СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ МЕТОДОВ ИСПЫТАНИЯ ОБОРУДОВАНИЯ, РАБОТАЮЩЕГО ПОД ИЗБЫТОЧНЫМ ДАВЛЕНИЕМ

МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ОБРАЗОВАНИЯ РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН

ЕВРАЗИЙСКИЙ НАЦИОНАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ ИМ. Л.Н. ГУМИЛЕВА

ТРАНСПОРТНО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ ФАКУЛЬТЕТ

КАФЕДРА СТАНДАРТИЗАЦИИ И СЕРТИФИКАЦИИ

МАГИСТЕРСКАЯ ДИССЕРТАЦИЯ

НА ТЕМУ:

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ МЕТОДОВ ИСПЫТАНИЯ ОБОРУДОВАНИЯ, РАБОТАЮЩЕГО ПОД ИЗБЫТОЧНЫМ ДАВЛЕНИЕМ

Астана - 2015

СОДЕРЖАНИЕ

ОСНОВНЫЕ УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ…….

ВВЕДЕНИЕ……………………

РАЗДЕЛ 1 СОСТОЯНИЕ ВОПРОСА И ЗАДАЧИ ИССЛЕДОВАНИЯ

Понятие абсолютное и избыточное давление……………………
Анализ существующих методов и нормативно-технических документов регламентирующих испытанию оборудованием работающих под избыточном давлении………………………………………………………
Основные направления совершенствование методов испытания оборудования, работающего под избыточным давлением……………
Классификация оборудования, работающего под избыточным давлением……….
Выбор объекта исследования и методические основы……………………………

РАЗДЕЛ 2 КЛАССИФИКАЦИЯ КОТЕЛЬНЫХ УСТАНОВОК, РАБОТАЮЩИЕ ПОД ИЗБЫТОЧНОМ ДАВЛЕНИИ

2.1 Принципы работы и классификация котельных установок, работающие под избыточном давлении………………………………………….

2.2 Основные и вспомогательные оборудования котельных установок, работающие под избыточном давлении……………………………

2.3 Требования к измерительным приборам для измерения избыточного давления…..

РАЗДЕЛ 3 МЕТОДЫ ИСПЫТАНИЯ КОТЕЛЬНЫХ УСТАНОВОК, РАБОТАЮЩИЕ ПОД ИЗБЫТОЧНОМ ДАВЛЕНИИ

3.1 Подготовка котла к стендовым и промышленным испытаниям

3.2 Состав основных и промежуточных показателей, входящих в энергетические характеристики

3.3 Экспериментальные методы испытания водогрейных котельных установок с пылеугольным вихревым топком…………….

РАЗДЕЛ 4 ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

4.1 Совершенствование методов оценки экономической эффективности способов снижения вредных выбросов от котельных установок с позиций надежности и экономической целесообразности……………….

4.2 Технико-экономические методы оценки способов снижения выбросов вредных веществ в атмосферу…………………………………………………

5 ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ……………………………………

5.1 Общие правила соблюдения техника безопасности при работе с оборудованием работающие под избыточном давлении………………………

5.2 Назначение приборов безопасности котельных установок работающие под избыточном давлении…………………………………………..

ЗАКЛЮЧЕНИЕ……………………………………………………………….

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ………………………………….

ПРИЛОЖЕНИЕ…………………………………

Условные обозначения, сокращения, используемые термины

В настоящей диссертации применяются следующие термины с соответствующими определениями:

РЛ –

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы. Современные уровня развития технологических процессов и ее применению в различных областях человеческой деятельности (наука и производства, промышленности и прочих) не возможно представить без применением и использованием оборудования работающих под избыточным давлении.

Как известно, избыточное давление имеет место в том случае если имеется положительная разность между измеряемым давлением (например, манометром) и барометрическим. То есть избыточное давление это величина, на которую измеряемое давлением больше барометрического. Для измерения этого вида давления, как правило, используют манометр. Барометрическое давление – это абсолютное давление земной атмосферы. Свое название этот тип давления получил от измерительного прибора барометра, который как известно, определяет атмосферное давление в определенный момент времени при определенно температуре и на определенной высоте над уровнем моря. Относительно этого давления определяются избыточное давление и вакуум.

Опасность при эксплуатации оборудованием работающих под давлением, заключается в возможном внезапном взрыве большой мощности за счет высвобождения энергии адиабатического расширения газа (пара) или жидкости. Так, при взрыве сосуда, находящего под давлением 1МПа, при ее объеме 1м³, высвобождается энергия около 10 МВт. При этом разрушаются технологические конструкции, часто сопровождается тяжелыми травмами. Поэтому, выбранная тема диссертационной работы, безусловно, является актуальным.

Объектами исследования могут быть:

Оборудование, работающее под давлением: технические устройства (котлы, сосуды, цистерны, бочки, баллоны, барокамеры, трубопроводы), их элементы, арматура, предохранительные устройства, работающие под избыточным давлением свыше 0,07МПа или при температуре нагрева воды свыше 115⁰С;
Предохранительные устройства – устройства, предназначенные для защиты оборудования, работающего под давлением, от превышения давления или температуры свыше допустимых величин;
Рабочая среда – газы, жидкости и пары в однофазном состоянии, а также их смеси. Рабочая среда может содержать частицы твердых веществ во взвешенном состоянии;
Сборочные единицы - несколько элементов оборудования, работающего под давлением, соединенных между собой с применением сборочных операций (сварка, свинчивание, развальцовка);
Сварное (паяное) соединение – неразъемное соединение деталей, выполненное сваркой (пайкой), включающее в себя шов, зону термического влияния, которое может быть разъединено только путем разрушения;
Сосуд - герметически закрытая емкость, предназначенная для ведения химических, тепловых и других технологических процессов, а также для хранения и транспортировки газообразных, жидких и других веществ. Сосуд может состоять из одной или более камер. Границей сосуда являются входные и выходные штуцеры;
Трубопровод - система герметично соединенных труб, арматуры, элементов и т.п., предназначенных для транспортирования рабочей среды с избыточным давлением.

В качестве объекта исследования, в рамках настоящей диссертационной работы рассматриваются, именно, котельные установки (КУ) и их вспомогательные устройства, которые находятся под постоянном избыточном давлении.

Современная котельная установка является сложным сооружением, состоящим из большого количества различного оборудования и строительных конструкций, связанных в единое целое общей технологической схемой для производства энергии (тепла и электрически).

Технологическая схема котельной установки видоизменяется в зависимости от ее назначения, производительности, параметров пара, вида топлива, способа его сжигания и местных условий. В котельных установках, использующих жидкое и газообразное топлива, отсутствуют золоулавливающие устройства, оборудование для удаления шлака и золы, значительно упрощаются устройства для хранения (при газообразном топливе - отпадают), транспорта и подготовки топлива к сжиганию. На промышленных предприятиях имеются котельные установки, дополняющие технологические агрегаты, в которых пар вырабатывается за счет теплоты отходящих газов или теплоты, передаваемой их охлаждаемым элементам. Оборудование котельной установки условно разделяют на основное (собственно котел) и вспомогательное. Вспомогательными называют оборудование и устройства для подачи топлива, питательной воды и воздуха, для удаления продуктов сгорания, очистки дымовых газов, удаления золы и шлака, паропроводы, водопроводы и др.

Цель и поставленные задачи. Основная цель настоящей диссертационной работы заключается в совершенствование методов испытания котельных установок малой теплопроизводительности (до 10 Гкал/час) работающие под избыточном давлении (их вспомогательные оборудования и устройств), а также исследований недостающих стандартов (государственных, межгосударственных) в данном направлении.

Для достижения цели диссертационной работы были поставлены следующие основные задачи:

- анализ современного состояния нормативно-технических документов (НТД) и стандартов (государственных, межгосударственных) регламентирующих о методы испытания оборудования, работающего под избыточным давлением;

- основные направления совершенствование методов испытания и классификация оборудования, работающего под избыточным давлением;

- определение объекта исследования и методологические основы;

- принципы работы и классификация котельных установок, работающие под избыточном давлении и их вспомогательных оборудований и устройств;

- разработка методики расчёта избыточного давления (топлива, воды, горючих газов и паров) в водогрейных котельных установках;

оценки технико-экономических и экологических характеристик котельных установок работающие под избыточном давлении;
нормативно-законодательные правила соблюдения техника безопасности при работе и эксплуатации котельных установок работающие под избыточном давлении.

Методы исследования. При работе над диссертации использовались следующие основные методы научных исследований:

- аналитически-поисковые методы (1-раздел);

- нормативно-правовые методы исследования;

- методы оценки и сравнительного анализа;

- расчётные методы (параметров оборудование работающие под избыточном давления);

-технико-экономические методы оценки эффективности работы оборудований работающие под избыточном давлении.

Научная новизна. Научную новизну диссертационной работы составляют следующие полученные результаты:

Проведён анализ современного состояния нормативно-технических документов и стандартов (государственных, межгосударственных) регламентирующих о методы испытания оборудования, работающего под избыточным давлением;
Произведён классификация и расчёт параметров основных узлов КУ;
Усовершенствовано методов расчёта и испытания КУ малой теплопроизводительности (до 10 Гкал/час), работающих под избыточном давлении;
Разработана методика оценки технико-экономические обоснований и соблюдения техника безопасности, при работе оборудований работающие под избыточном давлении.

Практическая значимость. Результаты полученные в рамках настоящей диссертационной работы могут быть полезными при:

- оценки современно состояния нормативно-технических документов (НТД) и стандартов (государственных, межгосударственных) регламентирующих о методы испытания оборудования, работающего под избыточным давлением;

- дальнейшие усовершенствования методов испытания оборудования, работающих под избыточном давлении;

- при разработке различных методик (оценке технико-экономических обосновании, эксплуатации, соблюдение техника безопасности и прочих) по оборудованиям и КУ работающие под избыточном давлении.

Апробация работы. Основные результаты, изложенные в диссертационной работе, докладывались на:

Х Международная научно-практическая конференция. «Становление современной науки-2014» 27 сентябрь- 05 октябрь, Чехия, г. Прага, 2014 г. – С 81-84.
Международная научно-практическая конференция «Валихановские чтения-15» посвященной 20-летию Независимости Республики Казахстан, 21-24 апреля, Кокшетау, г. -С.157-161;
Международная научно-практическая конференция «Новости научного прогресса-2014» 17-25 август, Болгария, г.София, «Бял ГАРД-БГ» ООД, 2014 г. -С.53-55;
Международная научно-практическая конференция «Достижение высшей школы-2014», 17-25 ноябрь,Болгария, г.София, «Бял ГАРД-БГ» ООД, 2014 г. -С. 50-53

В целом, по основным результатам диссертационной работы опубликованы 5 печатных работ (тезисы докладов в международных конференции) и подготовлена одна научная статья для публикация.

Общий список опубликованных работ приведён в конце диссертационной работе (Приложении 1).

Структура и объем работы

Диссертация состоит из введения, четырёх глав, заключения, списка цитируемой литературы (более 50 наименований) и Приложении.

Основная часть работы изложена на 92 страницах, содержит 22 рисунок и 5 таблиц.

РАЗДЕЛ 1 СОСТОЯНИЕ ВОПРОСА И ЗАДАЧИ ИССЛЕДОВАНИЯ

Понятие абсолютное и избыточное давление

Давление относится к числу распространенных измеряемых физических величин. Контроль за протеканием большинства технологических процессов в тепловой и атомной энергетике, металлургии, химии связан с измерением давления или разности давлений газовых и жидких сред.

Давлением называется величина, измеряемая отношением силы, действующей на поверхность, к площади этой поверхности. Сила давления, как и всякая другая сила, есть результат взаимодействия тел. Силы давления могут быть распределены по площади как равномерно, так и неравномерно. При их равномерном распределении давление на всех участках поверхности одинаково. В этом случае давление определяется формулой[2-5]:

P = (1.1)

Где: Р – давление;

F – сила давления;

S – площадь.

Давление является одним из важнейших параметров химико-технологических процессов. От величины давления часто зависит правильность протекания процесса химического производства. Под давлением в общем случае понимают предел отношения нормальной составляющей силы к площади, на которую действует сила. При равномерном распределении сил давление равно частному от деления нормальной составляющей силы давления на площадь, на которую эта сила действует.

Последовательность и точность передачи единицы измерения давления от эталонов к рабочим средствам с указанием способов поверки и сравнения показаний определяются общегосударственными поверочными схемами (ГОСТ 8.017-79, 8.094-73, 8.107-74, 8.187-76, 8.223-76) [1].

Величина единицы давления зависит от выбранной системы единиц (табл. 1.1). Официально признанной системой единиц измерения давления является СИ (SI). Паскаль,1Па(Pa) = 1Н/м². Производные от этой единицы 1 кПа=1000 Па и 1 МПа=1000000 Па.

В англоязычных странах популярностью пользуется фунт на квадратный дюйм (pounds per square inch или PSI). Соотношения между этими единицами см. в таблице.

Значение давления может отсчитываться от 0 (абсолютное давление) или от атмосферного (избыточное давление). Если давление измеряется в технических атмосферах, то абсолютное давление обозначается как ата, а избыточное - как ати, например, 9 ата, 8 ати.

В настоящее время в технике применяется внесистемная единица – техническая атмосфера: 1 ат = 1 кгс/см² = 10⁴ кгс/м². К внесистемным единицам давления, также допускаемым к применению, относятся:

- миллиметр ртутного столба (мм рт. ст. или мм Hg), характеризующий давление, оказываемое на горизонтальную плоскость столбом ртути высотой 1 мм при 0 °С и ускорении силы тяжести 980,665 см/сек²;

- миллиметр водяного столба (мм вод. ст. или мм H₂O), характеризующий давление, оказываемое на горизонтальную плоскость столбом воды высотой 1 мм при + 4 ^оС и ускорении силы тяжести 980,665 см/сек².

Таблица 1.1

Соотношение между единицами давления

Единица измерения	МПа	бар	атм	кгс/см2	PSI	мм рт.ст.	мм вод.ст.
1	2	3	4	5	6	7	8
1 МПа	1	10	9,8692	10,197	145,04	7500,7	0,01972*105
1 бар	0,1	1	0,98692	1,0197	14,504	750,07	0,01972*104
1 атм	0,10133	1,0133	1	1,0333	14,896	760	1,0332*104
1 кгс/см2	0,098066	0,98066	0,96784	1	14,223	735,6	104
1 PSI	6,894 кПа	0,068946	0,068045	0,070307	1	51,715	703,0705
1 мм рт. ст.	133,32 Па	1,333*10-3	1,316*10-3	1,359*10-3	0,01934	1	13,5951
1 мм вод. ст.	9,8066 Па	9,80665*10-5	9,67841*10-5	10-4	0,001422	7,3556*10-2	1

При измерении давления различают абсолютное, избыточное, и атмосфеное (барометрическое) давление, а также вакуум или вакууметрическое давление.

Абсолютное давление - это отношение силы, действующей на бесконечно малую поверхность к площади этой поверхности. В системе СИ абсолютное давление выражается в [Н/м²] или [Па].

Избыточное давление - это разница между абсолютным и атмосферным (барометрическим) давлением при условии, что абсолютное давление больше атмосферного[6-8]:

p_{и =} p- p_а , (1.2)

где: p_и – избыточное давление;

p – абсолютное давление;

p_а – атмосферное давление.

Разность между атмосферным и остаточным давлением называют вакуумом, вакууметрическим давлением.

Р_А

Р_И

Р_Б

Р_В

График – 1.1 Различные виды давления

Р_А – абсолютное давление; Р_Б – барометрическое давление; Р_И – избыточное в давление; Р_В – вакууметрическое давление.

На графике изображены различные виды давления, жирной линией указано атмосферное или барометрическое давление, которое не является постоянным. Пунктирными линиями показаны отклонения атмосферного давления от среднего значения. Соотношения между абсолютным (Ра), избыточным (Ри) и атмосферным (Р_Б) давлениями записываются следующим образом:

Р_А = Р_Б + Р_И или Р_И = Р_А – Р_Б.

Если абсолютное давление ниже атмосферного (остаточное давление), то Р_А = Р_Б– Р_В или Р_В= Р_Б – Р_А, где Р_В – вакуум. Термин «вакуум» часто заменяют термином «разрежение».

В технике в большинстве случаев измеряют избыточное давление, так как большинство приборов по своей конструкции могут показывать (или записывать) только избыточное давление, если они не изолированы от атмосферного давления. Абсолютным давлением пользуются главным образом в физике при изучении термодинамического состояния различных веществ (температуры кипения, давления паров и других параметров)

Средства измерения, предназначенные для измерения давления и разности давлений, называются манометрами, Последние подразделяются на барометры, манометры, избыточного давления, вакуумметры и манометры абсолютного давления в зависимости от измеряемого ими соответственно атмосферного, избыточного, вакуумметрического и абсолютного давлений. Манометры, предназначенные для измерения давления или разрежения в диапазоне до 40 кПа (0,4кгс/см²), называются напоромерами и тягомерами. Тягонапоромеры имеют двустороннюю шкалу с пределами измерения до±20кПа (±0,2кгс/см²). Дифференциальные манометры применяются для измерения разности давлений (Табл. 1.2).

В зависимости от принципа, используемого для преобразования силового воздействия давления на чувствительный элемент в показания или пропорциональные изменения другой физической величины, средства измерения давления разделяются на жидкостные, деформационные, грузопоршневые, электрические, ионизационные и тепловые [1].

Таблица 1.2

Пределы измерения приборов давления

Прибор

Единица

измерения

Предел измерения

змерения

нижний

верхний

Манометры

МПа

(0,6; 1; 1,6: 2,5; 4)-

n=-1; 0; 1; 2; 3

Вакуумметры

Мановакуумметры

МПа

—0,06; -0,1

—0,1

0,06; 0,15; 0,3; 0,5; 0,9; 1,5; 2,4

Манометры абсолютного давления

Напоромеры, дифманометры-напорометры

кПа

МПа

кПа

6; 10; 16; 25; 40

(2,5; 4; 6; 10; 16; 15) *

n = —2; —1

(1,6; 2,5; 4; 6; 10; 16;

25; 40) -

п= — 1;0

Тягомеры, дифманометры-тягомеры

Тягонапоромеры, дифманонетры-тягонапоромеры

кПа

-(1,6; 2,5; 4; 6; 10; 16; 25; 40)•

п= 1;0

-(0,8; 1,25; 2; 3; 5; 8; 12,5; 20)•

п= — 1;0

(0,8; 1,25; 2; 3; 5; 8; 12,5; 20) -

n = —1; 0

Дифманометры-расходомеры

кПа

МПа

(1; 1,6; 2,5; 4; 6,3; 10; 16; 25)

(0,4; 0,63; 1; 1,6; 2,5; 4; 6,3).

1.2 Анализ существующих методов и нормативно-технических документов регламентирующих испытанию оборудованием работающих под избыточном давлением

Нормативные документы разных стран представляют собой сосредоточение национального и международного опыта в области стандартизации. Это означает, что все нормативы в той или иной мере направлены на обеспечение необходимых требований к продукции, в первую очередь – ее безопасности. Тем не менее, многие документы содержат взаимные несоответствия, которые обусловлены рядом причин:

- природно-климатические различия;

- различные исторические традиции в нормируемой области;

- различный уровень опыта и глубины научной проработки, и т.д.

- Большинство стандартов разных стран – это комплексные документы, в которых различные требования скомпонованы в единый сбалансированный стандарт.

Технический регламент Таможенного союза «О безопасности оборудования, работающего под избыточным давлением» (далее – технический регламент Таможенного союза) разрабатывается в целях:

- защиты жизни и здоровья человека, имущества, а также предупреждения действий, вводящих в заблуждение потребителей (пользователей) относительно назначения и безопасности оборудования, работающего под избыточным давлением;

- реализации положений Соглашения о проведении согласованной политики в области технического регулирования, санитарных и фитосанитарных мер от 25 января 2008 года и Соглашения об основах гармонизации технических регламентов государств-членов Евразийского экономического сообщества от 24 марта 2005 года;

- гармонизации с Европейской Директивой 97/23/ЕЕС от 29 ноября 1999 года;

- концентрации требований, касающихся оборудования, работающего под избыточным давлением, в числе которых правила обращения на рынке, основные требования безопасности, обеспечение соответствия требованиям безопасности, правила подтверждения соответствия, маркировка знаком обращения оборудования, работающего под избыточным давлением, на рынке в едином документе – техническом регламенте Таможенного союза;

- устранения дублирования и противоречий между документами государств – членов Таможенного союза.

Задачей разработки технического регламента Таможенного союза является установление обязательных для соблюдения требований безопасности к выпускаемым в обращение на территории государств – членов Таможенного союза оборудования, работающего под избыточным давлением [9].

Существующие системы стандартов, в которых нормируются требования к безопасности оборудования, работающего под избыточным давлением, делят их на международные, межгосударственные, государственные стандарты Технический регламент Таможенного союза.

Примеры международных стандартов:

- ISO 16528-1:2007, Котлы и сосуды, работающие под давлением. Часть 1. Требования к рабочим характеристикам

- ISO 16528-2:2007 Котлы и сосуды, работающие под давлением. Часть 2. Процедуры выполнения требований ISO 16528-1

- ASME BPVC Sec VIII «Правила проектирования сосудов высокого давления. Глава 1. Альтернативные правила»

-ISO 4126-1:2004 Предохранительные устройства для защиты от избыточного давления. Часть 1. Предохранительные клапаны

- DIN EN 483/A2Bericht. 1-2007 Котлы центрального отопления с газовой топкой. Отопительные котлы типа С с номинальной тепловой нагрузкой не выше 70 кВт

- ISO 6406:2005 Баллоны газовые. Стальные бесшовные газовые баллоны. Периодический контроль и испытания

- ISO 4995:2008 Листы горячекатаные из конструкционной стали

- ISO 5952:2011 Листы горячекатаные из конструкционной стали с повышенной стойкостью к атмосферной коррозии, изготовленные на непрерывных станах

- ИСO 9328-2:2011 Прокат плоский стальной для сосудов, работающих под давлением. Технические условия поставки. Часть 2. Нелегированная и легированная сталь с заданными свойствами при повышенной температуре

- IEC 60079-2(2007) Взрывоопасные атмосферы. Часть 2. Защита оборудования с помощью оболочек под давлением "p"

Примеры межгосударственных стандартов [12]:

- ГОСТ 12.2.085-2002 Сосуды, работающие под давлением. Клапаны предохранительные. Требования безопасности

- ГОСТ 949-73 Баллоны стальные малого и среднего объема для газов на Рр<=19,6 МПа (200 кгс/см кв.). Технические условия

- ГОСТ 12.2.096-83 Система стандартов безопасности труда. Котлы паровые с рабочим давлением пара до 0,07 МПа. Требования безопасности

-ГОСТ 30735-2001 Котлы отопительные водогрейные теплопроизводительностью от 0,1 до 4,0 МВт. Общие технические условия

- ГОСТ 28193-89 Котлы паровые стационарные с естественной циркуляцией паропроизводительностью менее 4 т/ч. Общие технические требования

- ГОСТ 10617-83 Котлы отопительные теплопроизводительностью от 0,10 до 3,15 МВт. Общие технические условия

- ГОСТ 24005-80 Котлы паровые стационарные с естественной циркуляцией. Общие технические требования.

- ГОСТ 25365-82 Котлы паровые и водогрейные. Общие технические требования. Требования к конструкции

- ГОСТ 21563-93 Котлы водогрейные. Основные параметры и технические требования.

- ГОСТ 24570-81 Клапаны предохранительные паровых и водогрейных котлов. Технические требования.

- ГОСТ 28759.5-90 Фланцы сосудов и аппаратов. Технические требования

- ГОСТ 13716-73 Устройства строповые для сосудов и аппаратов. Технические условия.

- ГОСТ 14116-85 Устройства строповые для сосудов и аппаратов. Штуцера монтажные. Технические требования

- ГОСТ 17314-81 Устройства для крепления тепловой изоляции стальных сосудов и аппаратов. Конструкция и размеры. Технические требования.

- ГОСТ 5520-79 Прокат листовой из углеродистой, низколегированной и легированной стали для котлов и сосудов, работающих под давлением.

Примеры государственных стандартов Республики Казахстан [11]:

- СТ РК 1357-2005 Сосуды, работающие под давлением. Основные требования к конструкции

- СТ РК 1358-2005 Сосуды, работающие под давлением. Требования к сварке сталей

- СТ РК ГОСТ Р 52076-2006 Контейнеры грузовые серии 1. Технические требования и методы испытаний. Часть 3. Контейнеры-цистерны для жидкостей, газов и сыпучих грузов под давлением;

- СТ РК 1357-2005 (ASME) Сосуды, работающие под давлением. Основные требования к конструкции;

- СТ РК 1358-2005 (ИСО) Сосуды, работающие под давлением. Требования к сварке сталей.

- СТ РК 2183-2011 Соединения резьбовые обсадных, насосно-копрессорных труб «KSP Premium»

Практически все государства с развитой экономикой имеют систему обязательных государственных стандартов, строго регламентирующих наиболее общие требования, обеспечивающие, в первую очередь, безопасность объектов.

Рекомендательные документы обычно не противоречат государственным, однако при этом дают более широкую и подробную трактовку требований и представляют собой обобщение опыта работы и результатов исследований различных научных и инженерных организаций и объединений.

