотности трубопроводов и их элементов, а также всех сварных и других соединений.

5.2. Гидравлическое испытание проводится при положительных результатах наружного осмотра трубопровода.

5.3. Гидравлическое испытание трубопроводов горячей воды проводится пробным давлением 16.25 кг/см 2 , трубопроводов пара низкого давления пробным давлением 16.25 кг/см 2 и трубопровода пара высокого давления пробным давлением 28,75 кг/см 2 .

5.4. Гидравлическое испытание трубопроводов проводится слесарями энергослужбы под непосредственным руководством механика.

5.5. Трубопровод и его элементы считаются выдержавшими гидравлическое испытание, если не обнаружено: течи, потения в сварных соединениях и в основном металле, видимых остаточных деформаций, трещин или признаков разрыва.

5.6. При неудовлетворительных результатах гидравлического испытания механик определяет границы дефектного участка, который ремонтируется или меняется. После ремонта проводится повторное гидравлическое испытание.

6. Обслуживание трубопроводов.

6.1. Обслуживание трубопроводов включает в себя:

Проведение оперативных переключений, регулировок;

Ежедневный контроль за состоянием работающих трубопроводов, запорной арматуры, средств контроля, защиты и автоматики;

Проведение освидетельствования трубопроводов;

Ремонт трубопроводов;

Ежедневный контроль за тепловым и гидравлическим режимом работы.

6.2. Технологический персонал ГМО должен:

Производить ежедневные обходы работающих трубопроводов, обращая внимание на отсутствие вибрации трубопроводов, исправность опорных конструкций, проходных площадок, отсутствие утечек пара и горячей воды, наличие и целостность крепежа, состояние теплоизоляции.

При обнаружении утечек теплоносителя или неисправности оборудования сообщать сменному мастеру ГМО;

Производить осмотр запорной арматуры;

7. Остановка и пуск трубопроводов.

7.1. Остановка и пуск трубопроводов пара ГМО осуществляется после согласования с ТЭЦ.

7.2 Последовательность пуска паропровода Р = 23 кг/см2 в работу.

Убедиться, что дренажный вентиль № 8 открыт;

Вентиля №№ 4, 5, 6 на подаче пара в колонны ниток №№ 1, 2, 3 закрыты;

На распределительной гребенке открыть вентиль No 7 на подаче пара в колонны автоклавов нитки № 4 автоклавной установки ГМО;

Открыть задвижку № 2 на трубопроводе подачи пара перед распределительным узлом;

Для прогрева паропровода подать пар через байпас, открыв вентиль № 3 в теплопункте путем незначительного его открытия так, чтобы услышать шум проходящего пара;

После прекращения гидравлических ударов прогрев паропровода производить в той же последовательности в течение 15-20 минут;

При достижении температуры пара, близкой к рабочей, медленно открывая вентиль на байпасе № 3 , довести давление в пускаемом паропроводе до давления в действующем паропроводе;

После уравнивания давления пара во включаемом и действующем паропроводе, в теплопункте полностью открыть основную задвижку № 1 перед включенным паропроводом;

Подачу пара в колонны автоклавов осуществлять в соответствии с Инструкцией по безопасной эксплуатации колонной автоклавной установки ГМО ЦЭН - 1.

Пусковой дренажный вентиль № 8 по мере повышения температуры участка пускаемого паропровода необходимо прикрывать и окончательно закрыть после включения паропровода в работу;

После включения паропровода в работу, сообщить об этом мастеру.

7.3 Последовательность пуска паропровода Р = 13 кг/см2 в работу.

