8976

60

Состояние поверхностей нагрева фиксируется в журнале ХВО. После щелочения необходимо выполнить ревизию продувочной и спусковой арматуры и водоуказательных стекол.

Если период между щелочением и пуском котла превышает 10 дней, то его необходимо поставить на консервацию.

Опробование на паровую плотность производится по окончании щелочения и ревизии котла.

После подъема давления в котле до 1 МПа (10кгс/см2) к трехходовому кранику котлового манометра подключается второй манометр и по нему проверяются показания рабочего манометра.

В случае расхождения в показаниях на величину, превышающую погрешность рабочего манометра, последний должен быть заменен.

10. Регулировка предохранительных клапанов.

Регулировка предохранительных клапанов может осуществляться на стенде, при проведении гидравлических испытаний или в процессе щелочения при сбросе пара через линию собственных нужд и смонтированных пароотводящих трубопроводах.

До установки предохранительных клапанов следует провести их ревизию. Смазать резьбу нажимной втулки (серебристый графит-20%, глицерин – 70%, медный порошок – 10%) проверить состояние уплотнительных поверхностей, наличие уплотнений штока.

Медленно поднимается давление и регулируются предохранительные клапаны на давление начала открытия, указанные в табл. 3.

Регулировка предохранительных клапанов производится поочередно в следующей последовательности:

-в котле установить необходимое давление;

-снять рычаг ручного подрыва и защитный колпак;

-откручивая нажимную гайку, добиться начала подрыва клапана;

-снизить давление в котле до посадки клапана, при этом перепад между давлением подрыва и посадки клапана должен быть не менее 0,3 МПа. Вращением демпферной втулки по часовой стрелке перепад увеличивается, против – уменьшается. Для вращения демпферной втулки необходимо ослабить винт, по окончании регулировки указанный визит застопорить;

62

Перед выполнением комплексного опробования заказчик совместно с пусконаладочной организацией составляет программу выполнения опробования. Комплексное опробование выполняется персоналом заказчика с привлечением специалистов-наладчиков.

Нагрузки для комплексного опробования определяются в программе (как правило: номинальная, минимально-возможная, промежуточная).

Опробование работы котла в комплексе с экономайзером, тягодутьевыми механизмами, системой трубопроводов,вспомогательным оборудованием котельной, системой КИПиА проводится в течение 72 часов. В этот период наладочная организация выполняет наладку топочного и воднохимического режима системы, КИПиА с выдачей временных режимных карт.

После окончания комплексного опробования устраняются дефекты и неисправности, выявленные в процессе его проведения ( при необходимости котел останавливается), составляется акт комплексного опробования и сдачи котла в эксплуатацию.

12.Приемка после монтажа.

Впроцессе подготовки, монтажа и сдачи котла согласно требованиям СНиП 3.01.04-87 и других документов, подлежит оформлению и передаче котла рабочей комиссии следующая производственная документация:

-акт об исправности котла;

-акт передачи оборудования в монтаж;

-акт готовности фундамента к производству монтажных работ;

-акт проверки установки оборудования на фундамент;

-акт на окончание монтажа и проверку внутрибарабанного устройства;

-акт на гидравлическое испытание котла;

-акт приемки обмуровки котла;

-акт испытания на плотность газовоздушного тракта с топкой котла;

-удостоверение о качестве монтажа котла;

-акт на щелочение котла.

63

8. МОНТАЖ ОБОРУДОВАНИЯ ТЕПЛООБМЕННЫХ УСТАНОВОК

8.1. МОНТАЖ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ

Выбор способа производства монтажных работ и используемых механизмов зависит от конструкции, массы и габаритов оборудования. При монтаже сосудов, теплообменной и колонной аппаратуры приме-

няют в основном следующие методы монтажа: скольжение, поворот

вокруг шарнира и выжимание.

Метод скольжения применяется для установки вертикальных аппаратов без отрыва от земли с помощью кранов, двух мачт, лебёдок с применением порталов (портал – это устройство, имеющее П-образ- ную форму на самой конструкции или на фундаменте). Аппарат приподнимается за монтажные устройства, которые должны быть расположены выше центра тяжести. Нижняя часть аппарата, уложенная на сани или тележку, при подъёме подтаскивается к фундаменту (трактором, лебёдкой и др.) с таким расчётом, чтобы аппарат устанавливался напротив анкерных болтов фундамента. В необходимых случаях, согласно монтажной схеме, аппараты поднимаются на высоту 0,2 м от верха анкерных болтов. После опускания аппарата на фундамент производят выверку его установки и производят закрепление.