Стандарты фирм не противоречат государственным стандартам, а обычно детализируют и усиливают изложенные в них требования, обеспечивая гарантированный уровень качества продукции. В этих стандартах настолько подробно описываются процедуры, которые необходимы для выполнения технологического процесса, что простое следование им уже обеспечивает достаточно высокое качество работ. При этом стандарты фирм весьма детализированы и позволяют достаточно точно определить необходимые для выполнения работ ресурсы. В ряде случаев стандарты фирм носят рекламный характер и предназначены для демонстрации достижений фирмы.

Нормирование требований к опасным объектам, в первую очередь направлено на обеспечение их эксплуатационной безопасности. Эти требования регламентируются государственными стандартами.

Некоторые этапы испытания характеризуются высокой опасностью. Однако, во многих странах конкретизация требований к обеспечению безопасности при проведении испытании операций, имеющих ограниченную продолжительность, передана в область компетенции фирм.

Действительно, учесть конкретные условия испытания в данном рабочем вместе при существовании различных инженерных методов обеспечения безопасности, практически невозможно. Нельзя игнорировать и различный уровень квалификации инженерно-технического персонала, проводящего испытательные работы

В зарубежных странах весьма широко распространена система сертификации и лицензирования инженеров, которые являются основными ответственными работниками на испытательной площадке. При этом вопросам безопасности испытаний при сертификации этих специалистов уделяется особое внимание.

Система сертификации специалистов, аналогичная зарубежной, начинает выстраиваться и в Казахстане.

Испытания котлов на прочность относятся к одной из самых опасных технологических операций при строительстве. Причем, пневматические испытания по количеству и масштабности опасностей значительно превосходят гидравлические испытания.

Для пневмоиспытаний характерна концентрация большой потенциальной энергии в полости испытываемого котла, которая может высвободиться при разрыве.

Реализуемыми на практике способами предотвращения чрезвычайных ситуаций при таких воздействиях в настоящее время являются:

- проведение предварительных гидравлических испытаний на особо опасных участках;

- назначение при испытаниях на прочность охранных зон.

Особенности предварительных испытаний, назначения их опасных зон и длин испытываемых участков мало рассматриваются в отечественной и зарубежной литературе. Однако данный этап испытаний является важнейшим для обеспечения безопасности.

Требования безопасности, установленные в проекте технического регламента Таможенного союза, гармонизированы с Европейской Директивой 97/23/ЕЕС от 29 ноября 1999 года [10].

Технический регламент Таможенного союза распространяется на выпускаемое в обращение на территории государств – членов Таможенного союза оборудование, работающее под избыточным давлением:

- новые, ранее не находившиеся в эксплуатации, независимо от страны происхождения;

- бывшие в эксплуатации, ввозимые на территорию государств-членов Таможенного союза.

Действие настоящего технического регламента Таможенного союза распространяется на все оборудование, работающее под избыточным давлением, за исключением:

- магистральный трубопроводный транспорт, внутрипромысловые и местные распределительные трубопроводы, предназначенные для транспортирования газа, нефти и других продуктов, за исключением оборудования, используемого на станциях регулирования давления или на компрессорных станциях;

- сети газораспределения и сети газопотребления;

- оборудования, специально сконструированного для использования в области атомной энергетики, оборудование, работающие с радиоактивной средой;

- сосудов, работающих под давлением, создающемся при взрыве внутри них, в соответствии с технологическим процессом или горении в режиме самораспространяющегося высокотемпературного синтеза;

- оборудования, специально сконструированного для использования на морских и речных судах и других плавучих средствах и объектах подводного применения;

- тормозного оборудования подвижного состава железнодорожного транспорта, автотранспорта и иных средств передвижения;

- сосудов, специально сконструированных для использования на самолетах и иных летательных аппаратах;

- оборудования оборонного значения, сведения о котором, являются государственной тайной;

- частей машин, не представляющие собой самостоятельные сосуды (корпуса насосов или турбин, цилиндры двигателей паровых, гидравлических, внутреннего сгорания, воздушных машин и компрессоров);

- барокамеры медицинские одноместные;

- оборудования с аэрозольными распылителями;

- оболочек высоковольтного электрического оборудования (распределительных устройств, распределительных механизмов, трансформаторов и вращающихся электрических машин);

- оболочек и кожухов, работающих под избыточным давлением, элементов систем передачи электрической энергии (кабельной продукции 3 электропитания и кабелей связи);

- оборудования, изготовленного из неметаллической гибкой (эластичной) оболочки;

- глушителей шума выхлопа или всасывания газов;

- ѐмкостей или сифонов для газированных напитков.

Технический регламент Таможенного союза содержит основные требования безопасности, учитывающие опасные факторы, характерные для оборудования, работающего под избыточным давлением, а также административные положения, к которым относятся правила обращения на рынке и правила подтверждения соответствия оборудования, работающего под избыточным давлением, требованиям технического регламента Таможенного союза.

Соответствие оборудования, работающего под избыточным давлением, требованиям безопасности технического регламента Таможенного союза предполагается, аналогично требованиям, установленным в ЕЕС, обеспечивать выполнением его требований безопасности непосредственно либо выполнением требований взаимосвязанных с техническим регламентом Таможенного союза стандартов.

Порядок формирования перечня взаимосвязанных с техническим регламентом Таможенного союза стандартов, которые могут на добровольной основе применяться при подтверждении соответствия оборудования, работающего под избыточным давлением требованиям технического регламента Таможенного союза, определяется Комиссией Таможенного союза.

В отличие от Европейской Директивы 97/23/ЕЕС от 29 ноября 1999 года введены более жесткие процедуры подтверждения соответствия для оборудования, работающего под избыточным давлением.

В техническом регламенте Таможенного союза подтверждение соответствия оборудования, работающего под избыточным давлением, осуществляется путем проведения декларирования и сертификации аккредитованным органом по сертификации (оценке (подтверждению) соответствия) методом:

- проведения испытаний в аккредитованной испытательной лаборатории и оценке производства;

- проведения испытаний в аккредитованной испытательной лаборатории при наличии сертифицированной системы менеджмента качества.

Правила проведения сертификации оборудования, работающего под избыточным давлением, устанавливаются в отдельном документе, утверждаемом Комиссией Таможенного союза.

Основные направления совершенствование методов испытания оборудования, работающего под избыточным давлением

Нагрузки, допустимые для оборудования, работающего под давлением, необходимо ограничивать, учитывая реально прогнозируемые неисправности (опасности) при нормальных условиях эксплуатации. Для этой цели необходимо использовать факторы безопасности, которые позволили бы исключить любые неисправности (опасности), обусловленные результатами изготовления, фактическими условиями эксплуатации, возникающими напряжениями, методами расчета, а также свойствами и характеристиками материалов, из которых изготовлено оборудование, работающее под давлением.

Методы расчета должны обеспечивать достаточный запас прочности. Выполнение указанных требований может быть обеспечено применением одного из следующих методов, которые исходя из необходимости или целесообразности, могут быть дополнены или использоваться в сочетании между собой:

- расчет посредством формул,

- расчет посредством аналитических исследований,

- расчет на основании изучения механизма разрушения;

Для обеспечения прочности оборудования, работающего под давлением, необходимо проводить соответствующие проектные расчеты.

В частности:

- расчетные давления должны быть не ниже максимально допустимых рабочих давлений и учитывать статическое и динамическое давление рабочих сред, а также возможность разложения нестабильных рабочих сред. В случае, когда сосуды разделяются на отдельные, находящиеся под давлением камеры, то их перегородки должны быть рассчитаны с учетом максимально возможного давления в одной из смежных камер;

- расчетные температуры должны предусматривать соответствующие безопасные пределы, удовлетворяющие требованиям безопасности при эксплуатации;

- при проектировании необходимо учитывать все возможные сочетания давления и температуры, которые могут возникать в реально прогнозируемых условиях эксплуатации оборудования;

- максимальные напряжения и концентрация напряжений должны быть в безопасных пределах;

- при расчетах, связанных с давлением, необходимо использовать характеристики, соответствующие свойствам применяемого материала, подтвержденные соответствующими сопроводительными документами на материал, а также соответствующие факторы безопасности.

Характеристики материалов, которые следует учитывать применительно к конкретным расчетам, включают:

- предел текучести, 0,2 % или 1,0 % условный предел текучести, в зависимости от целесообразности, при расчетной температуре,

- прочность на растяжение,

- предел ползучести, показатель усталости,

- модуль Юнга (модуль упругости),

- величину пластической деформации,

- ударную прочность,

- вязкость разрушения,

-соответствующие показатели неразъемных (сварных) соединений, зависящие, например, от вида неразрушающего контроля, свойств соединенных материалов и условий эксплуатации;

- прогнозируемые механизмы разрушения (например, коррозию, ползучесть, усталость) в соответствии с конкретным назначением оборудования. В инструкциях по эксплуатации, необходимо указывать конкретные требования к сроку службы оборудования, например:

- для ползучести: расчетные часы работы при заданных температурах;

- для усталости: расчетное число циклов при заданных уровнях напряжения;

- для коррозии: расчетная норма коррозии;

В случае, когда расчетная толщина стенок не обеспечивает достаточную устойчивость конструкции, следует принимать необходимые меры с учетом рисков, связанных с транспортированием и погрузочно-разгрузочными работами.

Экспериментальные методы. Конструкция оборудования, работающего под давлением, должна быть проверена, полностью или частично, в соответствии с программой испытаний, на образце, представляющем оборудование или категорию оборудования.

Программа испытаний должна быть разработана и утверждена перед испытаниями федеральным органом исполнительной власти, уполномоченным в области промышленной безопасности. Данная программа должна устанавливать условия испытаний, а также критерии для оценки результатов испытаний. Фактические значения основных параметров и характеристик материалов, из которых изготовлено испытательное оборудование, должны быть перед испытаниями проконтролированы.

При необходимости, в процессе испытаний должна быть обеспечена возможность наблюдения за критическими зонами оборудования, работающего под давлением, с помощью соответствующих контрольно-измерительных средств, способных регистрировать деформации и напряжения с достаточной точностью. Программа испытаний должна охватывать:

а) испытание давлением, сущность которого заключается в подтверждении того, что у оборудования, спроектированного с учетом воздействий повышенного давления, не будет происходить утечка рабочей среды или наблюдаться деформация, превышающие установленные допустимые предельные отклонения. Испытательное давление должно выбираться с учетом различий между значениями действительных геометрических размеров и характеристик материалов, устанавливаемых при испытаниях, и значениями этих показателей, примененными при проектировании.

При этом должно учитываться различие между расчетной температурой и температурой во время испытаний.

б) испытания для определения рисков, связанных с усталостью и ползучестью материалов, которые должны проводиться применительно к условиям эксплуатации, установленным для оборудования (например, выдержка при заданных температурах, количество циклов при заданном уровне нагружения и т.д.);

в) дополнительные испытания, касающиеся других факторов (например, коррозия, агрессивное воздействие рабочей среды и т.д.), которые проводятся при необходимости.

Классификация оборудования, работающего под избыточным давлением

Категория оборудования, работающего под давлением, определяется в соответствии с рисунками 1 – 9 [13].

Предохранительные устройства классифицируются по категории IV. Однако, предохранительные устройства, изготовленные для конкретного оборудования, могут классифицироваться по той же категории, что и оборудование, для которого они изготовлены.

Приспособления, работающие под давлением, классифицируются на основе:

- максимально допустимого давления PS;

- объема V или номинального размера DN (при необходимости);

- группы рабочих сред, для которых они предназначены.

Для определения категории оценки соответствия должна использоваться соответствующая таблица для котлов, сосудов и труб.

В случае, когда и объем и номинальный размер учитываются при классификации, то приспособления, работающие под давлением, должны классифицироваться по самой высокой категории.

Разделительные линии на рисунках 1 – 9 указывают верхний предел для каждой категории оборудования, работающего под давлением.

Рисунок 1. Сосуды, предназначенные для рабочих сред группы 1 с объемом более 0,001 м³ (1 л) и произведением PS*V более 0,0025 МПа*м³ (25 бар*л) или с давлением PS более 20 МПа (200 бар). Примечание: Сосуды, предназначенные для содержания нестабильного газа и относящиеся к категориям I или II в соответствии с рисунком 1, следует отнести к категории III [13].

Рисунок 2. Сосуды, предназначенные для рабочих сред группы 2 с объемом более 0,001 м³ (1 л) и произведением PS*V более 0,005 МПа*м³ (50 бар*л) или с давлением PS более 100 МПа (1000 бар), и всех переносных огнетушителей и баллонов для дыхательных аппаратов.

Примечание: Переносные огнетушители и баллоны для дыхательного оборудования следует отнести к категории не ниже III [13].

Рисунок 3. Сосуды, предназначенные для рабочих сред группы 1 с объемом более 0,001 м³ (1 л) и произведением PS*V более 0,02 МПа*м³ (200 бар*л) или с давлением PS более 50 МПа (500 бар) [13].

Рисунок 4. Сосуды, предназначенные для рабочих сред группы 2 с давлением PS более 1 МПа (10 бар) и произведением PS*V более 1 МПа*м³ (10000 бар*л) или с давлением PS более 100 МПа (1000 бар) [13].

Рисунок 5 Отопительное или иным способом нагреваемое оборудование, работающее под давлением, предназначенное для получения горячей воды или пара с температурой выше 115°С, имеющее объем более 0,002м³ (2 л), а также все автоклавы, представляющие опасность перегрева

Примечание: Конструкция автоклавов должна подвергаться процедуре подтверждения соответствия, эквивалентной, как минимум, одной из процедур, соответствующих категории III [13].

Рисунок 6 Трубопроводы, предназначенные для рабочих сред группы 1 с DN более 25

Примечание: Трубопроводы, предназначенные для нестабильных газов и относящиеся к категориям I или II в соответствии с рисунком 6, следует отнести к категории III [13].

Рисунок 7. Трубопроводы, предназначенные для рабочих сред группы 2 с DN более 32 и произведением PS•DN более 100 МПа (1000 бар)

Примечание: Трубопроводы, предназначенные для рабочей среды при температуре более 350⁰С, и относящиеся к категориям II в соответствии с рисунком 7, следует отнести к категории III [13].

Рисунок 8. Трубопроводы, предназначенные для рабочих сред группы 1 с DN более 25 и произведением PS•DN более 200МПа (2 000 бар) [13].

Рисунок 9. Трубопроводы, предназначенные для рабочих сред группы 2 с PS более 1МПа (10 бар), с DN более 200 и произведением PS•DN более 500МПа (5 000 бар) [13].

Выбор объекта исследования и методические основы

В данной диссертационной работе в качестве объекта исследований является котельные установки и их вспомогательное оборудования. Как известно, все котлы работают под избыточным давлением. Для достижения поставленной цели и задач (повышение КПД котла и уменьшение количества вредных выбросов), в качестве опытного водогрейного котла, за основу были выбраны водогрейные котлы «Веста-плюс» компании «Профиль-М».

По данным Агентства по статистике РК количество котельных установок в разрезе регионов с каждым годом увеличивается (Таблица 1.3).

Таблица1.3

Количество котельных установок в разрезе регионов Республики Казахстан

в единицах
	2007	2008	2009	2010	2011
Республика Казахстан	4 445	5493	5780	6047	6233
Карагандинская	834	921	1024	1096	1044
Акмолинская	455	964	973	979	968
Восточно-Казахстанская	628	681	686	706	780
г. Алматы	481	537	599	620	643
Актюбинская	357	420	476	501	512
Жамбылская	291	352	336	344	356
Костанайская	232	280	290	326	335
Павлодарская	206	240	279	300	334
Западно-Казахстанская	237	224	234	261	288
Северо-Казахстанская	247	293	283	276	284
Алматинская	221	238	250	279	257
Южно-Казахстанская	63	86	90	97	121
г. Астана	93	105	107	102	112
Мангистауская	50	63	67	63	100
Атырауская	43	76	70	75	76
Кызылординская	7	13	16	22	23

В целом, по всем регионам и соответственно, по Республике Казахстан наблюдается стабильный рост котельных установок малой теплопроизводительности (кроме Карагандинской, Акмолинской и Алматинской областей за последние 2 года). 64% котлов в качестве топлива используют уголь, поэтому в данной диссертационной работе будет исследовать котельные установки малой мощности которые работают на твердом топливе.

Имеющиеся нормативные материалы, в первую очередь, позволяют выполнить приближенную расчетную оценку основных показателей гидравлической устойчивости котла [14].

Расчеты включают, однако, целый ряд параметров и коэффициентов, которые могут быть установлены с необходимой точностью только опытным путем, в том числе: фактические температуры среды по тракту; приращение энтальпии в контуре, давление, перепад давлений (сопротивление контура); распределение температур по элементам; значения отклонений параметров в динамических режимах реальной эксплуатации; коэффициенты тепловой, гидравлической разверки и неравномерности тепловосприятия и др. С другой стороны, расчетные методики не могут охватить всего многообразия специфических конструктивных решений, применяемых в котлах, особенно во вновь создаваемых.

Ввиду этого проведение натурных промышленных испытаний служит основным методом определения гидравлической устойчивости паровых и водогрейных котлов.

В зависимости от цели работы и требуемого объема измерений испытания согласно Прейскуранту на экспериментально наладочные работы и работы по совершенствованию технологии и эксплуатации электростанций и сетей проводятся по двум категориям сложности:

- проверка существующей или вновь разрабатываемой методики расчета и испытания; или выявление условий работы новых, еще не опробованных в практике гидравлических контуров; или проверка на головном образце поверхностей нагрева котла;

- испытания одной поверхности нагрева котла.

Испытания проводятся в стационарных и в переходных режимах; в эксплуатационном или расширенном диапазоне нагрузок котла; при необходимости - также в растопочных режимах. Помимо плановых опытов проводятся наблюдения в эксплуатационных режимах.

Определение показателей гидравлической устойчивости производится для следующих типов гидравлических контуров котла:

- трубные пакеты и панели с параллельно включенными обогреваемыми трубами, входными и выходными коллекторами;

- поверхности нагрева с параллельно включенными пакетами или панелями труб, подводящими и отводящими трубопроводами, входными и выходными общими коллекторами;

- сложные контуры с параллельно включенными подпотоками, в которые входят поверхности нагрева, соединительные трубопроводы, поперечные перемычки и другие элементы.

В двухпоточных котлах при условии симметричной конструкции допускается выполнение испытаний только для одного регулируемого потока с контролем режимных параметров по обоим потокам и по котлу в целом.

Схема экспериментального контроля включает специальные экспериментальные измерения, обеспечивающие получение опытных значений температур, расходов, давлений, перепадов давлений в соответствии с задачами испытаний. Средства измерений экспериментального контроля устанавливаются на обоих или на одном регулируемом потоке котла. Используются также средства измерений штатного контроля [15].

В объем экспериментального контроля входят измерения следующих основных параметров:

- температур среды по пароводяному тракту (по обоим потокам), на входе и выходе всех последовательно включенных поверхностей нагрева в экономайзерно-испарительной части тракта (до встроенной задвижки, сепаратора и др.), а также в пароперегревательной части и в тракте промперегрева (перед и за впрысками и на выходе из котла). Для этой цели устанавливаются погружные термоэлектрические преобразователи (термопары) экспериментального контроля, либо используются штатные средства измерений. В испытуемой поверхности устанавливаются средства измерений экспериментального контроля. Средствами измерений по пароводяному тракту котел в равной мере оснащается и в том случае, если испытания охватывают только одну или две поверхности нагрева. Без этого невозможно выяснить в должной мере влияние режимных факторов;

- температур среды на выходе (а в необходимых случаях - также на входе) подпотоков и отдельных панелей в исследуемом контуре (поверхности). Средства измерений устанавливаются в отводящих трубах (погружные термопары; допускается использование поверхностных термопар при тщательной изоляции мест их установки). Они охватывают все параллельные элементы. При большом числе параллельных панелей допускается оснащать часть из них, в том числе средние и наиболее нетождественные (по конструкции и обогреву);

- температур на выходе змеевиков (обогреваемых труб) испытуемых поверхностей; в необходимых случаях (при опасности опрокидывания, застоя движения) - также на входе. Это самый массовый по количеству вид измерений. Средства измерений устанавливаются в необогреваемой зоне змеевиков (поверхностные термопары); как правило, в тех же панелях, где предусмотрены измерения температур среды на выходе. В многотрубных панелях термопары устанавливаются в "средних" трубах равномерно по ширине (с шагом в несколько труб) и в трубах с тепловой и конструктивной нетождественностью (крайние и соседние с ними; огибающие горелки; отличающиеся по подключению к коллекторам и др.).

При отсутствии в змеевиках испытуемой поверхности необогреваемой зоны (как это имеет место, например, на водогрейных котлах, согласно их конструкции) для непосредственного измерения температуры волы на выходе указанных змеевиков устанавливаются погружные термопары;

- расхода питательной воды по потокам пароводяного тракта (допускается по одному потоку, если экспериментальный контроль установлен на одном потоке). Измерительным средством обычно служит штатная стандартная диафрагма в питательной линии, к которой, в параллель к штатному водомеру, подсоединяется датчик экспериментального контроля;

- расхода и массовой скорости среды на входе в подпотоки контура (в каждый) и в панели (выборочно). Устанавливаются на подводящих трубах напорные трубки ЦКТИ либо ВТИ в панелях, по предварительной оценке наиболее опасных при нарушениях гидродинамики, и согласованно с установкой термопар;

- расхода и массовой скорости среды на входе в змеевики. Устанавливаются на входных участках труб в необогреваемой зоне напорные трубки ЦКТИ либо ВТИ. Количество и размещение средств измерений определяется конкретными условиями, включая "средние" и наиболее опасные змеевики, согласованно с установкой термопар на выходе змеевиков, а также температурных вставок (т.е. на тех же змеевиках). Средства измерений расходов в элементах контура должны быть размещены таким образом, чтобы они в совокупности при минимально возможном количестве отразили все предполагаемые по предварительной оценке нарушения устойчивости в контуре;

- давления в пароводяном тракте. Отборные устройства для измерения давления устанавливаются в характерных точках тракта, в том числе на выходе испытуемой поверхности, в конце испарительной части (перед встроенной задвижкой); для водогрейного котла - на выходе котла (а также на входе);

- перепада давлений (гидравлического сопротивления) подпотока, или поверхности нагрева, или отдельного участка испытуемого контура. Отборные устройства для измерения перепада давления устанавливаются в специальных случаях: при испытаниях исследовательского характера, при проверке соответствия расчетных данных фактическим, при затруднениях в классификации нарушений устойчивости и др.;

- температуры металла труб в обогреваемой зоне. Температурные или радиометрические вставки для измерения температуры металла устанавливаются в испытуемых поверхностях, большей частью в потоке, где имеется основная масса измерений, но также контрольные вставки по другим потокам. Вставки размещаются по периметру и по высоте топки в области максимальных теплонапряжений и предполагаемых наибольших температур металла. Выбор труб для установки вставок должен быть увязан с установкой измерений температур и расходов по змеевикам.

Средства измерений экспериментального контроля относится к чисто прямоточным схемам котла. В сложных разветвленных гидравлических схемах, присущих современным котлам, устанавливаются и другие необходимые средства измерений в соответствии с конкретными особенностями конструкции. Например:

- контур с параллельными подпотоками и поперечной гидродинамической перемычкой - измерение температуры до врезки перемычки и за ней на обоих подпотоках; измерение расхода через перемычку; измерение перепада давлений на концах перемычки;

- котел с рециркуляцией среды через экранную систему (насосной или безнасосной) - измерение температуры среды в отборах контура рециркуляции до смесителя и за ним; измерение расхода среды в отборах контура рециркуляции и через экранную систему (за смесителем); измерение давлений (перепадов давлений) в узловых точках контура и др.

Показатели работы котла в целом, показатели топочного режима, а также общеблочные фиксируются по приборам штатного контроля.

Объем, так же как и особенности схемы измерений определяются целями и задачами испытаний, категорией сложности, паропроизводительностью и параметрами котла, конструкцией котла и испытуемого контура (радиационные или конвективные поверхности, цельносварные и гладкотрубные экраны, вид топлива и др.). Так например, при испытаниях НРЧ на газомазутном котле моноблока 300 МВт схема измерений может включать от 100 до 200 измерений температур в необогреваемой зоне, 10-20 температурных вставок, примерно 10 измерений расходов и давлений; при испытаниях водогрейного котла - от 50 до 75 измерений температур, 5-8 температурных вставок, примерно 5 измерений расходов и давлений.

Все измерения экспериментального контроля в обязательном порядке выносятся на регистрацию посредством самопишущих вторичных приборов. Вторичные приборы размешаются на щите экспериментального контроля [16].

Перечень измерений, места их размещения по котлу и разбивка по приборам даются в документации по схеме измерений. Документация включает также схему коммутации приборов, эскиз щита, схему размещения температурных вставок и др.

Типы и характеристики средств измерений выбираются в каждом конкретном случае в зависимости от испытуемого оборудования, требуемой точности, условий монтажа и установки, температуры окружающей среды и от других внешних влияющих факторов.

Средства измерений, используемые при испытаниях, должны иметь действующие поверительные клейма и техническую документацию, свидетельствующие об их годности, и обеспечивать требуемую точность.