Убедиться, что все вентиля №№ 23, 17, 18, 28, 64, 79, 80 для сброса воздуха и конденсата включаемого паропровода открыты;

Вентиля №№ 4, 6, 11, 13, 15, 29, 36, 41, 37, 42, 55, 56, 57, 58, 63, 66, 67, 68, 69, 70, 71, 73, 74, 76, 78 закрыты;

Для прогрева паропровода подать пар через основной запорный орган

задвижку

№ 3 путем незначительного его открытия так, чтобы услышать шум проходящего

При появлении гидравлических ударов следует немедленно уменьшить подачу пара, и если удары будут продолжаться, прекратить подачу пара;

После прекращения гидравлических ударов, прогрев паропровода производить в той же последовательности в течение 15-20 минут;

При достижении температуры пара, близкой к рабочей, медленно открывая задвижку № 3, довести давление в пускаемом паропроводе до давления в действующем паропроводе;

После уравнивания давления пара во включаемом и действующем паропроводе, полностью открыть задвижку № 3;

вентиля, распределяющие пар по переделам и оборудованию ГМО №№ 22, 24, 15, 16, 13, 14, 6, 7, 8, 9, 10, 4, и запитать паром потребителей - баковую аппаратуру основной схемы очистки и части передела репульпации железистых кеков, СОК ГМО;

Перекрыть дренажные вентиля на байпасных узлах подачи пара в репульпаторы № 606 и № 607;

Последовательно, один за другим, по мере прогрева паропроводов открыть

вентиля, распределяющие пар по переделам и оборудованию ГМО №№ 63, 58,

59, 60, 61, 62, 57,56, 55, 42, 43, 44, 45, 46, 47, 48, 49, 50, 51, 52, 53, 54, 41, 37, 39, 40,

38, 33, 34, 35, 36, 29, 30, 31, 32 и запитать паром потребителей -баковую аппаратуру карбонатного, концентратного переделов, автоклавной установки, сушильный шкаф автоклавной установки;

Последовательно, один за другим, по мере прогрева паропроводов открыть

вентиля, распределяющие пар по переделам и оборудованию ГМО №№ 78, 76,

77, 74, 75, 73, 71, 72, 69, 70, 68, 67, 66;

После включения паропровода в работу сообщить об этом мастеру.

7.4. Последовательность пуска трубопроводов горячей воды:

Открыть вентиль № 33 на подаче воды в классификатор медеочистки №1;

В теплопункте медленно приоткрыть задвижку № 3 или № 3" до появления шума протекаемой воды и заполнить трубопровод водой, при этом не допускать снижение давления перед включаемым трубопроводом более, чем на 0,5 кгс/см2;

После появления подачи воды на классификатор № 1 и прогрева трубопровода до рабочей температуры, полностью открыть вентиля № 3 или № 3";

открыть вентиль № 32 на подаче воды на классификатор медеочистки №2;

Открыть вентиль №31 на подаче воды в СОК ГМО;

Открыть вентиль № 30 на подаче воды в пачук № 409;

7.5. Последовательность остановки паропровода Р=23 кг/см2.

7.5.1 Остановка паропровода на участке от задвижки № 2 до распределительного узла с вентилями №№ 4, 5, 6, 7.

Медленно прикрывая задвижку № 2 и не допуская изменения давления до и после отключаемого участка более, чем на 0,5 кг/см2, разгрузить трубопровод;

7.5.2 Остановка паропровода на участке от задвижки № 3 до распределительного узла с вентилями №№ 4,5,6,7..

Подготовить оборудование автоклавной установки к остановке паропровода;

Медленно прикрывая задвижку № 3 и не допуская изменения давления до и после отключаемого участка более, чем на 0,5 кг/см 2 , разгрузить трубопровод;

После отключения трубопровода, дренаж через спускной вентиль № 8 открывать только после естественного снижения давления пара;

При снижении давления в трубопроводе до значения близкого к нулю, открыть вентиль № 8.

7.6 Последовательность остановки паропровода Р = 13 кг\ см 2 .