Метод поворота вокруг шарнира используется для установки колонной аппаратуры с помощью кранов, порталов и мачт. Он предусматривает применение шарнира, расположенного у фундамента и закреплённого к фундаменту с помощью металлического бандажа или болтов, заделанных в приливе фундамента. Нижний конец аппарата соединяется с шарнирным устройством с таким расчётом, чтобы при подъёме за верхушку аппарат поворачивался в шарнире и при достижении вертикального положения своим основанием устанавливался на фундамент. Этот способ позволяет поднимать аппараты значительно большей массы по сравнению с грузоподъёмностью используемого подъёмного оборудования, а также выполнять монтаж колонной аппаратуры, высота которой больше подъёмного крюка.

Технология подъёма аппарата позволяет применять спаренные краны при закреплении стропов на 2/3 высоты от основания аппарата. После установки аппарата на фундамент производятся выверка, закрепление на временные расчалки и подливка фундаментных болтов. После необходимой выдержки для схватывания цемента аппарат закрепляют на анкерные болты и удаляют расчалки и все такелажные при-

64

способления.

Метод выжимания является разновидностью метода поворота вокруг шарнира. Он применяется в стеснённых условиях, когда нельзя использовать грузоподъёмные краны и невозможно установить мачты с растяжками. Метод выжимания применяют для монтажа колонной аппаратуры, устанавливаемой на низкие фундаменты.

После установки оборудования на фундамент или другое основание производят выверку по отклонениям от проектных осей и отметок в горизонтальном и вертикальном направлениях.

Допускаемые отклонения по главным осям аппарата должны находиться в пределах ±20 мм. Высотная отметка смонтированного аппарата не должна превышать отклонение ±10 мм. Отклонения аппарата от оси вертикали должны находиться в пределах ±3 мм на 1 м высоты, но не более 35 мм на весь аппарат. Правильность установки аппаратов осуществляется специальными приборами. При монтаже отдельных частей аппаратов необходимо проверить расположения фланцевых соединений и их отклонения от проектных отметок. Особенность монтажа комплектующих деталей и агрегатов состоит в том, чтобы при монтаже совпадали все разъёмные соединения трубопроводов, присоединения насосов, кипятильников, конденсатоотводчиков и т.д. Теплоиспользующие установки после монтажа должны пройти испытания согласно нормативам Госгортехнадзора. Перед вводом в

промышленную эксплуатацию должны быть произведены:

-длительное опробование, наладка и освоение установленного оборудования;

-необходимые тепловые и технологические испытания оборудования для определения надёжности производительности, экономичности и соответствия работы установки гарантийным и проектным данным;

-устранение дефектов, эксплуатационных неполадок, обнаруженных приёмочной комиссией и обслуживающим персоналом;

-тепловая изоляция и окраска основного оборудования и трубопроводов.

В соответствии с санитарно-техническими требованиями все теплообменные аппараты и установки требуют покрытия тепловой изоляцией при условии, что наружная стенка имеет температуру выше

50 или 0 ° С.

Исходя из свойств и структуры материалов, теплоизоляционные материалы подразделяются на мастичные (сыпучие), штучные

(формовые), засыпные (набивные) и обертывающие (ватные) со сред-

ним сроком службы от 6 до 8 лет. Срок службы может быть увеличен за счёт оштукатуривания, оклейкой или обшивкой тканью с последующим покрытием масляной краской, битумом, а иногда и металлическим

65

кожухом.

Вопросы для самоконтроля

1.Укажите основные размеры, которые применяются при проектировании промышленных зданий.

2.Определите порядок создания календарного графика строи- тельно-монтажных работ теплотехнических установок.

3.Поясните, что понимается под планово-предупредительными работами?

4.Какие виды монтажа применяются при установке оборудования?

9.Наладка и эксплуатация систем газоснабжения………………………..

9.1.Эксплуатация объектов газового хозяйства……………………………

Основной задачей эксплуатации систем газоснабжения является обеспечение безопасности и бесперебойности работы газового хозяйства населенного пункта и производственных предприятий. Обслуживание последних должно носить профилактический характер. Осмотры и ремонт оборудования необходимо производить регулярно.

Служба эксплуатации обеспечивает выполнение следующих работ:

−профилактическое обслуживание газопроводов. Для этого необходимо периодически проводить осмотры и проверку исправности наземных и подземных газопроводов, загазованность колодцев и других сооружений.

−профилактическое обслуживание газового оборудования и резервуаров сжиженного газа, включает в себя периодический осмотр и проверку плотности соединений арматуры всех внутренних газопроводов и резервуаров сжиженного газа, обход и проверку газового оборудования установок сжиженного газа, ГРП, ГРУ и ШРП, а также работы приборов регулирования и контроля.

−профилактический ремонт газопроводов, внутреннего газового оборудования, резервуаров и установок сжиженного газа, приборов регулирования и контроля.