Допускаемая погрешность измерения исходных величин, обеспечивающая требуемую точность определяемых показателей не должна превышать для:

- температуры воды, пара, металла в необогреваемой зоне:

- парового котла - 10°С;

- водогрейного котла - 5°С;

- расхода воды и пара - 5 %;

- давления воды и пара - 2 %.

Указанные в настоящем разделе требования относятся к типовым испытаниям котлов. При проведении испытаний на опытном, или модернизированном, или принципиально новом оборудовании, или при проверке новых методов испытаний в программе испытаний должны быть обусловлены дополнительные требования к средствам измерений и к точностным характеристикам.

Для измерения параметров, не требующих при испытаниях нормирования точности, могут быть использованы индикаторы. Конкретные типы используемых индикаторов указываются в программе испытаний.

В зависимости от диапазона измеряемых температур применяются термопары ХА (при верхнем пределе измеряемых температур 600-800°С) или ХК (400-600°С) диаметром провода 1,2 либо 0,7 мм. Изоляцию термоэлектронных проводов рекомендуется выполнять кремнеземистой или кварцевой нитью путем двойной обмотки. Подробные характеристики термопар содержатся в специальной литературе [2 и др.].

Поверхностные термопары устанавливаются вне зоны обогрева на выходных (или входных) участках змеевиков, вблизи коллектора, а также на отводящих (или подводящих) трубах панелей. Соединение с металлом трубы (рабочий конец термопары) рекомендуется выполнять путем зачеканки термоэлектродов в металлическую бобышку (раздельно в два отверстия), которая в свою очередь приваривается к трубе. Рабочий конец термопары может также выполняться зачеканкой термопары в тело трубы.

Начальный участок изолированной поверхностной термопары длиной не менее 50-100 мм от ее рабочего конца должен быть плотно прижат к трубе. Место установки термопары и трубопровод в этой зоне должны быть тщательно закрыты тепловой изоляцией.

Измерение температур металла труб в обогреваемой зоне следует выполнять согласно "Методических указаний на ведомственные натурные испытания температурного режима экранных поверхностей нагрева паровых и водогрейных котлов". Вставки не являются стандартизованными средствами измерений и при испытаниях гидравлической устойчивости служат индикаторами.

Применяются также многоканальные измерительные устройства с выходом на цифропечатающие и перфорирующие устройства.

В качестве вторичных приборов для измерения температуры посредством термометров сопротивления применяются измерительные мосты постоянного тока.

Расход измеряется посредством расходомеров с сужающими устройствами (измерительными диафрагмами, соплами) согласно "Правилам измерения расхода газов и жидкостей стандартными сужающими устройствами" РД 50-213-80. Расходомеры с сужающими устройствами устанавливаются на трубопроводах с однофазной средой внутренним диаметром не менее 50 мм. Расходомерное устройство, его установка и соединительные (импульсные) линии должны соответствовать указанным правилам.

В качестве первичных преобразователей (датчиков) при измерении расходов применяются дифманометры (ГОСТ 22520-85). От измерительного устройства к датчику прокладывают соединительные линии в соответствии с правилами РД 50-213-80.

Отбор сигналов по статическому давлению производится через отверстия (штуцеры) в трубопроводах или коллекторах поверхности нагрева вне зоны обогрева. Отборные устройства следует устанавливать в местах, защищенных от динамического воздействия рабочего потока. В качестве датчиков используются манометры с электрическим выходом (ГОСТ 22520-85).

Измерение перепада давлений производится с помощью отборов статического давления в начале и в конце измеряемого участка контура, которые выполняются по типу измерения давления. В качестве датчиков применяются дифманометры.

Тип и класс точности датчиков и вторичных приборов, применяемых при измерении расхода, перепада давлений и давления, приводятся в табл. 1.4.

Таблица 1.4

Тип и класс точности датчиков и вторичных приборов, применяемых при измерении расхода, перепада давлений

Измеряемая величина

Датчик

Класс точности

Расход, перепад давлений

ДМ

ДМЭ

Сапфир 22-ДЦ

1,5

1,0; 1,5

0,5

Давление

МЭД

МПЭ

Сапфир 22-ДИ

1,0

1,0; 1,5

0,5

Примечание. Для измерения расхода вместо датчиков ДМЭ и Сапфир 22-ДЦ, дающих линейный сигнал перепада давления, могут применяться датчики ДМЭР и Сапфир 22-ДЦ с БИК (с блоком извлечения квадратного корня и переходом к расходной шкале). Так как при испытаниях шкалы обычно нестандартны и должны быть пригодны для различных условий, то чаще более удобными оказываются комплекты с линейной шкалой перепадов (с дальнейшим пересчетом при обработке) [15-16].

Выбор датчиков по диапазону измерения перепада давлений производится из ряда значений по ГОСТ 22520-85. Ориентировочно употребляемые значения: расход питательной воды - 63; 100; 160 кПа (0,63; 1,0; 1,6 кгс/см2); расход (скорость) воды в панелях и змеевиках - 1,6; 2,5; 4,0; 6,3 кПа (160; 250; 400; 630 кгс/см2); для котлов СКД-40 МПа (400 кгс/см2), для котлов ВД-16; 25 МПа (160; 250 кгс/см2); для водогрейных котлов - 1,6; 2,5 МПа (16; 25 кгс/см2).

Нижний гарантированный предел измерения для датчиков расхода (ДМЭР) составляет 30% верхнего предела.

В тех случаях, когда в ходе испытаний требуется охватить большой диапазон расходов (или давлений), включая малые и растопочные нагрузки котла, к измерительному устройству подсоединяются параллельно два датчика на разные пределы измерения, каждый со своим вторичным прибором.

Для фиксации основных значений расхода и давления применяются обычно одноточечные вторичные приборы с непрерывной записью (с рекомендуемой скоростью протяжки ленты 600 мм/ч). Непрерывная запись необходима ввиду большой скорости протекания гидродинамических процессов, особенно при нарушениях устойчивости.

При наличии в схеме большого числа однотипных гидравлических датчиков (например, для измерения скоростей в панелях и змеевиках) часть из них можно вынести на многоточечные вторичные приборы, указанные в табл. 1 (на 6 или 12 точек с циклом не более 4 с).

Щит экспериментального контроля монтируется поблизости от БЩУ (предпочтительно), либо в помещении котельного цеха (на отметке обслуживания при наличии хорошей связи с БЩУ). Щит оборудуется электрическим питанием, освещением, запорами.

Количество и номенклатура материалов, необходимых для монтажа соединительных электрических и трубных проводок, а также электро- и теплоизоляционных материалов, определяется в рабочей программе испытаний либо в заказной спецификации в зависимости от паро- или теплопроизводительности котла, его конструкции и объема измерений.

Первичная коммутация средств измерений температуры до сборных коробок (СК) производится: от погружных термопар и температурных вставок компенсационным проводом (медь-константан для термопар ХА, хромель-копель для термопар ХК); от поверхностных термопар термопарным проводом.

Вторичная коммутация от СК до щита экспериментального контроля выполняется многожильным кабелем (желательно компенсационным, при отсутствии такового - медным или алюминиевым). В последнем случае для компенсации температуры свободного конца измерительных термопар от СК до прибора прокидывается так называемая компенсационная термопара.

Коммутация сигналов по расходу и давлению от места отбора до датчика производится соединительными трубками (из стали 20 или 12Х1МФ) с запорными вентилями dy 10 мм на соответствующее давление. Электрическое соединение между датчиком и щитом выполняется четырехжильным кабелем (в случае опасности наводок - экранированным).

Испытания проводятся в стационарных режимах котла, в переходных (при возмущениях режима, снижении и подъеме нагрузки), а также в случае необходимости в режимах растопки.

Проведении испытаний в стационарных режимах должны выдерживаться указанные в табл. 2 предельные отклонения от средних эксплуатационных значений параметров работы котла, которые контролируются по поверенным штатным приборам.

Таблица 1.5

Предельные отклонения от средних эксплуатационных значений параметров работы котла

Наименование	Предель
	Паровые котлы паропроизводительностью, т/ч
	До 260
Паропроизводительность	±10
Расход питательной воды	±10
Давление	±10
Температура перегретого пара (первичного и промежуточного)	±2
Температура воды (на входе и выходе из котла)	-

Нагрузка котла не должна превышать установленной максимальной паропроизводительности (или теплопроизводительности). Конечная температура перегретого пара (или температура воды на выходе из котла) и давление среды не должны быть выше указанных в инструкции завода-изготовителя.

Длительность опыта в стационарном режиме должна составлять: для газомазутных котлов - не менее 1 ч, для пылеугольных котлов - не менее 2 ч. Между опытами следует предусматривать достаточное время для перестройки и стабилизации режима (на газе и мазуте - не менее 30-40 мин, на твердом топливе - 1 ч). При нескольких видах сжигаемого топлива, а также в зависимости от наружного загрязнения поверхностей нагрева котла и других местных условий опыты разбиваются на серии, проводимые в разное время.

При проведении испытаний в переходных режимах проверяется влияние на гидравлическую устойчивость организованных возмущений режима. Параметры работы котла должны при этом выдерживаться в пределах, обусловленных программой испытаний.

Во время испытаний в котел должно подаваться топливо, качество которого предусмотрено программой испытаний.

В объем работ по подготовке к испытаниям входит:

- ознакомление с технической документацией по котлу и энергоблоку, состоянием оборудования, режимами эксплуатации;

- составление и согласование программы испытаний;

- разработка схемы экспериментального контроля и технической документации к ней;

- технический надзор за монтажом схемы экспериментального контроля;

- наладка схемы экспериментального контроля и ввод ее в действие.

В состав технической документации, требующей ознакомления, входят прежде всего: чертежи котла и его элементов; схемы пароводяного и газовоздушного трактов, КИП и автоматики; расчеты котла: тепловой, гидравлический, тепломеханический, температуры стенок, гидравлических характеристик (если таковой имеется); инструкция по эксплуатации котла, режимная карта; документация по повреждениям труб и др. Производится ознакомление по месту с оборудованием котла и системы пылеприготовления, с энергоблоком в целом, со штатными КИП. Выявляются эксплуатационные особенности оборудования, подлежащего испытаниям.

Составляется программа испытаний, в которой должны быть указаны цель, условия и организация проведения опытов, требования к состоянию котла, необходимые параметры работы котла, количество и основные характеристики опытов, их продолжительность, календарные сроки. Указываются используемые нестандартизованные средства измерений. Программа согласовывается с руководителями соответствующих подразделений ТЭС (КГЦ, ЦНИИ, ЦТАИ) и утверждается главным инженером ТЭС или РЭУ.

В ряде случаев при большом объеме испытаний составляется техническое задание на проект схемы экспериментального контроля, согласно которому специализированная организация или подразделение разрабатывают схему. При небольшом объеме схема составляется непосредственно бригадой, проводящей испытания.

На основании схемы экспериментального контроля составляется и передается заказчику документация по подготовительным работам к испытаниям:

- перечень подготовительных работ (в котором целесообразно указать объем монтажных работ, выполняемых непосредственно на котле);

- спецификация на необходимые приборы и материалы, поставляемые заказчиком;

- эскизы приспособлений, требующих изготовления (температурные вставки, бобышки, панели щита и др.).

Перед началом монтажа производится разметка мест установки измерительных устройств, а также выбор мест для СК, щита, стендов датчиков. К разметке необходимо относиться с особым вниманием, как к операции, определяющей качество последующих измерений.

При выполнении монтажа средств испытаний надлежит проверить правильность установки измерительных устройств и соответствие чертежам.

Приварка бобышек поверхностных термопар производится под непосредственным наблюдением представителей бригады. Основное при этом - не допустить пережога провода (сварка электродами 2-3 мм, минимальным током), а в случае пережога - восстановить заново. Рекомендуется проверять наличие цепи непосредственно после приварки.

Прокладка термопарного и компенсационного провода до СК производится в защитных трубах. Открытая прокладка жгутом допускается в отдельных случаях на короткое время, но не рекомендуется. Прокладку следует выполнять цельным проводом, избегая промежуточных соединений. Особое внимание следует обращать на возможные места повреждения изоляции проводов (перегибы, повороты, крепления, вход в защитные трубы и др.), защищая их дополнительной усиленной изоляцией. Для исключения возможных наводок ЭДС компенсационные провода и кабели не должны пересекаться с трассами силовых кабелей.

Напорные трубки устанавливаются на прямых участках труб, в отдалении от гибов и коллекторов. Прямой участок стабилизации потока перед трубкой должен составлять (20¸30)D (D -внутренний диаметр трубы), но не менее 5D. Погружение напорной трубки составляет 1/2 или 1/3D. Трубка должна быть вварена воспринимающими сигнал отверстиями строго вдоль осевой линии трубы; отборные штуцера располагаются горизонтально. Коренные вентили должны быть доступны для обслуживания.

Прокладка соединительных линий измерений расхода и давления должна отвечать требованиям РД 50-213-80. При прокладке соединительных труб надо строго соблюдать односторонний уклон или горизонтальность линий; не допускать прохода соединительных труб в местах с высокой температурой во избежание закипания или нагрева неподвижной воды в них.

Датчики для измерения расходов и перепадов давлений устанавливаются ниже (или на уровне) измерительных устройств, обычно на нулевой отметке и на отметке обслуживания. Датчики монтируются на групповые стенды. Для нормального обслуживания предусматриваются устройства для продувки датчиков (причем на каждой продувочной линии во избежание неплотностей ставится по два запорных вентиля). Полный комплект на один датчик составляет 9 запорных вентилей (коренные, перед датчиком, продувочные и один уравнительный).

Перед установкой датчиков на стенд следует тщательно проверить их в метрологической службе ТЭС и провести градуировку. После установки на стенды необходимо проверить положение "нулей" и максимальные значения перепадов.

У датчиков, предназначенных для измерения расходов воды в панелях и змеевиках, "ноль" на шкале вторичного прибора целесообразно сместить на 10-20 % вправо (на случай появления нулевых или отрицательных значений в нестационарных режимах). В каких-либо особых случаях, когда возможно движение потока в обе стороны, "ноль" прибора выставляется на 50 %, т.е. на середину шкалы (например, опрокидывание потока, сильная пульсация, испытания гидродинамической перемычки и др.). При смещении нуля прибор используется в качестве индикатора.

По окончании подготовительных монтажных работ проводится наладка схемы экспериментального контроля (прозвонка коммутации, опрессовка и пробное включение датчиков, включение и отладка вторичных приборов, выявление и устранение дефектов).

Перед проведением испытаний должна быть проверена готовность котла и его элементов к испытаниям (газоплотность, внутренняя и наружная загрязненность поверхностей нагрева, плотность и исправность арматуры и др.). Особое внимание уделяется штатным КИП: исправности необходимых для испытаний средств измерений, правильности их показаний, наличию действующих поверительных клейм (для водомеров и других приборов), соответствию экспериментальных и штатных приборов.

Электростанции передается перечень работ по устранению недостатков оборудования и КИ1, затрудняющих проведение испытаний. Состояние котла должно отвечать требованиям, указанным в программе испытаний.

Рабочая программа опытов:

Перед началом испытаний, на основании утвержденной программы испытаний, составляются и согласовываются с руководством ТЭС рабочие программы опытов. Рабочая программа составляется на отдельный опыт или на серию опытов. Она содержит указания по организации опыта, по состоянию участвующего в опыте оборудования, значения основных параметров и допускаемые пределы их отклонений, описание последовательности выполняемых операций.

Рабочая программа утверждается главным инженером ТЭС и является обязательной для персонала.

На время опыта должен выделяться ответственный представитель от ТЭС, который осуществляет оперативное руководство проведением опыта. Руководитель испытаний осуществляет техническое руководство. Вахтенный персонал все свои действия во время опыта производит по указаниям (или с ведома) руководителя испытаний, передаваемым через ответственного представителя ТЭС.

В течение всего времени опыта должно обеспечиваться соответствие рабочей программе следующих величин: избытка воздуха; доли рециркуляции дымовых газов; расхода топлива; расхода и температуры питательной воды; давления среды за котлом; расхода пара (только для парового котла); температуры свежего пара (или воды) за котлом; топочного режима; режима работы системы пылеприготовления.

В случае несоответствия параметров работы котла требованиям, установленным в рабочей программе, опыт прекращается. Опыт прекращается также в случае аварийной ситуации на энергоблоке (или на электростанции). В случае достижения предельных значений температуры среды и металла, указанных в программе, либо прекращения (или резкого снижения) расхода среды в отдельных элементах котла, либо появления других нарушений гидродинамики согласно приборам экспериментального контроля - котел переводится в более легкий для оборудования режим (снимаются ранее внесенные возмущения или принимаются необходимые решения). Если нарушения не представляют непосредственной опасности, опыт может продолжаться без дальнейшего ужесточения проверяемого режима.

Испытания начинаются с предварительных опытов. В ходе предварительных опытов производится ознакомление с работой оборудования и особенностями эксплуатационных режимов, окончательная отладка схемы измерений, отработка организационного распорядка в бригаде и взаимоотношений с вахтенным персоналом.

Испытания в стационарных режимах включают опыты: на номинальной нагрузке котла; двух-трех промежуточных нагрузках (обычно на нагрузках 70 и 50 % как соответствующих заводским расчетам, а также на нагрузке, преобладающей в условиях эксплуатации); минимальной нагрузке (установленной в эксплуатации либо согласованной для испытаний). Для паровых котлов проводятся также опыты с пониженной температурой питательной воды (с отключенными ПВД). Для водогрейных котлов проводятся также опыты: с различной температурой воды на входе; с минимальным давлением на выходе; с минимально допустимым расходом воды.

Определяются статические характеристики (зависимость от нагрузки котла) температур и давлений по тракту; показатели гидравлической устойчивости испытуемых контуров в стационарных режимах; допустимый диапазон нагрузок котла согласно этим показателям.

В стационарных опытах за основу принимается режим по эксплуатационной режимной карте. Проверяется также влияние основных режимных факторов (избытка воздуха, загрузки ДРГ, различных сочетаний работающих горелок или мельниц, мазутной подсветки, температуры питательной воды, зашлаковки котла и др.).

На котлах, работающих на двух видах топлива, опыты проводятся на обоих видах (на резервном топливе и на смеси топлив допускается в уменьшенном объеме). На пылегазовых котлах опыты на природном газе по условию загрязнения экранов должны проводиться после достаточно длительной непрерывной кампании на газе. На шлакующих топливах опыты при необходимости проводятся в начале и в конце кампаний, на "чистом" и на зашлакованном котле.

Для котлов СКД, работающих на скользящем давлении, испытания гидравлической устойчивости следует проводить с учетом методических указаний по испытаниям прямоточных котлов в режимах разгрузки на скользящем давлении среды.

На данной нагрузке котла для получения более достоверных экспериментальных материалов следует проводить по два дублирующих опыта, причем не в один день (желательно с разрывом во времени). При необходимости проводятся дополнительные контрольные опыты.

Испытания в стационарных режимах должны предшествовать опытам с возмущениями.

Переходные режимы:

Наиболее неблагоприятными по гидравлической устойчивости котельных контуров являются, как правило, нестационарные условия, связанные с возмущениями режима и теми или другими отклонениями параметров от нормальных (средних) условий.

В опытах в переходных режимах определяется гидравлическая устойчивость испытуемых контуров в экспериментальных условиях, близких к аварийным, при разбалансе соотношения "вода-топливо" и при тепловых перекосах. Контролируются максимальные снижения расходов и повышения температур в элементах контура, расхождение между отдельными элементами, а также характер восстановления исходных значений после снятия возмущения.

Для паровых котлов проверяются следующие возмущения режима:

- резкое увеличение расхода топлива;

- резкое уменьшение расхода питательной воды;

- отключение отдельных горелок при сохранении общего расхода топлива (влияние теплового перекоса по ширине и глубине топки);

- отключение (или уменьшение загрузки) ДРГ;

- снижение давления среды, а также другие действия по местным обстоятельствам (включение обдувочных аппаратов, переход на другое топливо и др.).

В зависимости от схемы контура иногда может потребоваться также проверка сочетания разбаланса с перекосом (например сброс воды при отключенных горелках).

Для водогрейных котлов проверяются возмущения режима резким уменьшением расхода питательной воды и снижением давления среды и др.

Значение и продолжительность возмущений не нормируются и устанавливаются на основе имеющегося опыта и реальных эксплуатационных режимов в зависимости от конструкции котла, его динамических характеристик, вида топлива и др.

Так, для газомазутного котла моноблока 300 МВт можно рекомендовать возмущения по воде и топливу значением примерно в 15 % и продолжительностью 10 мин (т.е. по имеющемуся опыту почти до стабилизации параметров по тракту). При больших возмущениях (20-30 %) по условию удержания температуры перегрева продолжительность обычно меньше 3-5 мин без стабилизации параметров, что не дает уверенности в выявлении всех особенностей гидродинамики контура. Возмущения менее 15 % оказывают сравнительно слабое влияние на пароводяной тракт.

Возмущения могут производиться по обоим либо только по одному регулируемому потоку пароводяного тракта (или одной стороне котла), для которого выполняются испытания.

Перед нанесением возмущений котел должен проработать в стационарном режиме не менее 0,5-1,0 ч до стабилизации параметров.

Опыты с возмущениями режима проводятся на двух-трех нагрузках котла (включая минимальную). Обычно они совмещаются с опытами на требуемой нагрузке в стационарном режиме и проводятся по окончании такового.

В случае необходимости (например новая технология растопки, повреждения в пусковых режимах, вызывающие опасения результаты предварительных расчетов и др.) производится проверка показателей гидравлической устойчивости испытуемого контура в режимах растопки котла. Растопка ведется в соответствии с эксплуатационной инструкцией и рабочей программой.

Во время опыта осуществляется непрерывный контроль за работой котла и его элементов по приборам штатного и экспериментального контроля. Необходимо постоянно следить по измерениям экспериментального контроля и своевременно обнаруживать те или иные нарушения гидродинамики. Выявление нарушений гидродинамики является основной задачей испытаний.

Ведется оперативный журнал с фиксацией хода опыта, операций, выполняемых вахтенным персоналом, основных показателей режима и возмущений. Производятся регулярные записи в журналы наблюдений параметров котла по штатным приборам. Периодичность записи 10-15 мин в стационарных режимах, 2 мин при возмущениях. Контролируются избытки воздуха (по кислородомерам или приборам Орса). Необходимо следить за режимом горения, производя осмотр топки.

Осуществляется тщательный надзор за исправностью приборов экспериментального контроля, в том числе: за положением "нуля", положением и протяжкой ленты, четкостью отбоя показаний на ленте, правильностью показаний приборов и отдельных точек. Неисправности следует устранять немедленно. Сверяется соответствие показаний экспериментальных и штатных приборов по сходным параметрам*. Перед каждым опытом производится регистрация и установка "нулей" датчиков расхода и давления. По окончании опыта регистрация "нулей" повторяется.

Регулярно в начале, конце и на протяжении опыта для синхронизации показаний приборов производится одновременная отметка времени на всех лентах. Отметка производится вручную либо при большом числе приборов с помощью специальной электрической схемы отметки времени (одновременного закорачивания цепей приборов).

Полученный экспериментальный материал рекомендуется, по возможности, подвергать экспресс-обработке сразу после опытов. Предварительный анализ результатов ранее проведенных опытов позволяет более целенаправленно проводить последующие опыты со своевременной корректировкой программы испытаний при необходимости.

В период испытаний, помимо плановых опытов, проводятся наблюдения за эксплуатационными режимами котла по приборам штатного и экспериментального контроля. Цель наблюдений - получить подтверждение представительности и полноты опытных режимов, данные о стабильности или нестабильности параметров котла во времени (что особенно важно на пылеугольных котлах), а также получать текущую информацию о состоянии измерений штатного контроля для подготовки к следующим опытам.

Результаты наблюдений используются в качестве вспомогательного материала.

РАЗДЕЛ 2 КЛАССИФИКАЦИЯ КОТЕЛЬНЫХ УСТАНОВОК, РАБОТАЮЩИЕ ПОД ИЗБЫТОЧНОМ ДАВЛЕНИИ

2.1 Принципы работы и классификация котельных установок, работающие под избыточном давлении

Котельная установка представляет собой комплекс устройств, размещенных в специальных помещениях и служащих для преобразования химической энергии топлива в тепловую энергию пара или горячей воды. Основные элементы котельной установки – котел, топочное устройство (топка), питательные и тягодутьевые устройства [19,20].

Котел – теплообменное устройство, в котором тепло от горячих продуктов горения топлива передается воде. В результате этого в паровых котлах вода превращается в пар, а в водогрейных котлах нагревается до требуемой температуры.

Топочное устройство служит для сжигания топлива и превращения его химической энергии в тепло нагретых газов.

Питательные устройства (насосы, инжекторы) предназначены для подачи воды в котел.

Тягодутьевое устройство состоит из дутьевых вентиляторов, системы газовоздуховодов, дымососов и дымовой трубы, с помощью которых обеспечиваются подача необходимого количества воздуха в топку и движение продуктов сгорания по газоходам котла, а также удаление их в атмосферу. Продукты сгорания, перемещаясь по газоходам и соприкасаясь с поверхностью нагрева, передают тепло воде.