7.6.1 Остановка всего трубопровода на участке от задвижки № 1 (трассса);

Медленно прикрывая задвижку № 1 и не допуская изменения давления до и после отключаемого участка более, чем на 0,5 кг/см 2 , разгрузить трубопровод;

7.6.2 Остановка участка трубопровода от задвижки № 2 или № 3 (теплопункт);

Медленно прикрывая задвижку № 2 (№ 3) и не допуская изменения давления до и после отключаемого участка более, чем на 0,5 кг/см 2 , разгрузить трубопровод;

После отключения трубопровода, дренажи через спускную арматуру №№ 18, 28 открывать только после естественного снижения давления пара;

7.6.3 Остановка участка трубопровода от распределительных вентилей по переделам и баковой аппаратуры ГМО до конечных вентилей баковой аппаратуры;

7.6.4 Остановка участка трубопровода от конечных вентилей баковой аппаратуры до ввода пара в баковую аппаратуру;

Медленно прикрывая задвижку на останавливаемом участке и не допуская изменения давления до и после отключаемого участка более, чем на 0,5 кг/см 2 , разгрузить трубопровод;

Окончательно закрыть задвижку и дождаться естественного снижения давления пара в останавливаемом участке.

7.7 Последовательность остановки трубопровода горячей воды.

Перекрыть подачу горячей воды в трубопровод, медленно закрыв вентиля № 3 и № 3 ‘ в теплопункте ГМО;

Дождаться естественного снижения давления в останавливаемом участке.

7.8 При несоблюдении последовательности пуска и остановки трубопроводов в них могут возникнуть гидравлические удары, которые, в свою очередь, могут вызвать серьёзные повреждения трубопроводов и их крепежа. Причинами гидравлических ударов в паропроводах большей частью является неудовлетворительные прогрев и дренирование включаемой линии.

7.9 Очередность остановки и пуска трубопроводов пара и горячей воды, необходимость слива воды с трубопроводов определяет механик энергослужбы в зависимомти от продолжительности остановки и погодных условий.

7.10. Забор горячей воды на ГВС и технологию должен производиться в зимний период из обратного трубопровода горячей воды, а в летний период из прямого трубопровода. Перевод забора горячей воды производится по заданию механика энергослужбы.

8. Аварийная остановка трубопроводов.

8.1. Обслуживающий персонал должен аварийно отключить трубопровод пара или горячей воды в следующих случаях:

При разрыве участка трубопровода;

При разгерметизации трубопровода, если это угрожает жизни и здоровью людей;

При повреждении элементов крепления трубопровода, если это угрожает падению или разрушению трубопровода;

При гидравлических ударах в трубопроводе.

После окончания остановки необходимо сообщить об этом мастеру ГМО.

8.2. Последовательность операций по аварийной остановке трубопроводов пара и горячей воды определены п.7.5.;7.6.;7.7. настоящей инструкции.

9. Охрана труда.

9.1. Помещение теплового пункта ГМО должно быть закрыто на замок. Ключ от теплопункта хранится у механика энергослужбы и на центральном пункте ГМО.

9.2. Все ремонтные работы на трубопроводах пара и горячей воды должны производиться по наряду-допуску. При этом, до начала работ трубопровод (или его ремонтируемая часть) должен быть отделен от всех других трубопроводов заглушками или отсоединен. Место установки заглушек определяет лицо, выдающее наряд-допуск.

Заглушка должна иметь выступающую часть (хвостовик) , по которой определяется её наличие.

9.3. Гидравлические испытания трубопроводов пара и горячей воды проводятся по наряду-допуску. При этом должно быть предусмотрено:

Вывод людей из зоны расположения трубопровода при опрессовке пробным давлением;

Установка заглушек на трубопроводы, подающие теплоноситель на чугунные приборы отопления

9.4. При пуске паропроводов необходимо оградить зону сброса пара из дренажных и воздушных вентилей и вывесить запрещающие плакаты.

9.5. При обслуживании трубопроводов необходимо соблюдать меры безопасности, изложенные в инструкциях: 38-01-99, 38-15-99, 04-11-2000.