−быструю ликвидацию аварий и неполадок в газовом хозяйстве населенного пункта.

−бесперебойное газоснабжение населенного пункта и производственной зоны путем контроля и поддержания необходимого давления перед газовыми приборами.

−учет расхода газа, контроль за его рациональным использованием и обеспечение своевременной доставки сжиженного газа.

66

−обучение обслуживающего персонала и населения пользованию газовыми приборами и технике безопасности.

−тщательное ведение технической документации на газовое хозяйство, особенно на подземные газопроводы и сооружения на них.

Обслуживающий персонал обязан строго соблюдать графики плановопредупредительных ремонтов, руководствоваться правилами технической эксплуатации газового хозяйства и правилами техники безопасности при эксплуатации газовых сетей и оборудования.

На системах газоснабжения ТЭС с ГТУ И ПГУ по графикам, утвержденным техническим руководителем, должны выполняться:

−осмотр технического состояния оборудования (обход);

−проверка параметров срабатывания ПСК и ПЗК, установленных на

ППГ;

−проверка работоспособности ПЗК, включенных в схемы защит и блокировок ГТУ и ПГУ;

−контроль загазованности воздуха в помещениях ППГ, котельном и машинном залах, а также в помещениях, в которых размещены блоки системы газоснабжения;

−проверка действия автоматических сигнализаторов загазованности воздуха в помещениях ГРП, машинном зале и котельной;

−проверка срабатывания устройств технологической защиты, блокировок

идействия сигнализации;

−очистка фильтров;

−проверка плотности фланцевых, резьбовых и сварных соединений газопроводов и сальниковых набивок арматуры с помощью приборов или мыльной эмульсии;

−включение и отключение газопроводов и газового оборудования в режимы резерва, ремонта и консервации;

−техническое обслуживание;

−текущий ремонт;

−проведение режимно-наладочных работ на газоиспользующем оборудовании с пересмотром режимных карт;

−техническое обследование (техническая диагностика) газопроводов и газового оборудования;

−капитальный ремонт.

Технологическое оборудование, средства контроля, управления, сигнализации, связи должны подвергаться внешнему осмотру со следующей периодичностью:

−технологическое оборудование, трубопроводная арматура, электрооборудование, средства защиты, технологические трубопроводы - перед началом смены и в течение смены не реже чем через 2 часа;

−средства контроля, управления, исполнительные механизмы, средства сигнализации и связи - не реже 1 раза в сутки;

67

−вентиляционные системы - перед началом смены;

−средства пожаротушения, включая автоматические системы обнаружения и тушения пожаров - не реже 1 раза в месяц.

Техническое обслуживание газопроводов и газового оборудования ППГ должно проводиться не реже одного раза в 6 месяцев.

Внутренние газопроводы ГТУ и ПГУ должны подвергаться техническому обслуживанию не реже 1 раза в месяц и текущему ремонту - не реже 1 раза в год. Периодичность капитальных ремонтов устанавливается с учетом фактического состояния оборудования.

Техническое обслуживание и текущий ремонт дожимающих компрессоров, предохранительной запорной и регулирующей арматуры с гарантированным сроком эксплуатации может производиться в соответствии с паспортом (инструкцией) завода-изготовителя.

По истечении гарантийного срока они должны пройти поверку и сервисное обслуживание.

Техническое обслуживание должно проводиться в составе не менее трех человек, под руководством мастера, с оформлением наряда-допуска на производство газоопасных работ.

Техническое обслуживание, текущий и капитальный ремонт газопроводов, арматуры и технологического оборудования должны производиться в соответствии с требованиями настоящих Правил, инструкций заводов-изготовителей по монтажу и эксплуатации оборудования, а также нормативно-технических документов, учитывающих условия и требования эксплуатации тепловых электрических станций, обеспечивающих их промышленную безопасность, согласованных с Госгортехнадзором России и утвержденных в установленном порядке.

До начала выполнения работ по техническому обслуживанию должен быть проведен контроль воздуха рабочих зон помещений (ППГ, машзала, котельной) на загазованность с отметкой результатов анализа в наряде-допуске.

При техническом обслуживании ППГ должны выполняться:

−проверка хода запорной арматуры и герметичности, герметичности ПСК с помощью приборов или мыльной эмульсии;

−проверка плотности мест прохода сочленений приводных механизмов с регулирующими клапанами;

−проверка плотности всех соединений газопроводов и арматуры с помощью приборов или мыльной эмульсии;

−осмотр и при необходимости очистка фильтров;

−проверка сочленений приводных механизмов с регулирующими клапанами, устранение люфтов и других механических неисправностей рычажной передачи;

−продувка импульсных линий приборов средств измерения, предохранительных запорных и регулирующих клапанов;

−проверка наличия и качества смазки редукторов запорных и регулирующих устройств;

68

−проверка параметров настройки ПСК;

−смазка трущихся частей и подтягивание (при необходимости) сальников арматуры.