Для обеспечения более экономичной работы современные котельные установки имеют вспомогательные элементы: водяной экономайзер и воздухоподогреватель, служащие соответственно для подогрева воды и воздуха; устройства для подачи топлива и удаления золы, для очистки дымовых газов и питательной воды; приборы теплового контроля и средства автоматизации, обеспечивающие нормальную и бесперебойную работу всех звеньев котельной.

В зависимости от того, для какой цели используется тепловая энергия, котельные подразделяются на энергетические, отопительно-производственные и отопительные.

Энергетические котельные снабжают паром паросиловые установки, вырабатывающие электроэнергию, и обычно входят в комплекс электрической станции. Отопительно-производственные котельные сооружаются на промышленных предприятиях и обеспечивают тепловой энергией системы отопления и вентиляции, горячего водоснабжения зданий и технологические процессы производства. Отопительные котельные предназначаются для тех же целей, но обслуживают жилые и общественные здания. Они делятся на отдельно стоящие, сблокированные, т.е. примыкающие к другим зданиям, и встроенные в здания. В последнее время все чаще строят отдельно стоящие укрупненные котельные с расчетом на обслуживание группы зданий, жилого квартала, микрорайона.

Устройство встроенных в жилые и общественные здания котельных в настоящее время допускается только при соответствующем обосновании и согласовании с органами санитарного надзора.

Котельные малой мощности (индивидуальные и небольшие групповые) обычно состоят из котлов, циркуляционных и подпиточных насосов и тягодутьевых устройств. В зависимости от этого оборудования в основном определяются размеры помещений котельной.

Котельные средней и большой мощности — 3,5 МВт и выше - отличаются сложностью оборудования и составом служебно-бытовых помещений. Объемно-планировочные решения этих котельных должны удовлетворять требованиям Санитарных норм проектирования промышленных предприятий (СИ 245—71), СНиП П-М.2-72 и 11-35-76.

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

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

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

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

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

Местные котельные обычно оборудуют водогрейными котлами с нагревом воды до температуры не более 115°С или паровыми котлами с рабочим давлением до 70 кПа. Такие котельные предназначены для снабжения теплом одного или нескольких зданий [21].

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

Районные отопительные котельные служат для теплоснабжения крупных жилых массивов: их оборудуют сравнительно мощными водогрейными или паровыми котлами.

Рабочий процесс в котельной протекает следующим образом. Топливо из топливного склада подается транспортером в бункер, откуда оно поступает на колосниковую решетку топки, где сгорает. В результате горения топлива образуются дымовые газы – горячие продукты сгорания.

Дымовые газы из топки поступают в газоходы котла, образуемые обмуровкой и специальными перегородками, установленными в пучках труб. При движении газы омывают пучки труб котла и пароперегревателя, проходят через экономайзер и воздухоподогреватель, где они также охлаждаются вследствие передачи тепла воде, поступающей в котел, и воздуху, подаваемому в топку. Затем значительно охлажденные дымовые газы при помощи дымососа удаляются через дымовую трубу в атмосферу. Дымовые газы от котла могут отводиться и без дымососа под действием естественной тяги, создаваемой дымовой трубой.

Вода из источника водоснабжения по питательному трубопроводу подается насосом в водяной экономайзер, откуда после подогрева поступает в верхний барабан котла. Заполнение барабана котла водой контролируется по водоуказательному стеклу, установленному на барабане.

Из верхнего барабана котла вода по трубам опускается в нижний барабан, откуда по левому пучку труб она снова поднимается в верхний барабан. При этом вода испаряется, а образующийся пар собирается в верхней части верхнего барабана. Затем пар поступает в пароперегреватель, где за счет тепла дымовых газов он полностью подсушивается, и температура его повышается.

Из пароперегревателя пар поступает в главный паропровод и оттуда к потребителю, а после использования конденсируется и в виде горячей воды (конденсата) возвращается обратно в котельную.

Потери конденсата у потребителя восполняются водой из водопровода или из других источников водоснабжения. Перед подачей в котел воду подвергают соответствующей обработке.

Воздух, необходимый для горения топлива, забирается, как правило, вверху помещения котельной и подается вентилятором в воздухоподогреватель, где он подогревается и затем направляется в топку. В котельных небольшой мощности воздухоподогреватели обычно отсутствуют, и холодный воздух в топку подается или вентилятором, или за счет разрежения в топке, создаваемого дымовой трубой. Котельные установки оборудуют водоподготовительными устройствами, контрольно-измерительными приборами и соответствующими средствами автоматизации, что обеспечивает их бесперебойную и надежную эксплуатацию.

Водогрейные котельные установки предназначены для получения горячей воды, используемой для отопления, горячего водоснабжения и других целей.

Классификация котельных агрегатов [22]. Котлы как технические устройства для производства пара или горячей воды отличаются многообразием конструктивных форм, принципов действия, используемых видов топлива и производственных показателей. Вместе с тем по способу организации движения воды и пароводяной смеси все котлы могут быть разделены на следующие две группы:

- котлы с естественной циркуляцией;

- котлы с принудительным движением теплоносителя (воды, пароводяной смеси).

В современных отопительных и отопительно-производственных котельных для производства пара используются в основном котлы с естественной циркуляцией, а для производства горячей воды — котлы с принудительным движением теплоносителя, работающие по прямоточному принципу.

Современные паровые котлы с естественной циркуляцией выполняются из вертикальных труб, расположенных между двумя коллекторами (барабанами). Одна часть труб, называемых обогреваемыми «подъемными трубами», обогревается факелом и продуктами сгорания топлива, а другая, обычно не обогреваемая часть труб, находится вне котельного агрегата и носит название «опускные трубы». В обогреваемых подъемных трубах вода нагревается до кипения, частично испаряется и в виде пароводяной смеси поступает в барабан котла, где происходит ее разделение на пар и воду. По опускным не обогреваемым трубам вода из верхнего барабана поступает в нижний коллектор (барабан).

Движение теплоносителя в котлах с естественной циркуляцией осуществляется за счет движущего напора, создаваемого разностью весов столба воды в опускных и столба пароводяной смеси в подъемных трубах.

В паровых котлах с многократной принудительной циркуляцией поверхности нагрева выполняются в виде змеевиков, образующих циркуляционные контуры. Движение воды и пароводяной смеси в таких контурах осуществляется с помощью циркуляционного насоса.

В прямоточных паровых котлах кратность циркуляции составляет единицу, т.е. питательная вода, нагреваясь, последовательно превращается в пароводяную смесь, насыщенный и перегретый пар. В водогрейных котлах вода при движении по контуру циркуляции нагревается за один оборот от начальной до конечной температуры.

По виду теплоносителя котлы разделяются па водогрейные и паровые. Основными показателями водогрейного котла являются тепловая мощность, т.е. теплопроизводительность, и температура воды; основными показателями парового котла — паропроизводительность, давление и температура.

Водогрейные котлы, назначением которых является получение горячей воды заданных параметров, применяют для теплоснабжения систем отопления и вентиляции, бытовых и технологических потребителей. Водогрейные котлы, работающие обычно по прямоточному принципу с постоянным расходом воды, устанавливают не только на ТЭЦ, но и в районных отопительных, а также отопительно-производственных котельных в качестве основного источника теплоснабжения.

Паровой котёл — установка, предназначенная для генерации насыщенного или перегретого пара, а также для подогрева воды (котёл отопительный).

По относительному движению теплообменивающихся сред (дымовых газов, воды и пара) паровые котлы (парогенераторы) могут быть подразделены на две группы: водотрубные котлы и жаротрубные котлы. В водотрубных парогенераторах внутри труб движется вода и пароводяная смесь, а дымовые газы омывают трубы снаружи. В Казахстане в XX веке преимущественно использовались водотрубные котлы Шухова. В жаротрубных, наоборот, внутри труб движутся дымовые газы, а вода омывает трубы снаружи.

По принципу движения воды и пароводяной смеси парогенераторы подразделяются на агрегаты с естественной циркуляцией и с принудительной циркуляцией. Последние подразделяются на прямоточные и с многократно-принудительной циркуляцией.

В качестве подпитывающего насоса как правило применяется трехплунжерный насос высокого давления серий P21/23-130D либо P30/43-130D[23,24].

Котлы сверх критического давления (СКД) - давление пара свыше 22.4МПа.

2.2 Основные и вспомогательные оборудования котельных установок, работающие под избыточном давлении

К основным элементам котельной относятся:

- котлы, заполняемые водой и обогреваемые теплом от сжигания. Котел - это теплообменное устройство, в котором теплота от горячих продуктов сгорания топлива передается воде. В результате этого в паровых котлах вода превращается в пар, а в водогрейных котлах нагревается до требуемой температуры;

- топки, в которых сжигают топливо и получают нагретые до высоких температур дымовые газы. Топочное устройство служит для сжигания топлива и превращение его химической энергии в теплоту нагретых газов. Питательные устройства (насосы, инжекторы) предназначены для подачи воды в котел;

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

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

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

К вспомогательным элементам котельной относят:

- устройства топливоотдачи и пылеприготовления;

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

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

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

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

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

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

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

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

Топки для сжигания газообразных, жидких и твердых топлив. При сжигании газа и мазута, а также твердого пылеугольного топлива используются, как правило, камерные топки. Топка ограничена фронтальной, задней, боковыми стенами, а также подом и сводом. Вдоль стен топки располагаются испарительные поверхности нагрева (кипятильные трубы) диаметром 50...80 мм, воспринимающие излучаемую теплоту от факела и продуктов сгорания. При сжигании газообразного или жидкого топлива под камерной топки обычно не экранируют, а в случае угольной пыли в нижней части топочной камеры выполняют «холодную» воронку для удаления золы, выпадающей из горящего факела.

Верхние концы труб вальцованы в барабан, а нижние присоединены к коллекторам путем вальцовки или сварки. У ряда котлов кипятильные трубы заднего экрана перед присоединением их к барабану разводят в верхней части топки в несколько рядов, расположенных в шахматном порядке и образующих фестон.

Для обслуживания топки и газоходов в котельном агрегате используется следующая гарнитура: лазы, закрываемые дверцы, гляделки, взрывные клапаны, шиберы, поворотные заслонки, обдувочные аппараты, дробеочистка.

Закрываемые дверцы, лазы в обмуровке предназначены для осмотра и производства ремонтных работ при останове котла. Для наблюдения за процессом горения топлива в топке и состоянием конвективных газоходов служат гляделки. Взрывные предохранительные клапаны используются для защиты обмуровки от разрушения при хлопках в топке и газоходах котла и устанавливаются в верхних частях топки, последнего газохода агрегата, экономайзера и в своде.

Для регулирования тяги и перекрытия борова служат чугунные дымовые шиберы или поворотные заслонки.

При работе на газообразном топливе, чтобы предотвратить скопление горючих газов в топках, дымоходах и боровах котельной установки во время перерыва в работе, в них всегда должна поддерживаться небольшая тяга; для этого в каждом отдельном борове котла к сборному борову должен быть свой шибер с отверстием в верхней части диаметром не менее 50 мм.

Обдувочные аппараты и дробеочистка предназначены для очистки поверхностей нагрева от золы и сажи.

Барабаны паровых котлов. Следует отметить многоцелевое назначение барабанов паровых котлов, в частности, в них осуществляются следующие процессы:

- разделение пароводяной смеси, поступающей из подъемных обогреваемых труб, на пар и воду и сбор пара;

- прием питательной воды из водяного экономайзера либо непосредственно из питательной магистрали;

- внутрикотловая обработка воды (термическое и химическое умягчение воды);

- непрерывная продувка;

- осушка пара от капелек котловой воды;

- промывка пара от растворенных в нем солей;

- защита от превышения давления пара.

Барабаны котлов изготовляют из котельной стали со штампованными днищами и лазом. Внутреннюю часть объема барабана, заполненную до определенного уровня водой, называют водяным объемом, а заполненную паром при работе котла — паровым объемом. Поверхность кипящей воды в барабане, отделяющая водяной объем от парового, называется зеркалом испарения. В паровом котле горячими газами омывается только та часть барабана, которая с внутренней стороны охлаждается водой. Линия, отделяющая обогреваемую газами поверхность от необогреваемой, называется огневой линией.

Пароводяная смесь поступает по подъемным кипятильным трубам, ввальцованным в днище барабана. Из барабана вода по опускным трубам подается в нижние коллекторы.

На поверхности зеркала испарения возникают выбросы, гребни и даже фонтаны, при этом в пар может попасть значительное количество капелек котловой воды, что снижает качество пара в результате повышения его солесодержания. Капли котловой воды испаряются, а соли, содержащиеся в них, осаждаются на внутренней поверхности пароперегревателя, ухудшая теплообмен, в результате которого повышается температура его стенок, что может привести к их пережогу. Соли могут также откладываться в арматуре паропроводов и привести к нарушению ее плотности.

Для равномерного поступления пара в паровое пространство барабана и снижения его влажности используются различные сепарационные устройства.

Для снижения возможности отложения накипи на испарительных поверхностях нагрева применяется внутрикотловая обработка воды: фосфатирование, щелочение, использование комплексонов.

Фосфатирование имеет целью создать в котловой воде условия, при которых накипеобразователи выделяются в форме неприкипающего шлама. Для осуществления этого необходимо поддерживать определенную щелочность котловой воды.

В отличие от фосфатирования обработка воды комплексонами может обеспечить безнакипный и бесшламовый режимы котловой воды. В качестве комплексона рекомендуется использовать натриевую соль «Трилон Б»[26,27].

Поддержание допустимого по нормам солесодержания в котловой воде осуществляется продувкой котла, т.е. удалением из него некоторой части котловой воды, всегда имеющей более высокую концентрацию солей, чем питательная вода.

Для осуществления ступенчатого испарения воды барабан котла делят перегородкой на несколько отсеков, имеющих самостоятельные контуры циркуляции. В один из отсеков, называемый «чистым», поступает питательная вода. Проходя через контур циркуляции, вода испаряется, а солесодержание котловой воды в чистом отсеке повышается до определенного уровня. Для поддержания солесодержания в этом отсеке часть котловой воды из чистого отсека самотеком направляют через специальное отверстие - диффузор в нижней части перегородки в другой отсек, называемый «солевым», так как солесодержание в нем существенно выше, чем в чистом отсеке.

Непрерывная продувка воды осуществляется из места с наибольшей концентрацией солей, т.е. из солевого отсека. Пар, образующийся на обеих ступенях испарения, смешивается в паровом пространстве и выходит из барабана через ряд труб, расположенных в его верхней части.

С повышением давления пар способен растворять некоторые примеси котловой воды (кремниевую кислоту, оксиды металлов).

Для снижения солесодержания пара в некоторых котлах применяется промывка пара питательной водой.

Пароперегреватели котлов. Получение перегретого пара из сухого насыщенного осуществляется в пароперегревателе. Пароперегреватель — один из наиболее ответственных элементов котельного агрегата, так как из всех поверхностей нагрева он работает в наиболее тяжелых температурных условиях (температура перегрева до 425 °С). Змеевики пароперегревателя и коллекторы выполняются из углеродистой стали.

По способу тепловосприятия пароперегреватели подразделяются на конвективные, радиационно-конвективные и радиационные. В котельных агрегатах низкого и среднего давлений используются конвективные пароперегреватели с вертикальным или горизонтальным расположением труб. Для получения пара с температурой перегрева более 500 °С применяют комбинированные пароперегреватели, т.е. в них одна часть поверхности (радиационная) воспринимает теплоту за счет излучения, а другая часть — конвекцией. Радиационная часть поверхности нагрева пароперегревателя располагается в виде ширм непосредственно в верхней части топочной камеры.

В зависимости от направлений движения газов и пара различают три основные схемы включения пароперегревателя в газовый поток: прямоточную, при которой газы и пар движутся в одном направлении; противоточную, где газы и пар движутся в противоположных направлениях; смешанную, в которой в одной части змеевиков пароперегревателя газы и пар движутся прямоточно, а в другой — в противоположных направлениях.

Оптимальной по условиям надежности работы является смешанная схема включения пароперегревателя, при которой первая по ходу пара часть пароперегревателя выполняется противоточной, а завершение перегрева пара происходит во второй его части при прямоточном движении теплоносителей. При этом в части змеевиков, расположенных в области наибольшей тепловой нагрузки пароперегревателя, в начале газохода будет умеренная температура пара, а завершение перегрева пара происходит при меньшей тепловой нагрузке.

Температуру пара в котлах с давлением до 2,4 МПа не регулируют. При давлении 3,9 МПа и выше температуру регулируют следующими способами: впрыском конденсата в пар; использованием поверхностных пароохладителей; с помощью газового регулирования путем изменения расхода продуктов сгорания через пароперегреватель либо перемещения положения факела в топке с помощью поворотных горелок.

Пароперегреватель должен иметь манометр, предохранительный клапан, запорный вентиль для отключения пароперегревателя от паровой магистрали, прибор для измерения температуры перегретого пара.

Водяные экономайзеры. В экономайзере питательная вода перед подачей в котел подогревается дымовыми газами за счет использования теплоты продуктов сгорания топлива. Наряду с предварительным подогревом возможно частичное испарение питательной воды, поступающей в барабан котла. В зависимости от температуры, до которой ведется подогрев воды, экономайзеры подразделяют на два типа — некипящие и кипящие. В некипящих экономайзерах по условиям надежности их работы подогрев воды ведут до температуры на 20 °С ниже температуры насыщенного пара в паровом котле или температуры кипения воды при имеющемся рабочем давлении в водогрейном котле. В кипящих экономайзерах происходит не только подогрев воды, но и частичное (до 15 мае. %) ее испарение.

В зависимости от металла, из которого изготавливают экономайзеры, их разделяют на чугунные и стальные. Чугунные экономайзеры используют при давлении в барабане котла не более 2,4 МПа, а стальные могут применяться при любых давлениях. В чугунных экономайзерах недопустимо кипение воды, так как это приводит к гидравлическим ударам и разрушению экономайзера. Для очистки поверхности нагрева водяные экономайзеры имеют обдувочные устройства.

Воздухоподогреватели. В современных котельных агрегатах воздухоподогреватель играет весьма существенную роль, воспринимая теплоту от отходящих газов и передавая ее воздуху, он уменьшает наиболее заметную статью потерь теплоты с уходящими газами. При использовании подогретого воздуха повышается температура горения топлива, интенсифицируется процесс сжигания, повышается коэффициент полезного действия котельного агрегата. Вместе с тем при установке воздушного подогревателя увеличиваются аэродинамические сопротивления воздушного и дымового трактов, которые преодолеваются созданием искусственной тяги, т.е. путем установки дымососа и вентилятора.

Температура подогрева воздуха выбирается в зависимости от способа сжигания и вида топлива. Для природного газа и мазута, сжигаемых в камерных топках, температура горячего воздуха составляет 200...250 °С, а для пылеугольного сжигания твердого топлива — 300...420°С.

При наличии в котельном агрегате экономайзера и воздухоподогревателя первым по ходу газа устанавливается экономайзер, а вторым — воздухоподогреватель, что позволяет более глубоко охладить продукты горения, так как температура холодного воздуха ниже температуры питательной воды на входе в экономайзер.

По принципу действия воздухоподогреватели разделяют на рекуперативные и регенеративные. В рекуперативном воздухоподогревателе передача теплоты от продуктов сгорания к воздуху происходит непрерывно через разделительную стенку, по одну сторону которой движутся продукты сгорания, а по другую — нагреваемый воздух [29].

В регенеративных воздухоподогревателях передача теплоты от продуктов сгорания к нагреваемому воздуху осуществляется путем попеременного нагревания и охлаждения одной и той же поверхности нагрева.

Газопоршневые установки. Газопоршневая установка (ГПУ) предназначена для питания электроэнергией потребителей трехфазного (380/220 В, 50 Гц) переменного тока. Газовые электростанции используются в качестве источника постоянного и гарантированного электроснабжения больниц, банков, торговых комплексов, аэропортов, производственных и нефтегазодобывающих предприятий. Моторесурс газового двигателя выше, чем у бензогенераторов и дизельных электростанций, что приводит к уменьшению срока окупаемости. Использование газовых электрогенераторов позволяет владельцу быть независимым от плановых и аварийных отключений электроэнергии, а зачастую и вовсе отказаться от услуг поставщиков электроэнергии.

В основе работы газопоршневых двигателей (далее ГПД) лежит принцип действия двигателя внутреннего сгорания. ДВС – это тип двигателя, тепловая машина, в которой химическая энергия топлива (обычно применяется жидкое или газообразное углеводородное топливо), сгорающего в рабочей зоне, преобразуется в механическую работу.

На данный момент в промышленности выпускаются два типа поршневых двигателей, работающих на газе: газовые двигатели - с электрическим (искровым) зажиганием, и газодизели - с воспламенением газовоздушной смеси впрыском запального (жидкого) топлива. Газовые двигатели получили широкое применение в энергетике за счет повсеместной тенденции использования газа как более дешевого топлива (как природного, так и альтернативного) и относительно экологически более безопасного с точки зрения выбросов с выхлопными газами.

Из ГПУ с теплообменниками в принципе всё аналогично, но дополнительно используется система утилизации тепла.

Установка работает на нескольких видах топлива, имеет относительно низкий уровень начальных инвестиций за 1 кВт и обладает широкой линейкой выходной мощности.

Топливо для газопоршневых установок. Одним из важнейших моментов при выборе типа ГТУ является изучение состава топлива. Производители газовых двигателей предъявляют свои требования к качеству и составу топлива для каждой модели.

В настоящее время многие производители проводят адаптацию своих двигателей под соответствующее топливо, что в большинстве случаев не занимает много времени и не требует больших финансовых затрат.

Помимо природного газа, газопоршневые установки могут использовать в качестве топлива: пропан, бутан, попутный нефтяной газ, газы химической промышленности, коксовый газ, древесный газ, пиролизный газ, газ мусорных свалок, газ сточных вод и т. д.

Применение в качестве топлива перечисленных специфических газов вносит важный вклад в сохранение окружающей среды и кроме того позволяет использовать регенеративные источники энергии.

Газорегуляторный пункт. Газорегуляторный пункт – система устройств для автоматического снижения и поддержания постоянного давления газа в распределительных газопроводах. Газорегуляторный пункт включает регулятор давления для поддержания давления газа, фильтр для улавливания механических примесей, предохранительные клапаны, препятствующие попаданию газа в распределительные газопроводы при аварийном давлении газа сверх допустимых параметров, и контрольно-измерительные приборы для учёта количества проходящего газа, температуры, давления и телеметрического измерения этих параметров.

Газорегуляторные пункты сооружаются на городских распределительных газопроводах, а также на территории промышленных и коммунально-бытовых предприятий, имеющих разветвленную сеть газопроводов. Пункты, монтируемые непосредственно у потребителей и предназначенные для снабжения газом котлов, печей и др. агрегатов, обычно называют газорегуляторными устройствами. В зависимости от давления газа на входе газорегуляторные пункты бывают: среднего (от 0,05 до 3 кгс/см²) и высокого (до 12 кгс/см²) давления (1 кгс/см² =0,1Мн/м²).

Предохранительные устройства и контрольно-измерительные приборы. Для водогрейных котлов предохраняющим устройством от повышения в них давления могут служить обводные линии с обратными клапанами, пропускающие воду в направлении от котла к трубопроводу системы отопления. При таком несложном устройстве, если задвижки, установленные у котла, почему-либо окажутся закрытыми, то все равно связь с атмосферой через расширительный, сосуд не нарушится.

Если на трубопроводе между котлами и расширительным сосудом кроме указанных задвижек имеется другая какая-либо запорная арматура, то должны быть установлены рычажные предохранительное клапаны .

Паровые котлы при до 70 кПа снабжаются предохранительным устройством в виде гидравлического затвора

Для безопасной и правильной эксплуатации паровые котлы кроме предохранительных устройств снабжают водоуказательными приборами, пробочными кранами и манометрами.

Для учета расхода питательной воды, подаваемой в паровой котел, или воды, циркулирующей в системе водяного отопления, устанавливают водомер или диафрагмы. Для измерения температуры воды, поступающей в систему водяного отопления и возвращающейся в котел, предусматривают в специальных футлярах

2.3 Требования к измерительным приборам для измерения избыточного давления

Для определения фактических значений технических характеристик разработанной котельной установки, инструментально-приборная база была дополнена приборами для проведения энергетического обследования объектов теплоснабжения. Более детальное описание характеристик и параметров этих приборов приведено в Отчете о НИОКР «Развитие технологии производства, транспортировки и потребления тепла и воды для жилищного фонда на базе применения котлов с высоким КПД и низким количеством вредных выбросов» за 2012 год[4].