9.6. Все операции с вентилями и задвижками необходимо выполнять медленно и осторожно, их не следует закрывать и крепить с большой силой или с применением рычагов, т.к. таком способе крепления могут произойти срыв резьбы шпинделя, его изгиб и другие повреждения.

10. Ответственность за несоблюдение требований инструкции.

Лица, виновные в нарушении настоящей инструкции, несут ответственность административную, материальную или уголовную в зависимости от характера и последствий нарушения.

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

Обслуживание трубопроводов в аварийных режимах.

2.3.1. В случаях разрыва труб пароводяного тракта, коллекторов, паропроводов свежего пара, трубопроводов конденсата и питательной воды, их пароводяной арматуры, тройников, сварных и фланцевых соединений паровой котел должен быть отключен и немедленно остановлен.

2.3.2.При обнаружении трещин, выпучин, свищей в паропроводах свежего пара, трубопроводах питательной воды, в их пароводяной арматуре, тройниках, сварных и фланцевых соединениях следует немедленно поставить в известность об этом мастера смены. Мастер смены обязан немедленно определить опасную зону, прекратить в ней все работы, удалить из нее персонал, оградить эту зону, вывесить знаки безопасности "Проход воспрещен", "Осторожно! Опасная зона" и принять срочные меры к отключению аварийного участка. Если при отключении невозможно резервировать аварийный участок, то соответствующее оборудование, связанное, с аварийным участком, должно быть остановлено.

2.3.3.При обнаружении разрушенных опор и подвесок трубопровод должен быть отключен, а крепление восстановлено.

2.3.4.При выявлении течей или парений в арматуре, фланцевых соединениях или из-под изоляционного покрытия трубопроводов об этом должно быть немедленно сообщено мастеру смены. Мастер смены обязан оценить ситуацию и, если течь или парение представляет опасность для обслуживающего персонала или оборудования (например, парение из-под изоляции), принять меры, указанные в п.2.3.2. Течь или парение не представляющие опасности для персонала или оборудования (например, парение из сальниковых уплотнений), должны осматриваться каждую смену.

2.3.5. При наличии свищей, трещин в питательных трубопроводах, паропроводах свежего пара, а также в их арматуре, аварийный участок должен быть немедленно отключен. Если при отключении невозможно резервировать аварийный участок, то оборудование связанное с этим участком, должно быть остановлено.

2.3.6.При значительных опасных вибрациях трубопроводов должны быть приняты меры к укреплению трубопроводов специальными опорными конструкциями.

2.4.1. Отключение трубопроводов производится путем закрытия запорной арматуры, дренирования отключенного участка и открытия воздушников. При этом дренажи закрытого типа, после дренирования отключенного участка, должны быть закрыты, а дренажи открытого типа направленные в атмосферу остаются открытыми.

2.4.2. При отключении оборудования необходимо исключить вероятность попадания воды от впрыскивающих устройств на горячие паропроводы, при достижении параметров соответствующих точке насыщения, все дренажи должны быть открыты полностью.

2.4.3. После расхолаживания паропроводов необходимо провести внешний осмотр, системы его крепления, указателей температурных перемещений, и зафиксировать выявленные дефекты.

2.4.4. Подлежащий ремонту участок трубопровода во избежание попадания в него пара или горячей воды должен быть отключен со стороны как смежных трубопроводов и оборудования, так со стороны дренажных и обводных линий. Дренажные линии и воздушники, сообщающиеся непосредственно с атмосферой, должны быть открыты.

2.4.5.Отключать теплообменные аппараты (трубопроводы) необходимо двумя последовательно установленными задвижками. Между ними должно быть дренажное устройство, соединенное непосредственно с атмосферой.

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.

Последние статьи

2024-05-11 02:34:05
Кукси: рецепт приготовления в домашних условиях, ингредиенты
2024-05-11 02:34:05
Рагу из свинины с картошкой – ароматные традиции
2024-05-10 02:25:12
Армянская гата: рецепт приготовления и ингредиенты