При техническом обслуживании внутренних газопроводов ГТУ и котловутилизаторов должны выполняться:

−проверка плотности всех соединений газопроводов, газового оборудования и газовой аппаратуры с помощью приборов или мыльной эмульсии;

−осмотр арматуры с ее очисткой (при необходимости);

−проверка сочленений приводных механизмов с регулирующими клапанами, устранение люфтов и других механических неисправностей рычажной передачи;

−смазка трущихся частей и подтягивание (при необходимости) сальников арматуры;

−продувка импульсных линий средств измерений.

Техническое обслуживание может выполняться на действующем оборудовании: в производственной зоне ППГ должны ежесменно осматриваться технологическое оборудование, газопроводы, арматура, электрооборудование, вентиляционные системы, средства измерений, противоаварийные защиты, блокировки и сигнализации, выявленные неисправности – своевременно устраняться.

Включение в работу технологического оборудования без предварительного внешнего осмотра (обхода) не допускается.

Параметры настройки регуляторов в ППГ должны соответствовать значениям рабочего давления газа, указанным в утвержденных технических условиях на поставку ГТУ или в паспортных характеристиках ГТУ.

Колебания давления газа на выходе допускаются в пределах 10% от рабочего давления.

Предохранительные сбросные клапаны должны быть настроены на параметры, обеспечивающие начало их открывания при превышении величины максимального рабочего давления на выходе из ППГ не более чем на 15%.

При настройке параметров срабатывания ПСК не должно изменяться рабочее давление газа после регулирующих клапанов на выходе из ППГ.

При эксплуатации ППГ должны выполняться:

−осмотр технического состояния (обход) в сроки, устанавливаемые производственной инструкцией, обеспечивающие безопасность и надежность эксплуатации;

−проверка параметров срабатывания предохранительно-запорных и сбросных клапанов не реже 1 раза в 3 месяца, а также по окончании ремонта оборудования;

−техническое обслуживание - не реже 1 раза в 6 месяцев;

−текущий ремонт - не реже 1 раза в год, если изготовители газового оборудования не устанавливают иные сроки ремонта;

69

− капитальный ремонт - при замене оборудования, средств измерений, ремонте здания, систем отопления, вентиляции, освещения, на основании дефектных ведомостей, составленных по результатам осмотров и текущих ремонтов.

Режим настройки и проверки параметров срабатывания предохранительных клапанов не должен приводить к изменению рабочего давления газа после регулятора.

Работающие дожимающие компрессоры должны находиться под постоянным надзором. Эксплуатация компрессоров с отключенными или вышедшими из строя автоматикой, аварийной вентиляцией, блокировкой и вентиляторами вытяжных систем запрещается.

Дожимающие компрессоры подлежат аварийной остановке в случаях:

утечек газа; неисправности отключающих устройств; вибрации, посторонних шумов и стуков; выхода из строя подшипников и уплотнения; изменения допустимых параметров масла и воды; выхода из строя электропривода пусковой аппаратуры; неисправности механических передач и приводов; повышения или понижения нормируемого давления газа во входном и выходном патрубках.

Масло для смазки компрессора должно иметь сертификат и соответствовать марке, указанной в заводском паспорте на компрессор (по вязкости, температурам вспышки, самовоспламенения, термической стойкости) и специфическим особенностям, характерным для работы компрессора данного типа в конкретных условиях.

Контроль загазованности в помещениях ППГ должен проводиться стационарными сигнализаторами загазованности или переносным прибором из верхней зоны помещений не реже 1 раза в сутки.

При обнаружении концентрации газа необходимо организовать дополнительную вентиляцию помещения, выявить причину и незамедлительно устранить утечку газа.

Газопроводы, подводящие газ к агрегатам, при пуске газа должны продуваться транспортируемым газом до вытеснения всего воздуха в соответствии с требованиями настоящих Правил.

Продувка должна проводиться через продувочные газопроводы в места, предусмотренные проектом. Пуск газовой турбины может осуществляться:

−из холодного состояния, при температуре металла корпуса турбины менее 150° С, после монтажа или ремонта;

−из неостывшего состояния, при температуре металла корпуса турбины

150-250° С; − из горячего состояния, при температуре металла корпуса турбины выше

250° С.

Скорость повышения температуры газов в проточной части, частоты вращения и набора нагрузки при пуске из каждого теплового состояния не должны превышать значений заданных заводом-изготовителем.