Перечень диагностического и измерительного оборудования, необходимого для проведения исследований (тепло-энергоаудита) разработанной котельной установки приведен в таблице 2.1

Таблица 2.1

Перечень необходимого измерительно-диагностического и оборудования

Наименование	Единица измерения	Количество
FLUXUSF601 – Портативный ультразвуковой расходомер для жидкости с толщиномером	шт.	2
UNI-T303B– Инфракрасный цифровой пирометр	шт.	5
Leica DistoA5 – Дальномер лазерный	шт.	5
Testo 875-1 – Тепловизор	шт.	3
Testo 330-1 LL– Газоанализатор	шт.	1
Fluke 43 Basic – Анализатор качества электроэнергии трёхфазный	шт.	1
Fluke 336 – Токоизмерительные клещи	шт.	3
УСД-50 – универсальный ультразвуковой дефектоскоп для экспертного и промышленного применения	шт.	1
Эксперт-МТ стандарт – Газоанализатор	шт.	1
TEPLOOV, FlowVision– Пакет программ	шт.	2
Манометр дифференциальный цифровой «ДМЦ-01М»	шт.	1
Измеритель плотности тепловых потоков и температуры ИТП – МГ 4.03/3(I) «ПОТОК»	шт.	1
Термометр контактный цифровой «FLUKE – 51 II»	шт.	1

Средства измерений давления классифицируют по виду измеряемого давления и принципу действия. По виду измеряемого давления средства измерений подразделяют на:

- манометры избыточного давления – для измерения избыточного давления;

- манометры абсолютного давления – для измерения давления, отсчитанного от абсолютного нуля;

- барометры – для измерения атмосферного давления;

- вакуумметры – для измерения вакуума (разрежения);

- мановакуумметры – для измерения избыточного давления и вакуума (разрежения).

Кроме перечисленных средств измерений в практике измерений получили распространение:

- напоромеры – манометры малых избыточных давлений (до 40 кПа);

- тягомеры – вакуумметры с верхним пределом измерения не более – 40 кПа;

- тягонапоромеры – мановакуумметры с диапазоном измерений плюс 20 ÷ минус 20 кПа;

- вакуумметры остаточного давления – вакуумметры, предназначенные для измерения глубокого вакуума или остаточного давления, т.е. абсолютных давлений мене 200Па;

- дифференцальные манометры – средства измерений разности давлений.

В зависимости от принципа, используемого для преобразования силового воздействия на чувствительный элемент в показания или пропорциональные изменения другой физической величины, средства измерения давления разделяются на жидкостные, деформационные, поршневые, электрические, ионизационные, тепловые. Такое подразделение не является исчерпывающим и может быть дополнено средствами измерений, основанными на иных физических явлениях.

В настоящее время существует большой парк средств измерений давления, позволяющий осуществить измерение давления в диапазоне 10^-12 - 10¹¹ Па.

В жидкостных манометрах измеряемое давление или разность давлений уравновешивается давлением столба жидкости. В приборах используют принцип сообщающихся сосудов, в которых уровни рабочей жидкости совпадают при равенстве давлений над ними, а при неравенстве занимают такое положение, когда избыточное давление в одном из сосудов уравновешивается гидростатическим давлением столба жидкости в другом.

В деформационных манометрах используется зависимость деформации чувствительного элемента или развиваемой им силы от измеряемого давления. Пропорциональная последнему деформация или сила преобразуется в показания или соответствующие изменения выходного сигнала. В соответствии с используемым чувствительным элементом деформационные манометры подразделяют на трубчато-пружинные, сильфонные и мембранные.

К электрическим приборам для измерения давления относятся манометры с тензопреобразователями и пьезоэлектрические. Чувствительным элементом манометров с тензопреобразователями является мембрана, на которой размещены проволочные, фольговые или полупроводниковые резисторы. При деформации мембраны под действием контролируемого давления сопротивление резисторов меняется. Принцип действия пьезоэлектрических манометров основан на пьезоэлектрическом эффекте, сущность которого заключается в возникновении электрических зарядов на поверхности сжатой кварцевой пластины, вырезанной перпендикулярно к электрической оси кристаллов кварца.

Для измерения давления в диапазоне от 10^-11 до 10² Па используют ионизационные манометры, основным элементом которых является стеклянная манометрическая лампа. Принцип действия приборов заключается в том, что эжектируемые раскаленным катодом электроны ускоряются положительным напряжением, приложенным между анодом и катодом, и при своем движении ионизируют молекулы разреженного газа. Положительные ионы попадают на отрицательно заряженный коллектор; при постоянстве анодного напряжения и электронной эмиссии величина коллекторного тока зависит от измеряемого давления.

В поршневых манометрах измеряемое давление уравновешивается силой тяжести неуплотненного поршня с грузами. Манометры используют в качестве образцовых средств воспроизведения единицы давления в диапазоне от 10^-1 до 10¹⁰ Па, а также для точных измерений давления в лабораторной практике рисунок 2.1.

Погрешность измерения давления зависит от инструментальных погрешностей измерительных приборов, условий эксплуатации манометров, способов отбора давления и его передачи к приборам.

При выборе пределов измерения манометра руководствуются значениями измеряемого давления и характером его изменений. При стабильном измеряемом давлении его значение должно составлять 3/4 диапазона измерения прибора, а в случае переменного давления 2/3. Для исключения возможности образования взрывоопасных и горючих смесей манометры, предназначенные для измерения давления таких газов, как кислород, водород, аммиак, окрашивают в соответствии со стандартом в голубой, темно-зеленый, желтый цвета.

Правила установки манометров на промышленных объектах, отбора давления и его передачи к приборам с помощью импульсных линий регламентируются внутриведомственными нормами, которыми руководствуются при монтаже измерительных устройств. Обычно датчики гидростатического давления устанавливаются на боковой стенке резервуара вблизи дна. Возможно установка в дно резервуара при условии доступа к нему во время монтажа и эксплуатации, а также при отсутствии возможности осаждения вещества, растворенных в жидкости, на мембране датчика. Ниже рассмотрены основные положения этих руководящих материалов.

Абсолютное давление		Избыточное давление

	Деформационные

Поршневые

Тепловые

Жидкостные
		Электрические

Ионизационные

10^-11

10^-10

10^-9

10^-8

10^-7

10^-6

10^-5

10^-4

10^-3

10^-2

10^-1

10⁰

10¹

10²

10³

10⁴

10⁵

10⁶

10⁷

10⁸

10⁹

10¹⁰

10¹¹

Сверхвысокий вакуум

Высокий вакуум

Средний вакуум

Низкий вакуум

Умеренное давление

Среднее давление

Высокое давление

Сверхвысокое давление

Рисунок 2.1 - Диапазоны давления (в Па), охватываемый существующими средствами измерений давления

Манометры, показывающие и с дистанционной передачей показаний, как правило, устанавливаются вблизи точек отбора давления в месте, удобном для обслуживания. Исключение составляют манометры, используемые для внутриреакторного контроля и контроля давления в устройствах, размещаемых на АЭС в зонах ограниченного доступа. Современные серийные преобразователи давления нельзя размещать внутри активной зоны, поэтому они находятся на значительном расстоянии от точек отбора давления, что приводит к росту инерционности приборов. При этом необходимо учитывать, что наличие столба жидкости в импульсной линии создает систематическую погрешность показаний, которая будет иметь отрицательный или положительный знак в зависимости от того, находится манометр выше или ниже точки отбора давления. Импульсные линии дифманометров имеют большую длину, предельное значение которой составляет 50 м. Отбор давления осуществляется с помощью труб, подсоединяемых к трубопроводу или внутреннему пространству объекта, где производится измерение давления. В общем случае трубка должна быть выполнена заподлицо с внутренней стенкой, чтобы у выступающей части не создавалось торможение потока. При измерении давления или разности давлений жидких сред не рекомендуется отбор давления производить из нижних и верхних точек трубопровода, с тем, чтобы в импульсные линии не попадали шлак и газы; при газовых средах—из нижних точек трубопровода, чтобы в импульсные линии не попадал конденсат.

При измерении давления в вакуумных системах часто используются манометры, заполненные ртутью. Для исключения попадания токсичных паров ртути в систему на входе манометров устанавливаются ловушки. Схема одной из них представлена на рисунке 2.2.

Рисунок 2. 2 - Схема ловушки

Пары ртути из манометра конденсируются при соприкосновении с охлажденной поверхностью колбы 1, заполненной жидким азотом 2, и стекают в манометр.

Схема установки манометра на трубопроводе представлена на рисунке 2.3.

Рисунок 2.3. - Схема установки манометра на трубопроводе

Для обеспечения возможности отключения манометра, продувки линии и подключения контрольного манометра используется трехходовой кран 2, при измерении давлений свыше 10 МПа (100 кгс/см²), а также при контроле давления радиоактивного теплоносителя дополнительный запорный вентиль 3 устанавливается на выходе из трубопровода. При измерении давления сред с температурой выше 70°С трубка 4 сгибается кольцом, в котором вода охлаждается, а пар конденсируется. На АЭС продувка импульсных линий манометров и дифманометров, работающих с радиоактивными средами, осуществляется в специальную дренажную систему.

При измерении давления агрессивных, вязких и жидкометаллических сред для защиты манометров и дифманометров применяются мембранные и жидкостные разделители. Схема манометра с мембранным разделителем представлена на рисунке 2.4.

Рисунок 2.4 - Схема манометра с мембранным разделителем

Агрессивная среда подается под мембрану, нижняя часть которой и стенки соответствующей камеры покрыты фторопластом. Пространство над мембраной 2 и внутренняя полость манометрической пружины тщательно заполнены кремнийорганической жидкостью. Для того, чтобы в процессе измерения давление над мембраной соответствовало измеряемому, необходимо, чтобы жесткость мембраны была намного меньше жесткости чувствительного элемента.

При измерении разности давлений подключение дифманометров должно быть произведено таким образом, чтобы среда, заполняющая импульсные линии, не создавала погрешностей из-за разности плотностей или высот столбов жидкостей в них. На рисунке 2.5 изображена схема установки датчика давления.

Рисунок 2.5 - Схема установки датчика давления при измерении гидростатического давления

Линии не должны иметь горизонтальных участков, минимальный угол наклона должен быть не ниже 5°. При измерении разности давлений воды и пара измерительные камеры дифманометров предварительно должны быть заполнены водой.

От правильности показаний манометров зависит не только экономичность работы технологических объектов, но во многих случаях и безопасность, в связи с этим манометры и другие приборы давления подвергаются периодическим проверкам. Для большинства приборов межпроверочный период составляет один год. Если приборы работают в условиях повышенной вибрации и температуры, то этот период может быть сокращен. Поверка приборов осуществляется представителями метрологических служб.

Для проведения проверок рабочих приборов давления используются образцовые приборы и устройства, воспроизводящие давление.

У грузопоршневых манометров эти функции могут быть совмещены.

При поверке манометров, предназначенных для измерения давления химически активных газов, например кислорода, нельзя использовать грузопоршневые манометры, заполненные маслом.

РАЗДЕЛ 3 МЕТОДЫ ИСПЫТАНИЯ КОТЕЛЬНЫХ УСТАНОВОК, РАБОТАЮЩИЕ ПОД ИЗБЫТОЧНОМ ДАВЛЕНИИ

Подготовка котла к стендовым и промышленным испытаниям

Проведения стендовых и промышленных испытаний котла подготовились в соответствии с следующими нормативными документами: ГОСТ 30735 – 2001. Межгосударственный стандарт «Котлы отопительные водогрейные теплопроизводительностью от 0,1 до 4,0 МВт. Общие технические условия» и методические указания по испытаниям гидравлической устойчивости прямоточных энергетических и водогрейных котлов.

Имеющиеся нормативные материалы [1-2] позволяют выполнить приближенную расчетную оценку основных показателей гидравлической устойчивости водогрейного котла. Схемы стендовых и промышленных испытаний котлов включает специальные экспериментальные измерения, обеспечивающие получение опытных значений температур, расходов, давлений, перепадов давлений в соответствии с задачами испытаний. Средства измерений экспериментального контроля устанавливаются на обоих или на одном регулируемом потоке котла. В объем экспериментального контроля входят измерения следующих основных параметров [1]:

- температур среды по тракту теплоносителя (по обоим потокам), на входе и выходе всех последовательно включенных поверхностей нагрева в экономайзернойчасти тракта;

- температур среды на выходе (а в необходимых случаях – также на входе) подпотоков и отдельных панелей в исследуемом контуре (поверхности). Средства измерений устанавливаются в отводящих трубах (погружные термопары; допускается использование поверхностных термопар при тщательной изоляции мест их установки). Они охватывают все параллельные элементы;

- температур на выходе змеевиков (обогреваемых труб) испытуемых поверхностей; в необходимых случаях (при опасности опрокидывания, застоя движения) – также на входе. Это самый массовый по количеству вид измерений. Средства измерений устанавливаются в необогреваемой зоне змеевиков (поверхностные термопары); как правило, в тех же панелях, где предусмотрены измерения температур среды на выходе;

- расхода питательной воды по потокам водяного тракта (допускается по одному потоку, если экспериментальный контроль установлен на одном потоке). Измерительным средством обычно служит штатная стандартная диафрагма в питательной линии, к которой, в параллель к штатному водомеру, подсоединяется датчик экспериментального контроля;

- расхода и массовой скорости среды на входе в подпотоки контура (в каждый) и в панели (выборочно);

- расхода и массовой скорости среды на входе в змеевики.

- давления в водяном тракте;

- перепада давлений (гидравлического сопротивления) подпотока, или поверхности нагрева, или отдельного участка испытуемого контура;

Показатели тепловой и гидравлической работы контура определяются по измерениям температуры, расхода и давления в контуре и его элементах. Погрешность этих показателей, полученных в результате обработки данных измерений, не должна превышать значений, указанных в таблице 3.1.

Таблица 3.1

Погрешности показателей

Наименование	Погрешность
Наименование	Водогрейный котёл
Расход и средняя массовая скорость среды в контуре, %	± 5
Температура на входе и выходе из контура, °С	± 5
Температура на входе и выходе из элементов контура, °С	± 5
Недогрев до кипения, °С	±5
Давление на входе и выходе из контура, %	± 2
Перепад давлений в контуре (от входа до выхода), %	± 5
Примечание -расход среды в элементах контура, приращение энтальпии, а также коэффициенты тепловой и гидравлической разверки и неравномерности тепловосприятия, определяются без нормирования точности. Температура металла в обогреваемой зоне определяется без нормирования точности согласно методическим указаниям на ведомственные натурные испытания температурного режима экранных поверхностей нагрева паровых и водогрейных котлов.

При испытаниях должны применяться стандартизованные средства измерений, метрологически обеспеченные в соответствии с ГОСТ 8.002-86 и ГОСТ 8.513-84. Типы и характеристики средств измерений выбираются в каждом конкретном случае в зависимости от испытуемого оборудования, требуемой точности, условий монтажа и установки, температуры окружающей среды и от других внешних влияющих факторов. Средства измерений, используемые при испытаниях, должны иметь действующие поверительные клейма и техническую документацию, свидетельствующие об их годности, и обеспечивать требуемую точность. Требования к точности измерений: допускаемая погрешность измерения исходных величин, обеспечивающая требуемую точность определяемых показателей , не должна превышать для температуры воды, металла в необогреваемой зоне:

- водогрейного котла - 5°С;

- расхода воды - 5 %;

- давления воды - 2 %.

При проведении испытаний на опытном, или модернизированном, или принципиально новом оборудовании, или при проверке новых методов испытаний в программе испытаний должны быть обусловлены дополнительные требования к средствам измерений и к точностным характеристикам.

Температура измеряется с помощью термоэлектрических преобразователей (термопар). При измерениях на относительно низком уровне температур, требующих высокой точности, могут использоваться также термоэлектрические термометры (термометры сопротивления) по ГОСТ 6651-84. В зависимости от диапазона измеряемых температур применяются термопары ХА (при верхнем пределе измеряемых температур 600-800°С) или ХК (400-600°С) диаметром провода 1,2 либо 0,7 мм. Изоляцию термоэлектронных проводов рекомендуется выполнять кремнеземистой или кварцевой нитью путем двойной обмотки. Для непосредственного измерения температуры воды и пара используются стандартные погружные термопары типа ТХА. Погружные термопары устанавливаются на прямом участке трубопровода в гильзе, вваренной в трубопровод. Длина элемента выбирается в зависимости от диаметра трубопровода из расчета расположения рабочего конца термопары элемента по оси потока. Минимальная длина стандартного элемента 120 мм. В трубопроводах малого диаметра могут устанавливаться погружные термопары нестандартного изготовления, но с соблюдением правил установки.

В качестве вторичных приборов при измерении температуры посредством термопар применяются самопишущие электронные многоточечные потенциометры с аналоговой, цифровой или иной формой записи (непрерывной или с периодичностью регистрации не более 120 с). В частности, употребительны приборы КСП-4 класса точности 0,5 на 12 точек (с циклом 4 с и рекомендуемой скоростью протяжки ленты 600 мм/ч). Применяются также многоканальные измерительные устройства с выходом на цифропечатающие и перфорирующие устройства. В качестве вторичных приборов для измерения температуры посредством термометров сопротивления применяются измерительные мосты постоянного тока.

В случаях, когда не допускаются дополнительные потери давления, а также на трубопроводах внутренним диаметром менее 50 мм, в качестве индикатора расхода устанавливаются расходомеры с напорными трубками (трубками Пито) конструкции ЦКТИ либо ВТИ. Стержневые трубки ЦКТИ, как и круглые трубки ВТИ, имеют небольшую невосстанавливаемую потерю давления. Напорные трубки пригодны только для потока однофазной среды.

3.2 Состав основных и промежуточных показателей, входящих в энергетические характеристики

В энергетические характеристики котла включаются основные и промежуточные показатели экономичности его работы, которые зависят от режима работы только самого котла.

В зависимости от вида и марки сжигаемого топлива, конструкции котла и горелочных устройств, механизмов собственных нужд и Их приводов, применяемых технологических процессов и т.п. в общем случае энергетические характеристики котла должны включать в себя графические зависимости от теплопроизводительности [ГДж/ч (Гкал/ч)] и паропроизводительности (т/ч) котла следующих показателей:

- КПД брутто котла (%);

- потери тепла с уходящими газами (%);

- потери тепла от химической неполноты сгорания (%);

- потери тепла от механической неполноты сгорания (%);

- потери тепла в окружающую среду (%);

- потери тепла с физическим теплом шлака (%);

- потери тепла с охлаждением леток, форсунок, балок и дробеочистки котла (%);

- коэффициента избытка воздуха в режимном сечении ;

- значений присосов воздуха на тракте «режимное сечение – дымосос» (%) (для котлов, на которых потеря с уходящими газами определяется в сечении за дымососом);

- значений присосов воздуха на трактах "режимное сечение - последняя поверхность нагрева" (%) и «последняя поверхность нагрева – дымосос» (%) (для котлов, на которых потеря тепла с уходящими газами определяется в сечении за последней поверхностью нагрева);

- температуры уходящих газов (°С) и их нагрева в дымососах Dt_дс (°С);

- содержания горючих в уносе (%);

- содержания горючих в шлаке (%);

- доли рециркуляции дымовых газов ;

- часового расхода тепла на подогрев воздуха в калориферах котла [ГДж/ч (Гкал/ч)] при различных значениях нагрева в них воздуха;

- удельного расхода электроэнергии на тягу и дутье, включая затраты энергии на вентиляторы рециркуляции горячего воздуха и дымосос рециркуляции дымовых газов [кВт×ч/ГДж, (кВт×ч/Гкал)];

- потребляемой мощности (кВт) и удельного расхода электроэнергии дымососом рециркуляции дымовых газов [кВт×ч/ГДж (кВт×ч/Гкал)];

- внутренней мощности турбопривода турбовоздуходувки (МВт), часового расхода пара на турбопривод (т/ч), давления отработавшего пара [кПа(кгс/см²)] и давления воздуха в напорном патрубке воздуходувки [Па (кгс/м²)] (для котлов энергоблоков) .

В энергетические характеристики включаются также графические зависимости следующих показателей:

- удельного расхода электроэнергии на пылеприготовление (кВт·ч/т) от часового расхода твердого топлива на котел в натуральном исчислении;

- удельного расхода электроэнергии на перекачивание питательной воды (кВт·ч/т) от часового расхода питательной воды (для котлов энергоблоков);

- внутренней мощности турбопривода питательного насоса (МВт) давления питательной воды на стороне нагнетания насоса [МПа (кгс/см²)], часового расхода пара на турбопривод ПТН (т/ч), давления отработавшего пара турбопривода [кПа (кгс/см²)] от часового расхода питательной воды на котел (дня котлов энергоблоков);

- давления отработавшего пара в конденсаторе [кПа (кгс/см²)] от его часового расхода для различных значений температуры охлаждающей воды и ее номинального часового расхода через конденсатор (для турбоприводов турбовоздуходувки и питательного насоса, если отработавший пар у них направляется в собственный конденсатор);

- мощности прочих механизмов индивидуальных собственных нужд котла (кВт) от теплопроизводительности котла;

- часового расхода тепла на индивидуальные установки и аппараты собственных нужд котла (кроме турбоприводов механизмов) [ГДж/ч (Гкал/ч)] от теплопроизводительности котла.

КПД брутто котла определяется методом обратного баланса по формуле(3.1)

(3.1)

Корректировка значений КПД брутто котла, взятых за основу для составления энергетической характеристики, производится с учетом влияния факторов. Значение этой корректировки распределяется между отдельными составляющими тепловых потерь пропорционально тому влиянию, которое они оказывают на общее значение. Аналогичным образом для каждой составляющей тепловых потерь корректируются значения отдельных показателей и параметров, с помощью которых эта составляющая рассчитывается.

Коэффициент избытка воздуха в режимном сечении принимается оптимальным, исходя из условий отсутствия потерь от химической и механической неполноты сгорания для жидкого и газообразного топлива, отсутствия потерь от химической неполноты сгорания и минимальных суммарных потерь с уходящими газами и механической неполнотой сгорания для твердого топлива, а также необходимого уровня температур свежего пара и пара после промежуточного перегрева. При этом значение присосов воздуха в топку и систему пылеприготовления котла должно быть номинальным.

Значения присосов (перетоков) воздуха в тракт дымовых газов, топку и систему пылеприготовления котла при номинальной нагрузке принимаются в соответствии с данными действующих Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей.

В случае экономической нецелесообразности или отсутствия технической возможности доведения присосов воздуха до норм ПТЭ допускается принимать в качестве нормативного значения лучшие результаты, достигнутые после капитальных ремонтов.

Корректировка этих показателей на влияние факторов производится с учетом конструкции обмуровки топочной камеры, регенеративных воздухоподогревателей, свойств сжигаемого топлива (налипание на элементы тракта топливоподачи и системы пылеприготовления, шлакование и занос поверхностей нагрева, абразивные свойства золы, коррозионная активность, трудоемкость удаления шлака и т.п.), характера суточного графика нагрузки.

Корректировка значений присосов воздуха в топку, газоходы и системы пылеприготовления котла и вызываемое этим изменение других показателей (температуры уходящих газов, содержания горючих в уносе, провале и шлаке, удельного расхода электроэнергии на тягу и дутье, пылеприготовление и т.п.) должны учитываться суммарно.

Значение присосов в газовый тракт котла при текущей нагрузкеDa (%) определяется по формуле (3.2)

((3.2)

где – значение присосов при номинальной нагрузке, %;

, – номинальное и текущее значения часовой теплопроизводительности котла, ГДж/ч (Гкал/ч).

Значение температуры уходящих газов определяется из условия предотвращения конденсации водяных паров из дымовых газов на поверхностях нагрева и газоходах котла, налипания золы твердого и жидкого топлива на них и коррозии металла при высоком содержании серы.

Исходя из этих условий, определяется и значение температуры воздуха перед воздухоподогревателем, изменением которой регулируется уровень температуры уходящих газов.

Для увеличения достоверности определение температуры, уходящих газов (°С) для всех видов топлива с сухим способом золоулавливания (с помощью электрофильтров, циклонов и т.п.) или без золоулавливания (у котлов для сжигания газа и мазута) производится расчетом на основе температуры дымовых газов, измеряемой в сечении за дымососом, по формуле (3.3)

((3.3)

где – температура дымовых газов за дымососом, °С;

– нагрев дымовых газов в дымососах при их сжатии, °С.

Нагрев дымовых газов в дымососах (°С) определяется по формуле (3.4)

((3.4)

где – коэффициент пропорциональности, равный 2,67×10^-¹ (%/Па), если напор дымососов измеряется в Па, и 2,60 (м²×%/кгс), если напор дымососов измеряется в кгс/м²;

– полный напор дымососов, Па (кгс/м²);

– КПД дымососов с учетом потерь энергии в направляющих аппаратах, %.

При влажном способе золоулавливания [с помощью мокрых золоуловителей (скрубберов) и т.п.] температура уходящих газов определяется путем измерения в сечении за последней поверхностью нагрева. При этом должно быть обеспечено достаточное перемешивание дымовых газов за последней поверхностью нагрева и предотвращено искажение присосами холодного воздуха через стенки газоходов и перетоками его в воздухоподогревателе представительности результатов измерения. Точки измерения температуры уходящих газов (дымовых газов за дымососом) и избытков воздуха в уходящих газах должны находиться в одном поперечном сечении газохода.

Значение доли рециркуляции дымовых газов , указанное в характеристиках, должно обеспечить поддержание номинальных значений температуры свежего пара и пара после промежуточного перегрева и подавление оксидов азота.

При отсутствии на котле прямого измерения расхода рециркулирующих дымовых газов для определения коэффициента рециркуляции строится график его косвенной зависимости, например, от тепловой производительности котла при различных значениях потребляемой мощности дымососами газовой рециркуляции.

Потеря тепла с уходящими газами определяется по формуле(3.5)

((3.5)

где – коэффициент избытка воздуха в уходящих газах;

– температура уходящих газов, °С;

– температура холодного воздуха, °С;

– потеря тепла от механической неполноты сгорания, %;

– поправочный коэффициент, учитывающий внесенное в топку котла тепло с паром, подогретым воздухом и топливом;

– дополнительная потеря тепла с физическим теплом уноса, %;

K, C, в–коэффициенты, зависящие от сорта и приведенной влажности топлива.

Температура холодного воздуха (°C) должна измеряться на стороне всасывания дутьевого вентилятора до ввода рециркулирующего горячего воздуха. Если калориферы для подогрева воздуха находятся на стороне всасывания дутьевых вентиляторов, то температура холодного воздуха должна измеряться до калориферов. Поправочный коэффициент определяется по формуле (3.6)

((3.6)

Физическое тепло 1 кг топлива, внесенное в топку, [кДж/кг (ккал/кг)] рассчитывается по формуле (3.7)

((3.7)

где – удельная теплоемкость мазута при температуре его поступления в топку, кДж/(кг×°С) [ккал/(кг×°С)];

– температура поступающего в котел мазута, нагретого вне его, °С;

– доля мазута по теплу в смеси топлив.

Удельный расход тепла на 1 кг топлива, внесенного в котел с воздухом при его предварительном подогреве в калориферах, [кДж/кг (ккал/кг)] в случае отсутствия измерения расхода и параметров греющей среды в калориферах рассчитывается по формуле (3.8)

((3.8)

где – избыток воздуха, поступающего в котел, в тракте перед воздухоподогревателем;

– нагрев воздуха в калориферах, °С;

– приведенная влажность топлива, (кг×%×10³)/кДж [(кг×%×10³)/ккал];

– коэффициент пропорциональности: = 4,187, если выражается в кДж/кг; = 1, если выражается в ккал/кг;

– низшая теплота сгорания топлива, кДж/кг (ккал/кг).

Приведенная влажность твердого топлива и мазута рассчитывается по формуле (3.9)

((3.9)

где – влажность топлива на рабочую массу, %.

Тепло, внесенное в котел на 1 кг топлива с паром, поступающим на мазутные форсунки, [кДж/кг (ккал/кг)], определяется по формуле (3.10)

(3.10)

где – удельный расход пара на распиливание 1 кг мазута, кг/кг;

– энтальпия пара, поступающего на распиливание мазута, кДж/кг (ккал/кг);

– энтальпия пара при давлении и температуре уходящих газов, кДж/кг (ккал/кг).

Тепло, внесенное в котел на 1 кг топлива с паром, подаваемым для транспортировки угольной пыли, [кДж/кг (ккал/кг)] рассчитывается по формуле (3.11)

(3.11)

где – удельный расход пара на транспортировку пыли высокой концентрации, кг/кг;

– энтальпия пара, поступающего на транспортировку пыли, кДж/кг (ккал/кг).

Тепло, затраченное в котле на нагрев и испарение воды, подаваемой в топку для предотвращения образования оксидов азота, {[Дж/кг (ккал/кг)] для твердого и жидкого топлива и [кДж/м³ (ккал/м³)] для газа при нормальных условиях}, определяется по формуле(3.12)

(3.12)

где – удельный расход воды на впрыск в топку котла на 1 кг (нм³/ч) топлива, кг/кг (кг/нм³);

– энтальпия воды, подаваемой на впрыск, кДж/кг (ккал/кг).

Значение будет всегда отрицательным, так как в котле затрачивается тепло на нагрев и испарение введенной воды.

Дополнительная потеря тепла с физическим теплом уноса (%) определяется по формуле(3.13)

(3.13)

где – доля золы топлива в уносе;

– зольность топлива на рабочую массу, %.

Тепло, внесенное в топку при паровой обдувке поверхностей нагрева [кДж/кг (ккал/кг)] и затраченное на испарение воды при водяной обдувке и расшлаковке поверхностей нагрева [кДж/кг (ккал/кг)], определяется по формулам(3.14) и (3.14а):

	(3.14)
	(3.14а)

где и – удельные расходы пара и воды (на 1 кг топлива) на паровую и водяную обдувку поверхностей нагрева;

и – энтальпия пара и воды, используемых для обдувки, кДж/кг (ккал/кг).

При совместном сжигании различных видов и марок топлива, если коэффициенты K, С и в для различных марок твердого топлива отличаются друг от друга, потеря тепла с уходящими газами (%) определяется по формуле (3.15)

(3.15)

где , , – потеря тепла с уходящими газами при сжигании соответственно i-й марки твердого топлива, мазута и газа, рассчитанная по формуле (3.5) для каждого вида и марки топлива, %;

, , – доля соответственно i-й марки твердого топлива, мазута и газа по теплу в сожженной смеси.

Если коэффициенты K, С и в марок твердого топлива, сжигаемых совместно, не отличаются один от другого, то в этом случае все марки рассматриваются как один вид топлива.

Потеря тепла от химической неполноты сгорания топлива (%) должна отсутствовать и принимается равной нулю.

Потеря тепла от механической неполноты сгорания топлива (%) определяется по формуле(3.16)

(3.16)

где , – содержание горючих в шлаке и провале, уносе, %;

– зольность топлива на рабочую массу, %;

, – доля золы топлива соответственно в шлаке и провале и в уносе, %;

– средняя теплота сгорания 1 кг горючих, содержащихся в шлаке, уносе, провале, равная 32660 кДж/кг (7800 ккал/кг).

Для котлов, сжигающих газ и мазут, потери тепла от механической неполноты сгорания принимаются равными нулю.

Потеря тепла от механической неполноты сгорания при сжигании смеси твердого топлива, мазута и газа (%) определяется по формуле(3.17)

(3.17)

где – доля по теплу твердого топлива, сжигаемого в смеси;

– потери тепла от механической неполноты сгорания твердого топлива, определенные по формуле (3.17), с подстановкой в нее значений и при сжигании смеси топлив %.

Потеря тепла от механической неполноты сгорания (%) при совместном сжигании нескольких видов, в том числе двух марок твердого топлива, если показатели качества последних, а также доля их золы в уносе, провале и шлаке даже при совместном сжигании значительно различаются, рассчитывается по формуле(3.18)

(3.18)

где , – потери тепла от механической неполноты сгорания топлива, определенные по формуле (3.17) соответственно для марок топлива 1 и 2, %;

, – доля по теплу твердого топлива соответственно марки 1 и 2 в сжигаемой смеси.

При отсутствии результатов испытаний котла на смеси топлив допускается значение определять по формуле(3.18а)

(3.18а)

где – потери тепла от механической неполноты сгорания при сжигании только твердого топлива, %;

– коэффициент, значение которого принимается (в зависимости от доли газа или мазута в смеси) согласно данным, указанным в таблице 3.2

Таблица 3.2

Значение коэффициентаа в зависимости от доли газа или мазута в смеси

Доля газа или мазута в смеси (по теплу), %	а	Доля газа или мазута в смеси (по теплу), %	а
0	1,0	60	0,62
10	1,4	70	0,4
20	1,6	80	0,22
30	1,4	90	0,1
40	1,15	100	0
50	0,9

Нормативное значение потерь тепла котлом в окружающую среду (%) за счет конвекции и излучения наружными поверхностями определяется по формуле (3.19)

(3.19)

где – нормативные потери тепла котлом (корпусом котла) в окружающую среду при номинальной часовой паропроизводительности, определяемые по расчету завода-изготовителя;

, – часовая паропроизводительность котла (корпуса котла) текущая и номинальная, т/ч.

Потери тепла с физическим теплом шлака или золы для всех видов твердого топлива (%) определяются по формуле (3.20)

(3.20)

где – энтальпия шлака, кДж/кг (ккал/кг);

– температура шлака (золы), °С; при твердом шлакоудалении принимается равной 600°С, при жидком шлакоудалении - равной температуре нормального жидкого шлакоудаления, а при отсутствии данных - по температуре жидкоплавкого состояния золы , увеличенной на 100°С.

Потери тепла при охлаждении панелей и балок, не включенных в циркуляционную схему котла, (%) определяются по формуле (3.20а)

(3.20а)

или приближенно по формуле (3. 20б)

(3.20б)

где – абсолютное значение потерь тепла, определяемое тепловым расчетом или опытным путем, ГДж/ч (Гкал/ч);

– площадь лучевоспринимающей поверхности балок и панелей (для последних в расчет принимается только боковая, обращенная в топку, поверхность), м². В расход электроэнергии на тягу и дутье включаются расходы ее на дымососы и дутьевые вентиляторы, имеющие электроприводы, а также:

- расход электроэнергии на дымососы рециркуляции дымовых газов, предназначенные для регулирования температуры перегрева пара и подавления оксидов азота;

- при одновентиляторной схеме пылеприготовления - часть расхода электроэнергии на мельничные вентиляторы, пропорциональную отношению сопротивления напорной части тракта или участка "сепаратор пыли - горелки" включительно для систем пылеприготовления с мельницами, работающими под разрежением и наддувом соответственно, к полному напору, развиваемому мельничными вентиляторами;

- при двухвентиляторной схеме пылеприготовления – расход электроэнергии на вентиляторы первичного воздуха;

- при транспортировании пыли к горелкам горячим воздухом – расход электроэнергии на вентиляторы горячего дутья.

Удельный расход электроэнергии на тягу и дутье котла [кВт×ч/ГДж (кВт×ч/Гкал)] определяется по формуле(3.21)

(3.21)

где – суммарная мощность, потребляемая тягодутьевым оборудованием котла, кВт.

Номинальный удельный расход электроэнергии определяется по данным типовых энергетических характеристик, а при их отсутствии - по результатам испытаний при условии, что сопротивление газовоздушного тракта не должно превышать значений, установленных при испытаниях котла с чистыми поверхностями нагрева или заводом-изготовителем котла, а избытки воздуха в топке и присосы в газовый тракт не должны превышать значений, установленных в энергетических характеристиках котла.

Удельный расход электроэнергии на пылеприготовление (кВт×ч/т) определяется по формуле (3.22)

(3.22)

где – мощность, потребляемая механизмами системы пылеприготовления при часовом расходе натурального твердого топлива на котел (т/ч), соответствующем заданной теплопроизводительности котла при оптимальной работе мельниц, кВт.

Мощность механизмов пылеприготовления включает затраты, связанные с размолом топлива и пневмотранспортом пыли.

В расход электроэнергии на размол топлива включается расход на привод мельниц и вентиляторов уплотняющего воздуха мельниц.

В расход электроэнергии на пневмотранспорт включается расход ее на привод мельничных вентиляторов (за исключением одновентиляторных схем пылеприготовления). В схемах с разомкнутой сушкой топлива в расход электроэнергии на пневмотранспорт включаются дополнительно расходы на сушильные вентиляторы, вентиляторы сбросных горелок, вентиляторы на сбросе сушильного агента через фильтры. В одновентиляторных схемах пылеприготовления на пневмотранспорт относят часть мощности мельничного вентилятора (кВт), определяемую по формуле (3.23)

(3.23)

где – мощность мельничного вентилятора, кВт;

– полный напор, развиваемый мельничным вентилятором, Па (кгс/м²);

– сопротивление напорной части тракта мельничного вентилятора для систем пылеприготовления с мельницами, работающими под разрежением; для систем пылеприготовления с мельницами, работающими под наддувом, сопротивление на участке от сепаратора пыли до горелок включительно, Па (кгс/м²).

В схемах пылеприготовления, где инертные газы используются в качестве сушильного агента, в расход электроэнергии на пневмотранспорт включается расход на дымосос инертных газов.

Номинальное значение расхода электроэнергии на пылеприготовление должно устанавливаться на основе испытаний для оптимальных режимов совместной работы пылеприготовительной установки и котла. Присосы воздуха в пылеприготовительной установке не должны превышать значений, указанных в действующих Правилах технической эксплуатации электрических станций и сетей.

В схемах с центральнымпылезаводом к расходу на пылеприготовление относится вся электроэнергия, затрачиваемая механизмами пылезавода.

Для котлов энергоблоков графическая зависимость удельного расхода электроэнергии на перекачивание питательной воды питательными насосами Э_пв [(кВт×ч)/т] от ее часового расхода строится для питательных и бустерных электронасосов по данным типовых энергетических характеристик котлов, а при их отсутствии - по результатам испытаний или в отдельных случаях - по проектным данным завода-изготовителя.

К прочим индивидуальным механизмам собственных нужд котла относятся механизмы, установленные индивидуально с каждым котлом и находящиеся в работе только в период работы котла. К таким механизмам относятся приводы обдувочных аппаратов и РВП, насосы ввода реагентов в котел, шлакодробилки, транспортеры шлакоудаления, механизмы системы очистки дымовых газов, работающие в блоке с котлом и т.п.

В расход тепла на аппараты и установки индивидуальных собственных нужд котла входят те затраты тепла, которые связаны непосредственно с работой данного котла и зависят от режима и времени его работы. Сюда относятся затраты тепла, связанные с предварительным подогревом воздуха перед воздухоподогревателем в калориферах, распиливанием мазута в мазутных форсунках и их охлаждением паром, обдувкой паром и перегретой водой поверхностей нагрева котла, непрерывной и периодической продувкой котла, работой отборников проб пара и воды, транспортировкой с помощью пара угольной пыли высокой концентрации, пуском и остановом калориферов, впрыском нагретой воды в топку для предотвращения образования оксидов азота, очисткой дымовых газов, выполнением природоохранных мероприятий и т.п. Сюда относятся расходы тепла на турбоприводы механизмов собственных нужд котла энергоблока, потребляющие пар из отборов турбоагрегата.

В энергетических характеристиках котлов в зависимости от конструкции оборудования, сжигаемого топлива, условий эксплуатации должны быть указаны следующие внешние факторы и параметры и даны их значения, при которых энергетические характеристики построены:

- вид, марка и характеристика сжигаемого топлива {низшая теплота сгорания [кДж/кг (ккал/кг) или кДж/м³ (ккал/м³)], зольность (%), влажность (%) и содержание серы (%) на рабочую массу, группа окисленности для окисленного твердого топлива, выход летучих (%)};

- доля каждого вида и марки топлива, сжигаемых совместно;

- температура свежего пара и пара после промежуточного перегрева;

- температура мазута, подаваемого в котел, (°C);

- присосы воздуха в топку (%);

- температура холодного воздуха (°C);

- способ предварительного подогрева воздуха;

- температура воздуха перед воздухоподогревателями (°C); характеризуется постоянным значением или графической зависимостью;

- нагрев воздуха за счет рециркуляции горячего воздуха (°С);

- нагрев воздуха в калориферах котла (°С);

- температура питательной воды (°С); характеризуется постоянным значением или графической зависимостью;

- количество впрыскиваемой воды в топку [ (т/ч)] или доля рециркуляции дымовых газов [ (%)], предотвращающие образование оксидов азота в дымовых газах;

- число часов работы с начала эксплуатации (ч) и до момента проведения испытаний, если по их результатам построена энергетическая характеристика, (ч);

- допуск на эксплуатационные условия (%);

- введенная поправка на старение оборудования (%);

- значения других внешних факторов, присущих индивидуальным особенностям установок и влияющих на экономичность работы котла.

При сжигании в смеси нескольких видов топлива энергетические характеристики котла разрабатываются с учетом особенностей сжигания каждого вида топлива, а также их взаимного влияния при совместном сжигании.

При сжигании в котле как раздельно, так и совместно твердого топлива (мазута) и газа энергетические характеристики строятся для режимов работы с сжиганием:

- твердого топлива (мазута);

- совместно твердого топлива (мазута) и газа;

- газа после работы на твердом топливе (мазуте) или при поочередном сжигании твердого топлива (мазута) и газа;

- газа при чистых поверхностях нагрева.

Энергетические характеристики котла при сжигании твердого топлива (мазута) в этом случае строятся для условий работы котла только на этом виде топлива.

При совместном сжигании мазута и газа строятся графические зависимости показателей работы котла для условий их совместного сжигания при различных значениях соотношения по теплу мазута и газа с учетом его влияния на температуру уходящих газов и другие показатели.

Аналогичным образом строятся энергетические характеристики котла при сжигании твердого топлива и газа с учетом влияния соотношения видов сжигаемого топлива на температуру уходящих газов, содержание горючих в уносе, провале и шлаке и другие показатели. Как показывает опыт, при доле газа 85% и более и 10% и менее влияние соотношения не сказывается на значении этих показателей. Для таких режимов могут быть использованы энергетические характеристики работы котла соответственно на газе после сжигания твердого топлива и на твердом топливе.

Энергетические характеристики работы котла на газе после работы его на твердом топливе (мазуте) или при поочередном их сжигании строятся для условий работы котла на газе с учетом загрязнения поверхностей нагрева.

При сжигании твердого топлива и мазута энергетические характеристики строятся аналогично работе на твердом топливе и газе с учетом того, что на загрязнение поверхностей нагрева оказывает влияние как твердое топливо, так и мазут.

При сжигании в котле как раздельно, так и совместно твердого топлива, мазута и газа энергетические характеристики составляются для режимов работы с сжиганием:

- твердого топлива;

- совместно твердого топлива, мазута и газа;

- газа и мазута после работы на твердом топливе (с мазутом или без него) или при поочередном сжигании твердого топлива, мазута и газа;

- газа при чистых поверхностях нагрева.

Для режима совместного сжигания твердого топлива, мазута и газа строятся графические зависимости показателей работы котла для каждого вида топлива и одних и тех же условий их совместного сжигания и с учетом влияния соотношения видов сжигаемого топлива на температуру уходящих газов и содержание горючих в уносе, шлаке и провале с указанием формул расчета показателей работы котла при сжигании смеси. Как правило, на температуру уходящих газов влияет доля сжигаемого газа в диапазоне от 10 до 85%, на содержание горючих в уносе, провале и шлаке - суммарная доля газа и мазута в сжигаемой смеси в диапазоне от 10 до 85%.

Значения внешних факторов и параметров даются на листе условий построения энергетических характеристик котла. Описание особенностей конструкции оборудования, режимов его работы, природоохранных мероприятий и т.п. даются в пояснительной записке.

3.3 Экспериментальные методы испытания водогрейных котельных установок с пылеугольным вихревым топком

Для достижения поставленной цели и задач (повышение КПД котла и уменьшение количества вредных выбросов), в качестве опытного водогрейного котла, за основу были выбраны водогрейные котлы «Веста-плюс» компании «Профиль-М».

В данных котлах с целью увеличения КПД и уменьшения выбросов было модернизировано топочное устройство, где происходит основные процессы сжигания твердого топлива, от качества горения которого зависят искомые параметры разрабатываемого котла (КПД, вредные выбросы). Как отмечается, для низкосортного твердого топлива (угля) существует два механизма достижения высоких значений данных параметров, т.е. высокого КПД и низкого количества вредных выбросов:

1) механизм очистки (обогащение) твердого топлива;

2) выработка механизма сжигания (горения) твердого топлива в топках (т.е. изменение конструкции топки и механизма подачи твердого топлива).

Поэтому экспериментальные испытания проводились именно на базе данных котлов. Как отмечалось, модернизация котла коснулась именно топки, в качестве которой была выбрана вихревая модель топки

Схема поперечного сечения разработанной автоматизированной твердотопливной МКУ с вихревой топкой показана на Рисунке 3.3.

Собранный инновационный опытный образец автоматизированной водогрейной твердотопливной МКУ имеет(см. Рисунок 3.3) вихревую топку с дожигателем (необходимый для полного сжигания различного сорта твердого топлива– угля), 3-х секционный теплообменник (вертикального типа), вентиляторы первичного и вторичного воздуха, систему топливоподачи, включающую в себя: шнековый питатель, бункер подачи топлива и мельницу (дробилку). Наличие магнитного металлоуловителя, прикрепленного к боковой части бункера для предотвращения попадания металлических частей в дробилку, обеспечивает безопасность и долговечность работы котла. Собраны все узлы, необходимые для работы котла, оптимизированы блоком автоматического регулирования 4.

1 – топка; 2 – дожигатель; 3 – теплообменник; 4 – щит управления; 5 – мельница (дробилка); 6 – вентилятор; 7 – дымосос; 8 – бункер; 9 – магнитный металлоуловитель; 10 – дымоход; 11 – шлакосборник; 12 – мотор-редуктор; 13 – шнек; 14 – циркуляционный насос

Рисунок 3.3 –Схема поперечного разреза котла

Процессы автоматизации управления, помимо повышения эффективности процессов горения в топке и повышения КПД котла, контроль за выбросами и др., целесообразно, повышает также и экономическую эффективность котла. В частности, автоматизация процессов топливоподачи, в зависимости от объема бункера и скорости подачи топлива (от 3-х и более суток), может сэкономить– заменить физические силы работников котельных и, соответственно, принести экономические выгоды для собственников котельных.

В настоящее время, все экспериментальные и стендовые испытания прошли удовлетворительно и поставленные цель и задачи достигнуты. Основные технические характеристики приведены в таблице 3.3. (Приложение Б)

Таблица 3.3

Основные технические характеристики МКУ

	Наименование показателей		Значение
	Мощность, МВт		1,2
	Вид топлива		Уголь
	Расход топлива, кг/ч		до 170 (регулируется)
	Время растопки, ч		< 60 мин.
	КПД, % (брутто)		Более 90
	Температуры теплоносителя, вход/выход, °С		70 /90
	Рабочее давление воды, МПа (кгс/см²),		0,067 не более
	Допустимая температура воды при подключении установки к системе отопления, °С		70
	Объем топочной камеры, м³		0,6 не менее
	Рабочая температура в топочном блоке, °С: – на выходе из топки		1150-1300
	Температура уходящих газов за установкой, °С		185 – 198
	Обогреваемая поверхность нагрева установки, м²		28
	Объем теплообменной камеры установки, м³		2,5 м³ (наружный)
	Объем теплоносителя в установке, м³		700 -800 литров
	Высота газоотводной трубы (рекомендуемая), м		5,5 - 6
	Диаметр газоотводной трубы, мм		300 -320
	Бункер для загрузки топлива (угля): – объем, м³		2 -3 (возм. рег).
	Степень автоматизации: – автоматизация подачи топлива; – скорость подачи, кг/час		-Шнековая -3 кг/мин
Мельница: – размеры фракций частиц топлива, мм;		-Шнековая - до 0,50 мм
Дополнительная информация по автоматизации котельной установки		Установка реле времени, термодатчиков
Габаритные размеры установки, м: – длина – ширина – высота		3,5 2,3 3,8
Масса установки, тонн		до 5
Масса установки (металлических частей), т,		4,3 не более
Другое вспомогательное оборудование - Мощность: Мотор редуктор, кВт Циркуляционный насос, кВт Вентилятор наддува, кВт Вентилятор подачи топлива, кВт		1,5 2,2 3 5,5

РАЗДЕЛ 4 ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

Экономическая эффективность (ЭЭ) является основной цельюлюбой научной разработки, так как именно при оценке ЭЭ определяются востребованность и конкурентоспособность разрабатываемой продукции на современном рынке данной продукции. Об экономической целесообразности современных высокоэффективных твердотопливных водогрейных КУ малой мощности на рынке РК более подробно изложено ещё на первом этапе. Было отмечено, в частности, об отсутствии серийного производства отечественных разработок водогрейных твердотопливных котлов малой мощности, отвечающих современным требованиям: по производительности, экологичности, степени автоматизации, удобства, комфорта и прочих.

Следует отметить, что для более достоверной оценки ЭЭ разработанной котельной установки необходимо проведение нескольких циклов и режимов работы котла на различных видах углях (отечественного производства), климатических условиях (влияние температуры окружающая среда) и прочих. В настоящее время, полностью завершены предварительные экспериментальные и стендовые запуски котла с целью полученияисходных данных для промежуточной оценки ЭЭ на текущий период. По данным показателям от независимой организации получены Акт внедрения, свидетельствующий о достоверности полученных предварительных исходных параметров котла и её высокой ЭЭ. Полное подключение разработанноговодогрейного твердотопливного котла с вихревой топкой к системе планируются к новому отопительному сезону в ближайшее время.

Отличительной особенностью энергетики современной Казахстана является применение в отрасли большого количества морально и физически устаревшего оборудования. В связи с чем, учитывая экологическое состояние окружающей среды, ужесточение экологических требований к энергетическим предприятиям, это оборудование не должно допускаться к работе в полной мере без соответствующего контроля над его экологическими показателями.

На современном этапе актуальным также остается вопрос сохранения надежности энергоснабжения наряду с сохранением уровня безотказности и экономичности работы котельных установок, а также совершенствование управления окружающей средой. Следовательно, решать экологические проблемы отрасли необходимо, принимая во внимание требования экологического законодательства РК с учетом того, что в ближайшие 5-10 лет заметное изменение технологии производства и полная замена существующего (устаревшего морально) оборудования мало вероятны [46].

При рассмотрении существующих способов снижения вредных выбросов с дымовыми газами ТЭС необходимо также принимать во внимание особенности этих способов, т.к. каждый из них обладает определенными достоинствами и недостатками.

Надежность котельной установки во многом зависит от конструкции и работы топочных устройств, что также является немаловажным при разработке технологических мероприятий по повышению экологичности сжигания органических топлив.

Поскольку в современных конструкциях котельных установок применяются различные схемы расположения горелок, компоновки поверхностей нагрева и схемы экранирования топочных камер, то в каждом из таких вариантов установок в большей мере негативному воздействию со стороны технологий, применяемых в процессе очистки дымовых газов, оказываются подверженными соответствующие элементы конструкции. Основное проявление негативного воздействия на надежность и безотказность работы элементов котла связано с эрозионным износом, интенсивность которого является различной для различных методов очистки.

Эксплуатация котлов сопровождается сложными физическими и химическими процессами в пароводяном тракте, в газовоздушном тракте, в металле, из которого изготовлены элементы энергооборудования. Процессы горения, теплообмена, коррозии, образования отложений на поверхностях нагрева, изменения свойств и характеристик металла также в значительной мере определяют показатели надежности котлов [47].

Как было указано выше, теплотехническая надежность котельной установки зависит не только от работы отдельных его конструктивных элементов, но и от отклонений параметров процессов, протекающих внутри.

Для объективной оценки процесса снижения надежности, наблюдаемого в случае применения какого-либо способа очистки дымовых газов, не связанного с применением дополнительного оборудования, важно знать закономерности влияния этого способа на отдельные теплотехнические параметры работы котла.

Как известно из теории надежности сложных теплотехнических процессов и устройств, практически все единицы, которые фигурируют в ходе проектных расчетов котельного агрегата, носят, как правило, случайно вероятностный характер.

Очевидно, пользуясь основами вероятностного подхода к определению теплотехнической надежности, используемого в ядерной энергетике, можно производить оценку влияния различных способов снижения вредных выбросов на отклонение теплотехнических параметров котла, которые наглядно характеризуют вероятность работы котельной установки в некотором конкретном диапазоне нагрузок.

Методика расчета теплотехнической надежности котельной установки, представленная ниже, была разработана на основе вероятностного подхода к рассмотрению отклонения исходных и выходных данных и законам их распределения. Данная методика позволяет определять в конечном итоге совокупную величину эксплуатационных отклонений, представленную в виде относительного отклонения суммарного тепловосприятия элементов котельной установки, т.е. относительное «недополучение» теплоты этими элементами.

Рассматриваемая методика расчета надежности котельной установки позволит оценить влияние изменения качественных характеристик топлива на отклонение теплотехнических параметров котла, которые наглядно характеризуют вероятность работы котельной установки в некотором конкретном диапазоне нагрузок. В данном случае под изменением качественных характеристик топлива подразумевается перераспределение концентрации составных элементов топлива в единице массы (или объема) за счет умышленного увеличения зольности посредством смешения топлива и твердого сорбента при их поступлении в топочную камеру (что имеет место в случае применения аддитивного способа снижения вредных выбросов [50]), а также изменение содержания компонентов топлива в диапазоне, наиболее характерном для твердого топлива большинства известных месторождений РК и стран СНГ.

Методика расчета теплотехнической надежности, представленная в [47], является дополнением к [51] и охватывает определение отклонения большинства параметров, используемых при тепловом расчете котельного агрегата. Поэтому для оценки влияния применения существующих технологий газоочистки эта методика в исходной редакции не применима, т. к. не обеспечивает сопоставимость расчетов при изменении расхода применяемого реагента и не позволяет вести учет отклонения режимных параметров котла в отдельности от отклонения его конструктивных характеристик.

При эксплуатации котельной установки с номинальной нагрузкой фактические значения параметров, характеризующих его работу, в некоторой степени отличаются от номинальных значений, установленных соответствующими проектными решениями и техническими условиями.

Отклонения теплотехнических параметров, возникающие во время работы котла в общем случае можно разделить на:

- эксплуатационные отклонения, возникающие только в процессе эксплуатации и зависящие от времени работы;

- технологические отклонения, возникающие на стадии проектирования, изготовления, транспортировки и монтажа котельной установки.

Чтобы получить объективную оценку влияния какого-либо способа снижения вредных выбросов на надежность, необходимо вести рассмотрение эксплуатационных отклонений отдельно от технологических, поскольку это позволит добиться сопоставимости при сравнении нескольких способов между собой и наглядности представления реального уровня надежности котла.

Характерные технологические отклонения теплотехнических параметров работы котлов вызываются большими тепловыми разверками в поверхностях нагрева, ускоренным их золовым износом в силу недостатков проектирования. Распространены нарушения процесса гибки, литья, термообработки деталей из жаропрочных сталей, сварки.

Использование какого-либо конкретного способа снижения выбросов с дымовыми газами ТЭС, основанного на вводе в топку котла реагентов, вызывает несоответствие фактических характеристик углей нормативным и приводит к отклонению от заданных объемов продуктов сгорания и температуры на выходе из топки и как следствие – к нарушению работы конвективной части котла, увеличению золового износа.

Очевидно, что эти отклонения будут также иметь статистическую природу и случайный характер, поэтому результаты расчетов отдельных элементов и параметров работы котла будут также случайными, и полученная вероятность реализации этих параметров будет являться теплотехнической надежностью.

Особенностью представленной постановки является обратное применение методики для определения отклонения теплотехнических параметров работы котельной установки, разработанной Л.Н. Белоконь [47]. Сущность этого подхода заключается в том, что с целью определения влияния на надежность котельной установки отдельных способов снижения вредных выбросов и, в частности, изменения качественных характеристик топлива предполагается, задаваясь вероятностью работы котла на номинальном режиме (или режиме частичной нагрузки), производить расчет отклонения теплотехнических параметров. В данном случае суммарная величина отклонения тепловосприятия поверхностей нагрева котельной установки будет косвенным образом представлять собой снижение надежности его работы, выраженное в абсолютной форме как недополучение (или недовыработка) теплоты и пара, в силу использования на данном котле газоочистных мероприятий. Абсолютное количество недополученной (недовыработанной) теплоты в этом случае является итогом суммарного отклонения теплотехнических параметров работы котла.

Технологические и эксплуатационные отклонения, объясняемые отклонением геометрических характеристик и тепломеханических свойств материалов в силу износа и старения конструкций и материалов в процессе эксплуатации котла от проектных значений, во внимание не принимаются с целью обеспечения сопоставимости рассматриваемых вариантов.

Чтобы определить отклонение выходных параметров от номинального значения необходимо иметь представление о характере отклонения исходных (входных) данных, от которых будет зависеть результат их расчета.

Расчет отклонений параметров котельной установки от их номинальных значений необходимо вести, полагая, что они имеют нормальный закон распределения Гаусса при вероятности, равной 0,95, т.е. при таком расчете будет учитываться максимально-возможное (предельное) отклонение, следовательно, отклонения исходных данных, закладываемых в этот расчет тоже должны быть максимально-возможными (предельными) [47].

Суммарное отклонение исходных данных необходимо рассматривать как сумму технологических и эксплуатационных отклонений. При этом можно использовать упрощенную форму центральной предельной теоремы вероятностной методики, применяемой в ядерной энергетике [47, 48, 49]:

3.1)

Полученный результат расчета должен будет также соответствовать заложенной вероятности 0,95, при которой будет наблюдаться наихудший режим работы котла, т.е. подразумевается ситуация, когда все параметры работы котла максимально отклоняются в неблагоприятную сторону. В соответствии с рекомендацией, указанной в [47], рассмотрение отклонений входных данных и расчет выходных данных в настоящей работе выполнялись параллельно стадиям теплового расчета котельного агрегата, указанным в нормативном методе:

Исходными данными при расчете топливной составляющей отклонений являются:

- процентное содержание веществ в топливе;

В силу сложности выделения среди факторов, влияющих на эксплуатационные отклонения по составу твердого топлива, главного фактора, распределение эксплуатационных отклонений рассматривалось по нормальному закону, т.е. эксплуатационные отклонения компонентного состава топлива являются стационарным процессом, имеющим случайный характер. Принимаем коэффициент рассеивания k=1,0. Суммарное отклонение процентного содержания веществ в твердом топливе зависит от массовой доли компонента в топливе, относительной погрешности прибора, с помощью которого определяется состав топлива и является их суммой. В большинстве случаев относительная погрешность прибора составляет ±5 %. Погрешность метода определения состава топлива составляет 0,1 % [47].

Таблица 3.1

Отклонения процентного содержания компонентов в твердом топливе

Отклонение процентного содержания компонентов твердого топлива №п/п	Компонент топлива	Содержание, %	Эксплуатационное отклонение, %	Технологическое отклонение, %	Суммарное (расчетное) отклонение, %
1	Сера	0,1…0,5	0,09	5,1	5,19
2	Азот	1,0…5,0	0,6	5,1	5,7
3	Углерод	30,0…60,0	2,5	5,1	7,6
4	Водород	1,0…5,0	0,6	5,1	5,7
5	Кислород	7,0…15,0	1,6	5,1	6,7
6	Влажность	30,0…60,0	2,5	5,1	7,6
7	Зольность	10,0…40,0	2,0…2,5	5,1	7,1…7,6

- теплота сгорания

Величину отклонений по теплоте сгорания топлива составляют технологические отклонения. Теплота сгорания топлива определяется с помощью калори метра. Соответственно, технологические отклонения будут определяться погрешностью калориметра и точностью метода определения с помощью калориметра.

Поскольку теплота сгорания топлива при проектировании принимается согласно таблиц, приведенных в справочной литературе, составленных на основании данных по эксплуатации и являющихся достаточно точными, был принят закон распределения этого параметра – нормальный, суммарное (расчетное) отклонение равным 7% [47].

По данным Агентства по статистике РК наибольшее количество выбросов характерно для территорий Карагандинской, Павлодарской и Восточно-Казахстанской областей (Таблица 3.2).

Таблица 3.2

Результаты анализа по выбросам загрязняющих газов в разрезе регионов РК

тыс. тонн
	2004	2005	2006	2007	2008	2009	2010	2011
Республика Казахстан	3 016,5	2 968,8	2 921,2	2 915	2 643,1	2 320	2 226,6	2 346,3
Карагандинская	1 465,2	1 415,4	1 303,2	1 265,9	991,6	687,7	661,2	691,3
Павлодарская	556,1	556,8	582,9	575,4	596,6	560,8	572,5	632,2
Восточно-Казахстанская	184,2	165,7	157,8	166,5	151,4	149,2	147	147,2
Костанайская	133,8	100,4	118,1	115,6	106,3	111	114,5	109,4
Актюбинская	130,8	168,2	199	204,6	208,9	218,4	125,3	119,8
Западно-Казахстанская	93,7	76,4	52,3	47,3	42	49,6	58,1	55,9
Атырауская	92,3	89,4	95	107,7	106,4	100,2	97,8	107,4
Алматинская	69,8	68,4	71,8	62,4	68,3	71,3	74,7	73,4
Северо-Казахстанская	63,3	65,5	66,2	69,3	73	77,7	77,8	77
Мангистауская	57,6	63,5	66,7	64,9	61,7	64,3	68,6	75,8
г. Астана	44,7	43,9	44,4	44,7	43,7	56,5	56,2	63,5
Акмолинская	41,4	44	53,9	78,2	75,3	71,5	72,9	77,8
Южно-Казахстанская	31	36,8	38,9	39,9	40,4	39,9	40,7	47,1
Кызылординская	22,4	40	35,9	36,3	34,7	33,9	29	31,9
Жамбылская	17,6	18,9	20	21,2	28,9	16,7	19,3	24,9
г. Алматы	12,6	15,5	15,1	15,1	13,9	11,3	11	11,7

Главным недостатком существующих способов снижения вредных выбросов от котельных установок ТЭС является отсутствие какой-либо определенной методики, которая позволяла бы производить технико-экономическое обоснование того или иного способа газоочистки (расхода и вида применяемых реагентов).

В тоже время существующие методики экономического анализа, применяемые к экологическим мероприятиям в области энергетики, могут быть направлены либо на оценку экономической целесообразности того или иного способа снижения вредного воздействия на окружающую среду, либо на оптимизацию какого-либо определенного способа, применяемого в реальных условиях производства. Использование первой разновидности экономического анализа затруднено громоздкостью этой методики, поскольку в ее основе заложен традиционный подход, основанный на рассмотрении четырех критериев оценки экономической целесообразности.

Одной из методик оптимизации способов снижения вредных выбросов может служить методика технико-экономической оценки, основанная на критерии минимума изменения чистых дисконтированных издержек (ΔNPC), сопутствующих реализации способа за период реализации мероприятий по газоочистке.

Для достижения большей точности при сравнении различных способов снижения вредных выбросов можно использовать дисконтирование к началу периода затрат:

(3.3)

где – оптимальный по условиям технико-экономической оценки относительный расход реагента, кг/кг у.т.; – предельное значение относительного расхода реагента, после которого не происходит заметного снижения массового выброса вредных веществ, кг/кг у.т.; – изменение чистых дисконтированных издержек при реализации способа, тг.; – изменение дисконтированных расходов на топливо, с учетом корректировки на реализацию газоочистных мероприятий, тг.; –затраты на реагент, применяемый в цикле газоочистки, тг.; –изменение платы за выброс вредных веществ, которая зависит от расхода адсорбента, тг.; –изменение дисконтированных издержек, направленных на ремонт котла в связи с изменением интенсивности абразивного износа труб поверхностей нагрева, тг.; – изменение дисконтированных издержек на топливо, обусловленное ростом вероятности шлакования труб поверхностей нагрева, тг.; – изменение внутристанционных издержек (на собственные нужды), направленных на снабжение электрической энергией дополнительного оборудования, необходимого для осуществления способа газоочистки (электропривод конвейеров), тг.; K – капитальные затраты, тг.

Перечисленные слагаемые суммарных издержек являются функцией от расхода применяемых реагентов.

Очевидно, что эффективность любого рассматриваемого способа снижения вредных выбросов зависит от расхода применяемых реагентов и пропорциональна ему вплоть до точки насыщения, после достижения которой эффективность способа становиться неизменной и в ряде случаев даже может несколько снижаться.

4.2 Технико-экономические методы оценки способов снижения выбросов вредных веществ в атмосферу

Рассмотренные выше способы снижения вредных выбросов, основанные на различных технологических решениях, обладают достаточной эффективностью применительно к оборудованию, используемому для преобразования химической энергии топлива. Однако, учитывая критическое состояние экологии окружающей человека среды и огромный объем сжигаемого топлива, эти способы оказываются слишком дорогостоящими и не всегда экономически целесообразными с точки зрения повсеместного внедрения на производственных объектах (учитывая соотношение остаточного срока эксплуатации большей части эксплуатируемого котельного оборудования и срока окупаемости способов). Поэтому очевидной становится необходимость разработки и внедрения в сферу энергетического производства доступных (в технологическом отношении) и малозатратных способов снижения вредных выбросов, которые также не уступали бы по экологической эффективности существующим на сегодняшний день способам.

Одной из причин сложившейся ситуации относительно экономической целесообразности способов снижения вредных выбросов, является неадекватно низкий уровень платы, начисляемой экологическими службами государства за выброс загрязняющих веществ в атмосферу, не учитывающий всей полноты ущерба, наносимого объектами промышленности и энергетики окружающей среде (по сравнению с затратами этих объектов на приобретение топливноэнергетических ресурсов и прибыли от реализации).

По этой же причине в энергетической отрасли РК наблюдается низкий уровень внедрения различных технологий, направленных на повышение экологической безопасности производственных объектов.

Нормирование примесей в атмосферном воздухе ведется по концентрации, т.е. по количеству вещества в единице объема воздуха при нормальных условиях (обычно в мг/м³).

Для каждого вещества, загрязняющего атмосферный воздух устанавливаются два норматива: максимально разовая ПДК и среднесуточная ПДК (таблица 3.3).

Среднесуточная ПДК – предельно допустимая концентрация, которая устанавливается с целью предупреждения общетоксического, канцерогенного и мутагенного влияния вещества на организм человека. Эта концентрация не должна оказывать на человека прямого или косвенного вредного воздействия при неопределенно долгом (годы) вдыхании.

Максимально разовая ПДК – предельно допустимая концентрация, которая устанавливается для предупреждения рефлекторных реакций у человека при кратковременном воздействии атмосферных загрязнений (до 20 мин).

Таблица 3.3

Предельно допустимые концентрации загрязняющих веществ в РК

Вещество	Класс опасности	ПДКМР, мг/м3	ПДКСС, мг/м3
Оксид углерода	4	5	3
Диоксид азота	2	0,2	0,04
Оксид азота	3	0,4	0,06
Углеводороды суммарные	-	-	-
метан	-	50	-
Диоксид серы	3	0,5	0,05
Аммиак	4	0,2	0,04
Сероводород	2	0,008	-
Озон	1	0,16	0,03
Формальдегид	2	0,035	0,003
Фенол	2	0,01	0,003
Бензол	2	0,3	0,1
Толуол	3	0,6	-
Параксилол	3	0,3	-
Стирол	2	0,04	0,002
Этилбензол	3	0,02	-
Нафталин	4	0,003	-
Взвешенные вещества	3	0,5	0,15

Максимально-разовая ПДК является основной характеристикой опасности вредного вещества. Наибольшая концентрация каждого вредного вещества в приземном слое атмосферы С не должна превышать максимально разовой ПДК [56].

В соответствии с [56] базовые нормативы платы за выбросы конкретных загрязняющих веществ определяются как произведение удельного экономического ущерба от выбросов загрязняющих веществ в пределах допустимых нормативов или лимитов выбросов на показатели относительной опасности конкретного загрязняющего вещества для окружающей природной среды и здоровья населения и на коэффициенты индексации платы. Базовые нормативы платы за выбросы загрязняющих веществ в окружающую природную среду рассчитаны для наиболее распространенных загрязняющих вредных веществ.

Показатели относительной опасности веществ (А_i) рассчитываются на основе нормативных документов «Предельно допустимые концентрации (ПДК) загрязняющих веществ в атмосферном воздухе населенных мест»:

где, для атмосферного воздуха принимается предельно допустимая концентрация среднесуточная (ПДК_СС). При отсутствии ПДК_СС применяется предельно допустимая максимально разовая концентрация (ПДК_МР), при отсутствии ПДК_СС и ПДК_МР применяется ориентировочный безопасный уровень воздействия (ОБУВ).

Как правило, в атмосферном воздухе, находится несколько загрязнителей, которые могут обладать однонаправленным действием. В этом случае в соответствии с методиками установления ПДК используется требование о выполнении следующего соотношения:

где – фактические концентрации вредных веществ в воздухе в одной и той же точке местности, мг/м³; – максимально-разовые предельно допустимые концентрации вредных веществ в воздухе атмосферы, мг/м³.

Эффектом однонаправленного действия обладают диоксид серы и диоксид азота, диоксид серы и сероводород и другие.

Наряду с ПДК для каждого источника выбросов в атмосферу устанавливается предельно допустимый выброс (ПДВ) вредных веществ, исходя из условия, что выбросы вредных веществ от данного источника и совокупности источников населенного пункта, с учетом развития промышленных предприятий, не создадут концентрацию, превышающую ПДК для населения и окружающей среды [56].

3.2.2 Экономический метод оценки целесообразности способов снижения вредных выбросов

В соответствии с методическими рекомендациями по оценке эффективности инвестиционных проектов и их отбору для финансирования, разработанными на основании методологии, предложенной ЭНИДО и широко применяемой в современной международной практике, утвержденными совместным постановлением, в качестве основных критериев оценки экономической целесообразности финансовой эффективности инвестиционных проектов на микроэкономическом уровне рекомендуется использовать четыре основных показателя [57]:

– чистый дисконтированный доход (ЧЧД) или интегральный эффект, Net Present Value (NPV);

– индекс доходности (ИД), Profitability Index (PI);

– внутреннюю норму доходности (ВНД), Internal Rate of Return (IRR);

– срок окупаемости, Payback Period (PBP).

Чистый дисконтированный доход определяется как превышение приведенных к начальному моменту времени интегральных результатов над приведенными к тому же моменту времени интегральными затратами за весь расчетный период времени и определяется в случае единовременных капитальных вложений по формуле [57]:

NPV=R_t*K_Д-K (3.22)

где R_t – чистый приток реальных денег без учета капитальных вложений, тг; коэффициент дисконтирования; норма дисконта; К – капитальные вложения, тг.

Операция дисконтирования широко используется в мировой экономической практике для приведения результатов и затрат к единому базовому моменту времени [58].

Под термином дисконтирование затрат понимается определение современной стоимости потока будущих платежей, т.е. определение суммы, которую необходимо иметь инвестору в банке перед началом реализации проекта для того, что-бы обеспечить поступление всех необходимых платежей по установленному графику в течение всего расчетного периода действия проекта [57].

Дисконтирование результатов проекта осуществляется для определения их ценности в начальном периоде, т.е. для представления интегральных результатов в виде некоторой исходной суммы, которая будучи единовременно вложенной в банк, позволила бы инвестору получать на каждом расчетном шаге в течение всего периода действия проекта такие же результаты, какие обеспечивает данный инвестиционный проект [57].

Таким образом, равенство дисконтированных затрат дисконтированным результатам однозначно свидетельствует о том, что при реализации проекта инвестор получит точно такой же финансовый результат, какой он мог бы получить, располагая тем же исходным капиталом, оставленным в банке, отказавшись от реализации проекта.

Разность между дисконтированными результатами и затратами служит для оценки финансовой эффективности проекта и называется чистым дисконтированным доходом [57].

Если при выбранной норме дисконта ЧДД положителен, то проект является экономически целесообразным и может рассматриваться вопрос о его принятии, т.е. NPV(ЧДД)>0 [57].

Под нормой дисконта каждый инвестор подразумевает такую форму дохода на капитал, которая в форме процентной ставки по вкладам установлена обслуживающим его банком [57].

При постоянном уровне инфляции, установившемся на некоторый период времени, достаточный для затухания переходных процессов и возникновения относительной финансовой стабильности, номинальная процентная ставка по банковским вкладам стремится к значению, определяемому из уравнения:

1-Е=(1+i)*(1+E_p) (3.23)

где Е – номинальная процентная ставка по вкладам, год^-1; E_p – реальная процентная ставка, год^-1.

Под номинальной процентной ставкой понимается норма денежного дохода по вкладу, выраженная в долях единицы. Под реальной процентной ставкой понимается выраженный в долях единицы фактический материальный доход по вкладу, рассчитанный через количество товаров и услуг [57].

В настоящее время при относительно устойчивом показателе инфляционного роста цен 18-20 % годовых, реальная процентная ставка составляет 4-5% в год. Уровень доходности, обеспечиваемый коммерческими банками, несколько выше. Реальная процентная ставка по вкладам в наиболее надежных коммерческих банках Казахстана составляет 5-10 % в год [57].

Таким образом, используя введенное Фишером понятие реальной процентной ставки, как некоторой среднестатистической макроэкономической константы, выражение, определяющее чистый дисконтированный доход, примет вид:

(3.24)

Это выражение доказывает, что даже в условиях сильной инфляции при больших номинальных процентных ставках по банковским вкладам в качестве нормы дисконта для оценки экономической целесообразности инвестиционных проектов следует выбирать реальные значения, не превышающие 10 % в год [57].

В случае, когда финансовые результаты инвестиционного проекта определяются экономией топлива или энергии, при расчете чистого дисконтированного дохода следует учитывать тот факт, что темп роста цен на энергоносители во всем мире опережает средний темп инфляционного роста цен примерно на 2 % в год.

Это значит, что ежегодные результаты такого инвестиционного проекта в финансовом выражении должны быть на 2 % выше обычных, определяющихся средним темпом инфляционного роста цен [57].

По аналогии с формулой Фишера формула для расчета чистого дисконтированного дохода от реализации энергосберегающих инвестиционных проектов, имеет следующий общий вид:

(3.25)

По своей структуре формула для расчета реальной нормы дисконта с учетом инфляции и опережающего роста цен на энергоносители аналогична формуле Министерства экономики, используемой для определения дисконтной ставки с учетом инфляции при расчете бюджетного экономического эффекта:

E^*=0.98(1+E_p)-1. (3.26)

Предельная величина нормы дисконта E^*, рассчитанная по формуле (3.130) с учетом максимального значения реальной процентной ставки коммерческих банков E_p =0,1 год^-1, не должна превышать значения E^*=0,08 год^-1

Реальные значения нормы дисконта E^* при оценке экономической целесообразности каждого конкретного энергосберегающего проекта следует определять на основании фактических данных о номинальной норме дохода на капитал в банке, обслуживающем инвестора, и среднем темпе инфляционного роста цен, установившемся в стране в рассматриваемый период [57].

При отсутствии этих данных для предварительной оценки финансовой эффективности проекта можно использовать предельное значение, приведенное выше, однако следует иметь в виду, что полученные при этом результаты будут носить ориентировочный характер. Поэтому, если чистый дисконтированный доход, рассчитанный с учетом предельной нормы дисконта E^*=0,08 год^-1, является положительным, то можно однозначно гарантировать экономическую целесообразность данного проекта и при любых других более низких реальных значениях E^*. В противоположном случае вывод о финансовой неэффективности проекта не может считаться окончательным. Окончательное заключение может быть сделано только после расчета ЧДД с учетом реального значения E^*, рассчитанного по формуле (3.130).

Величина 1/(1+E^*)^t, входящая в формулу (3.129), называется дисконтирующим множителем. Сумма дисконтирующих множителей называется коэффициентом дисконтирования и обозначается символом α:

(3.27)

С учетом этого обозначения формула чистого дисконтированного дохода принимает наиболее простой вид [57]:

(3.28)

При постоянной норме дисконта Е *=const, величина α может быть рассчитана по формуле:

(3.29)

В предельном случае при сроке службы объекта, стремящемся к бесконечности, величина коэффициента дисконтирования зависит только от выбранной нормы дисконта, то есть при

Индекс доходности PI(I_Д) представляет собой отношение приведенных к начальному моменту времени (дисконтированных) интегральных результатов к дисконтированным капитальным вложениям. В случае единовременных капитальных вложений, определится как [57]:

(3.30)

Формула, выражающая связь чистого дисконтированного дохода и индекса дохода, имеет вид:

(3.31)

Индекс доходности строится из тех же элементов, что и ЧДД. Первое условие экономической целесообразности с использованием индекса доходности может быть представлено как I_Д>1 [57]. I

Численное значение индекса доходности определяет относительную эффективность инвестиций, показывая, во сколько раз чистая дисконтированная прибыль от реализации проекта превышает дисконтированные капитальные вложения в этот проект. Поэтому из двух или нескольких инвестиционных проектов, имеющих одинаковую положительную величину чистого дисконтированного дохода, более эффективным будет тот проект, у которого выше индекс доходности [57].

Срок окупаемости Т_ок(PBP) представляет собой временной интервал (от начала осуществления проекта), за пределами которого интегральный эффект становится и в дальнейшем остается неотрицательным, т.е. период, в пределах которого первоначальные вложения и другие затраты, связанные с инвестиционным проектом, покрываются суммарными результатами его осуществления [57].

Срок окупаемости можно определить как:

(3.32)

срок службы или период времени реализации рассматриваемого проекта.

Реализуя принцип сравнения показателей эффективности инвестиционных проектов с соответствующими показателями, сложившимися под влиянием рынка капиталов в альтернативной банковской сфере, в качестве нормативного срока окупаемости при каких либо специальных требованиях инвестора можно использовать срок окупаемости банковского вклада , лет. Этот срок должен рассчитываться в сопоставимых условиях, т.е. при значении реальной учетной ставки по вкладам, численно равной выбранной норме дисконта.

Условие экономической целесообразности инвестиционного проекта при этом будет иметь вид следующего неравенства [57]:

Определим срок окупаемости банковского вклада с учетом дисконтированной прибыли.

(3.33)

Внутренняя норма доходности (IRR) представляет собой такую норму дисконта Е_вн, при которой приведенные к начальному моменту времени дисконтированные интегральные результаты равны дисконтированным капитальным вложениям [59, 60].

(3.34)

где: -левая граница интервала изменения внутренней нормы доходности;

- правая граница интервала изменения внутренней нормы доходности;

- чистый дисконтированный доход для левой и правой границы изменения внутренней нормы доходности.

Внутренняя норма доходности определяет эффективность капитальных вложений в данном конкретном инвестиционном проекте. Она определяется в процессе расчета и сравнивается с требуемой инвестором нормой дохода на вкладываемый капитал. Если определенная внутренняя норма дохода больше принятой нормы дисконта , то это еще одно условие экономически целесообразного инвестиционного проекта [57, 59].

Капитальные вложения, требуемые для реализации инвестиционного проекта, могут состоять из нескольких составляющих:

К=К_з+К_а+К_с; (3.35)

где К_з – заемные средства, полученные в виде кредита, тг.; К_а – средства, полученные от продажи акций, тг.; К_с – собственные средства, тг.

В этом случае требуемая норма дохода на капитал может быть определена по формуле:

(3.36)

где – уровень доходности, требуемый для погашения кредита, год^-1; – уровень доходности, требуемый для выплаты дивидендов по акциям, год^-1; – требуемый уровень доходности собственного капитала, год^-1; – доли заемного и акционированного капитала в общей структуре инвестиций, определяющиеся:

(3.37)

Индекс доходности инвестиционного проекта, при котором внутренняя норма доходности равна требуемой инвестором норме дохода на капитал, можно определить, как:

(3.38)

Основным условием реализации инвестиционных проектов с использованием кредита является возможность погашения кредита за счет внутренней прибыли без привлечения дополнительных средств на всех этапах промежуточных выплат. Величина промежуточных выплат количественно оценивается годовой нормой возврата кредита год^-1, под которой понимается отношение полной кредитной выплаты каждого текущего года , тг./год, к стартовой сумме кредита , тг., то есть:

(3.39)

Очевидно, величина годовой нормы возврата зависит не только от установленной банком процентной ставки по кредитам, но и от выбранной схемы погашения кредита.

Таким образом, все представленные выше экономические критерии в совокупности с условиями, которым они должны удовлетворять, образуют систему для объективной количественной оценки экономической целесообразности инвестиционных проектов. При этом ни один из перечисленных критериев сам по себе не является достаточным для принятия проекта. Объективным критерием экономической целесообразности является лишь одновременное выполнение всех условий. В отличие от экономической целесообразности условием оптимальности какого-либо решения или проекта является достижение максимальной величины чистого дисконтированного дохода [57].

В случае, когда единственной целью инвестиционного проекта является реализация технических решений, направленных на энергосбережение или сокращение расхода топлива, требующегося для функционирования какого-либо объекта, годовая величина чистой прибыли R_t определяется стоимостью сэкономленных за год топливно-энергетических ресурсов относительно исходного базового варианта, а величина капитальных вложений K определяется относительно того же варианта, как объем дополнительных инвестиций, необходимых для получения указанной экономии [57, 60].

Для определения экономически целесообразного способа снижения вредных выбросов от котельных агрегатов ТЭС необходимо определение всех четырех критериев экономической целесообразности проектов.

Прибыль за счет сокращения годовых эксплуатационных издержек при реализации энергосберегающего варианта, можно определить как:

И₀-∆И=И^*-И_э, (3.40)

а дополнительные капитальные вложения, необходимые для получения этой прибыли:

∆К=К_э-К^*, (3.41)

где К_э – полные капитальные вложения, необходимые для реализации энергосберегающего варианта, тг.; И_э – эксплуатационные издержки, равные суммарной стоимости топливно-энергетических ресурсов, требуемых для функционирования объекта по данному варианту в течение года, тг./год; К^* – полные капитальные вложения в базовый вариант, тг.; И^*– годовые эксплуатационные издержки, равные стоимости топливно-энергетических ресурсов по базовому варианту, тг./год.

Выражение для расчета чистого дисконтированного дохода, с учетом вышеизложенного, может быть представлено в виде:

(К_э-К^*) = З^*-З_э, (3.42)

где З^*, З_э, – дисконтированные затраты по базовому и энергосберегающему вариантам, тг.

При выполнении технико-экономического обоснования энергосберегающих инвестиционных проектов величина дисконтированных затрат базового варианта является известной константой, не зависящей от переменного значения параметра оптимизации, поэтому условию достижения максимума чистого дисконтированного дохода однозначно соответствует условие минимума дисконтированных затрат.

Таким образом, выбор оптимального варианта и проверка его экономической целесообразности должны представлять собой две, не связанные между собой, самостоятельные операции.

5 ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ

4.1 Общие правила соблюдения техника безопасности при работе с оборудованием работающие под избыточном давлении

Все необходимые требования к обеспечению сохранности оборудования, работающего под давлением, в процессе его транспортирования и хранения, сохранения технических характеристик, обеспечивающих его безопасность, в том числе требования к упаковке, консервации, условиям транспортирования и хранения, назначенные сроки хранения, указания по регламентным срокам переосвидетельствования состояния, замены отдельных элементов, деталей, узлов с истекшими сроками хранения, должны быть оговорены в технической документации на оборудование [62].

Эксплуатация оборудования, работающего под давлением должна быть организована в соответствии с законодательством в области промышленной безопасности.

Оборудование, работающее под давлением, в течение всего срока эксплуатации должно:

- использоваться только по назначению в пределах характеристик, установленных изготовителем;

- подвергаться техническому обслуживанию, ремонту и проверкам в соответствии с инструкцией по эксплуатации аттестованным персоналом требуемой квалификации. Сведения о ремонте оборудования, работающего под давлением, с использованием сварки должны указываться в паспортах оборудования.

Оборудование, работающее под давлением должно подвергаться техническому освидетельствованию после монтажа, до пуска в работу, периодически в процессе эксплуатации.

Объем, методы и периодичность технического освидетельствования оборудования, работающего под давлением, должны быть определены изготовителем и указаны в инструкции по эксплуатации

Результаты технического освидетельствования должны записываться в паспорт оборудования с указанием разрешенных параметров эксплуатации и сроков следующих освидетельствований.

Внеочередное освидетельствование оборудования, находящегося в эксплуатации, должно быть проведено в следующих случаях:

- если оборудование не эксплуатировалось более 12 месяцев;

- если оборудование было демонтировано и установлено на новом месте;

- если произведено выправление выпучин или вмятин, а также реконструкция или ремонт оборудования с применением сварки или пайки элементов, работающих под давлением;

- перед наложением защитного покрытия на стенки оборудования;

- после аварии оборудования или замены его элементов, работающих под давлением, если по объему восстановительных работ требуется такое освидетельствование.

Оборудование, работающее под давлением, по достижению назначенного срока службы должно быть выведено из эксплуатации. Использование оборудования, выведенного из эксплуатации, не допускается. Демонтированное оборудование должно быть утилизировано в установленном порядке.

При необходимости продления срока безопасной эксплуатации оборудования должна быть проведена оценка его технического состояния и расчет остаточного ресурса оборудования, на основании которых может быть назначен новый срок службы оборудования.

- При оценке технического состояния должны быть проведены:

- измерения технических параметров и размеров, изменяющихся в процессе эксплуатации;

- обследование элементов оборудования, работающих под давлением с применением неразрушающих методов контроля;

- расчет остаточного ресурса оборудования.

Результаты оценки технического состояния должны быть оформлены в виде заключения, содержащего обоснованные выводы о возможности продления срока безопасной эксплуатации.

Владелец оборудования на основании заключения должен обеспечить выполнение мероприятий по доведению уровня безопасности оборудования или вывести оборудование из эксплуатации.

Информация для приобретателя должна быть указана в сопроводительной документации. Сопроводительная техническая документация должна быть выполнена на русском языке и включать:

- инструкцию по эксплуатации,

- копии сертификатов соответствия,

- паспорт, содержащий сведения об изготовителе оборудования, дате его изготовления и его идентификационный номер, основные технические данные и характеристики оборудования, сведения о предохранительных устройствах и назначенном сроке службы оборудования;

К паспорту должны быть приложены:

- чертежи оборудования с указанием основных размеров

- расчет на прочность элементов оборудования, работающих под давлением.

Чтобы обеспечить устойчивую и безопасную эксплуатацию сосудов, работающих под давлением, их подвергают техническому освидетельствованию: внутренний осмотр и гидравлическое испытание до ввода в работу, периодически в процессе эксплуатации и досрочно. Сосуды, зарегистрированные в органах надзора, проверяются инспектором по котлонадзору. Если конструктивные особенности сосуда не позволяют провести внутренний осмотр, он заменяется гидравлическим испытанием, пробным давлением и осмотром в доступных местах. Если же и гидравлическое испытание окажется .невозможным (скажем, из-за больших напряжений от веса воды в фундаменте, междуэтажных перекрытиях или самом сосуде, наличии внутри сосуда футеровки, препятствующей заполнению водой, трудности удаления воды и т. п.), разрешается производить пневматическое испытание (воздухом или инертным газом) при таком же пробном давлении. При этом пневматическое испытание (сжатым воздухом) разрешается только при условии удовлетворительных результатов caмoгo тщательного внутреннего осмотра, проверки прочности сосуда расчетом и осуществления под строгим контролем некоторых мер безопасности (вывод за пределы помещения, где испытывается сосуд, вентиля на наполнительном трубопроводе от источника давления и манометра, удаления людей в безопасные места на время испытания сосуда пробным давлением и др.). Под пробным давлением сосуд находится 5 мин, после чего давление постепенно снижают до рабочего, осматривают сосуд, проверяют плотность его швов и разъемных соединений мыльным раствором или другим эффективным способом. Остукиванне сосуда под давлением при пневматическом испытании опасно и запрещено.

Разрешается не производить гидравлическое испытание при техническом освидетельствовании новых сосудов, если с момента такого испытания, проведенного на заводе-изготовителе, не прошло 12 месяцев, если они не были повреждены при транспортировке и установке, а монтаж их проводился без сварки или пайки элементов, работающих под давлением.

Правилами установлено, что сосуды, находящиеся в эксплуатации и зарегистрированные в органах Госгортехнадзора, инспектор подвергает периодическому техническому освидетельствованию, в том числе: внутреннему осмотру с целью выявления состояния внутренних и наружных поверхностей и влияния среды на стенки сосудов — не реже одного раза в 4 года; гидравлическому испытанию с предварительным внутренним осмотром — не реже одного раза в 8 лет, при этом допускается использовать воду или другие некоррозионные, неядовитые, невзрывоопасные, невязкие жидкости.

Досрочное техническое освидетельствование сосудов необходимо после реконструкции и ремонта с применением сварки или пайки отдельных частей, работающих под давлением; если сосуд перед пуском в работу находился в бездействии более 1 года (за исключением случаев складской консервации, при которой освидетельствование сосудов обязательно перед пуском в эксплуатацию при хранении свыше 3 лет); если сосуд был демонтирован и установлен на новом месте; перед наложением на стенки сосуда защитного покрытия (если оно производится его владельцем); если досрочное освидетельствование необходимо по усмотрению инспектора, лица, осуществляющего надзор, или лица, ответственного за исправное состояние и безопасное действие сосуда.

Периодическое и внеочередное техническое освидетельствование сосудов производит инспектор Котлонадзора обязательно в присутствии работника бюро (отдела) по надзору или другого аттестованного инженерно-технического работника, назначенного администрацией, а также лица, ответственного за безопасную эксплуатацию этих объектов. При этом администрация предприятия должна заблаговременно не менее чем за 10 дней уведомить инспектора о готовности сосуда к освидетельствованию. В случае, если инспектор по какой-либо причине не явится в назначенный срок, администрация имеет право назначить приказом по предприятию комиссию из опытных, аттестованных специалистов для проведения технического освидетельствования. Его результаты, а также срок следующего освидетельствования заносятся в паспорт. Копия записи не позднее чем через 5 дней направляется в местный орган Госгортехнадзора. Допущенный к работе сосуд подлежит освидетельствованию не позже чем через 12 месяцев. Администрация предприятия, кроме освидетельствований инспектора, проводит:

- внутренний осмотр и гидравлическое испытание перед пуском в работу всех вновь устанавливаемых сосудов, кроме тех, которые освидетельствует инспектор;

- внутренний осмотр всех регистрируемых и нерегистрируемых сосудов не реже чем через каждые 2 года, за исключением сосудов, которые работают в среде, вызывающей коррозию металла, и должны подвергаться внутреннему осмотру не реже чем через 12 месяцев.

- Внутренний осмотр сосудов, включенных в системы с непрерывно действующим технологическим процессом, с некоррозиоиной рабочей средой, остановка которых по условиям производства невозможна, допускается совмещать с капитальным ремонтом или заменой катализатора, но не реже одного раза в 4 года. При внутренних осмотрах сосудов должны быть выявлены и устранены все дефекты, снижающие нх прочность;

- периодический осмотр сосудов в рабочем состоянии;

- гидравлическое испытание с предварительным внутренним осмотром сосудов, не регистрируемых в органах надзора,— не реже одного раза в 8 лет;

- досрочное техническое освидетельствование нерегистрируемых сосудов.

При подготовке к осмотрам и гидравлическим испытаниям сосуд следует охладить (отогреть), освободить от заполняющей рабочей среды, отключить заглушками от всех трубопроводов, соединяющих его с источниками давления или другими сосудами, очистить от металла. Футеровка, изоляция и другая защита поверхностей сосуда частично или полностью удаляются в тех случаях, когда есть признаки дефектов в металле сосуда под защитным покрытием, например: неплотность футеровки, отдулин в гуммированном слое, следы пропуска изоляции и др. Вся арматура перед гидравлическим испытанием тщательно очищается и притирается, а крышки, люки и т. п. устанавливаются прочно и плотно, исключая возможность течи.

Сосуды с опасной для здоровья людей средой (сильнодействующими ядовитыми веществами и другими аналогичными средами) до проведения внутри них работ, а также перед внутренним осмотром подвергаются тщательной обработке (дегазации, нейтрализации) в соответствии с инструкцией по технике безопасности, разрабатываемой на предприятии. Чтобы избежать пожаров и взрывов в ходе внутреннего осмотра, ремонта, чистки и других работ, следует пользоваться только светильниками с напряжением не свыше 12 В (при взрывоопасных работах во взрывобезопасном исполнении).

Гидравлическое испытание сосудов и их элементов, работающих при температуре стенок до 200⁰С, при периодическом освидетельствовании проводится пробным давлением, которое определяется следующим образом:

Таблица 4.1

Параметры испытания сосудов

Сосуды	Рабочее давление,кгс/см²	Пробное давление на заводе-изготовителе
Все сосуды,кроме литых	Ниже 5	1,5 Р, но не менее 2 кгс/см²
То же	5 и выше	1,25 Р, но не менее Р+3 кгс/см²
Литые	Независимо от давления	1,5 Р, но не менее 3 кгс/см²

Гидравлическое испытание сосудов, работающих при температуре от 200 до 400⁰С, осуществляется давлением, превышающим рабочее не менее чем в 1,5 раза, а сосудов, эксплуатирующихся при температуре свыше 400⁰С,— давлением, превышающим рабочее не менее чем в 2 раза. Сосуд, как уже было сказано, находится под пробным давлением на протяжении 5 мин.

В результате технического освидетельствования сосуд можно признать выдержавшим испытание, если в нем не окажется признаков разрыва; не будет течи и потения в сварных швах, а при пневматическом испытании — пропуска газа (выход воды через заклепочные швы в виде пыли или капель «слезок» течью не считается); не будут замечены видимые остаточные деформации после испытаний.

В случае, если при освидетельствовании сосуда будет обнаружено, что он находится в опасном состоянии или имеет дефекты, вызывающие сомнения в его прочности, работа такого сосуда запрещается.

Инспектор или лицо, возглавляющее комиссию предприятия по техническому освидетельствованию, при каких-либо сомнениях в прочности сосуда может снизить разрешенное ранее рабочее давление и в паспорте сосуда сделать соответствующую запись. В случае выявления дефектов, при которых временная работа сосуда возможна, лицо, проводившее освидетельствование, может разрешить работу сосуда с соответствующим сокращением срока следующего освидетельствования, о чем в паспорте сосуда бн должен сделать обоснованную запись.

Владелец сосуда должен выполнять все требования Правил к его установке и арматуре.

К основным организационным мерам по безопасному содержанию и обслуживанию сосудов под давлением относятся:

Назначение приказом по предприятию из числа наиболее опытных инженерно-технических работников, аттестованных в установленном порядке комиссией и имеющих соответствующее удостоверение:

- лиц, ответственных за исправное содержание и безопасную эксплуатацию сосудов, работающих под давлением;

-лиц, осуществляющих надзор за технически исправным состоянием и безопасной эксплуатацией сосудов.

Переаттестация инженерно-технических работников проводится один раз в 3 года.

На предприятии на основе Правил должны быть разработаны, изданы, доведены под расписку до указанных выше лиц положения об их обязайностях, правах, ответственности.

Эти положения широко доводятся до всех работников, связанных в работе с сосудами.

Допуск к обслуживанию сосудов только лиц:

- достигших 18-летнего возраста;

- прошедших по специальной программе теоретическое и практическое обучение;

- аттестованных комиссией, назначенной приказом по предприятию, и имеющих соответствующее удостоверение на право работы;

- прошедших инструктаж на рабочем месте в установленном порядке и получивших инструкцию по режиму работы и безопасному обслуживанию сосудов.

При обучении, аттестации и переаттестации рабочих (проводятся через каждые 12 месяцев) и в ходе производства работающие обязаны четко знать и выполнять:

- правила устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением;

- требования к устройству, назначению и особенностям работы всех обслуживаемых сосудов, аппаратов, приборов;

- инструкцию по режиму работы и безопасному обслуживанию сосудов, утвержденную главным инженером предприятия и председателем заводского комитета профсоюза. Инструкцию следует выдавать на руки инструктируемым под расписку и размещать на рабочих местах, доступных для ознакомления.

Рабочие, обслуживающие сосуды, работающие под давлением, должны иметь высокую квалификацию, чтобы умело и сознательно выполнять производственные инструкции и быстро ориентироваться в сложных ситуациях, возникающих в процессе работы и не предусмотренных инструкциями.

К изготовлению баллонов предъявляются повышенные требования. Стенки баллонов не должны иметь раковин, плен, закатов и рисок глубиной более 10% номинальной толщины стенки. Допускаются лишь незначительные дефекты в виде углублений, вдавлен от окалины, коночного происхождения и др;

На верхней сферической части каждого баллона должны быть отчетливо, путем клеймения, нанесены следующие данные: товарный знак завода-изготовителя; номер баллона; фактический вес порожнего баллона, кг: для баллонов емкостью до 12 л включительно — с точностью до 0,1 кг, для баллонов емкостью свыше 12 до 55 л включительно — с точностью до 0,2кг; вес баллонов емкостью свыше 55 л указывается в соответствии с ГОСТом или ТУ на их изготовление; дата (месяц и год) изготовления и год следующего освидетельствования; рабочее давление Р., кгс/см²; пробное гидравлическое давление П, кгс/см² емкость баллона, л; для баллонов емкостью до 12 л включительно — номинальная, для баллонов емкостью свыше 12 л до 55 л включительно — фактическая с точностью до 0,3 л, для баллонов емкостью свыше 55 л — в соответствии с ГОСТом или ТУ на их изготовление; клеймо ОТК завода-изготовителя круглой формы диаметром 10 мм (за исключением стандартных баллонов емкостью свыше 55 л); номер стандартов для баллонов емкостью свыше 55 л.

Высота знаков на баллонах должна быть не менее 6 мм, а на баллонах емкостью свыше 55 л' — не менее 8 мм. Вес баллонов, за исключением баллонов для ацетилена, указывается с учетом веса нанесенной краски, кольца для колпака и башмака но без веса вентиля и колпака. Место на баллонах, где выбиты паспортные данные, должно быть покрыто бесцветным лаком в обведено отличительной краской в виде рамки.

У баллонов для горючих газов боковые штуцера вентилей снабжены левой, а у баллонов для негорючих газов — правой резьбой. До транспортировки и при хранении, баллонов на эти штуцера плотно навертываются специальные заглушки.

В баллонах транспортируются и хранятся:

- сжатые газы: кислород, водород, азот, воздух, коксовый, светильный, некоторые промышленные газы (побочные продукты основного производства), аргон, гелий и др.

- сжиженные газы: аммиак, бутан, бутилен, дихлордифторметан (фреон), закись азота, изобутилен, сероводород, сернистый ангидрид, пропан, пропилеи, углекислота, фосген, хлор, хлористый метил, хлористый этил, этилен и др.;

ацетилен в растворенном виде.

Наружная поверхность баллонов должна быть окрашена в условный отличительный цвет (таблица).

Надписи на баллонах наносят вкруговую длиной не менее 1/3 окружности, а полосы —,по всей окружности, причем высота букв на баллонах емкостью более 12 л должна быть 60 мм, а ширина полосы — 25 мм. Размеры. надписей и полос на баллонах емкостью до 12 л должны определяться в зависимости от величины боковой поверхности баллонов.

4.2 Назначение приборов безопасности котельных установок работающие под избыточном давлении

Котельная установка состоит из котельного агрегата, вспомогательных механизмов и устройств:

Котельный агрегат включает в себя топочное устройство, трубную систему с барабанами, пароперегреватель, водяной экономайзер, воздухоподогреватель, а также каркас с лестницами и помостами для обслуживания, обмуровку, газоходы и арматуру.

К вспомогательным механизмам и устройствам относят дымососы и дутьевые вентиляторы, питательные, водоподготовительные и пыле приготовительные установки, системы топливоподачи, золоулавливания (при сжигании твердого топлива), мазутное хозяйство (при сжигании жидкого топлива), газорегуляторную станцию (при сжигании газообразного топлива), контрольно-измерительные приборы и автоматику.

В процессе получения горячей воды или пара для отопления, производственно-технических и технологических целей служат вода, топливо и воздух (рабочим телом является вода).

В промышленности, сельском и коммунальном хозяйстве применяют различные виды котлов:

- Паровой котел представляет собой устройство с топкой, обогреваемое продуктами сжигаемого в ней топлива и предназначенное для получения пара давлением выше атмосферного, используемого вне котельной установки.

- Водогрейный котёл — такое же устройство, но предназначенное для нагревания воды, находящейся под давлением выше атмосферного и используемой в качестве теплоносителя вне котельной установки.

- Котел-утилизатор — это паровой или водогрейный котел, в котором в качестве источника тепла используются горячие газы технологического процесса.

- Котел-бойлер — паровой котел, в паровом пространстве которого размещено устройство для нагревания воды, используемой вне котла, а в естественную циркуляцию включен отдельно стоящий бойлер.

Стационарным называют котел, установленный на неподвижном фундаменте, передвижным — котел, имеющий ходовую часть или установленный на передвижном фундаменте.

В котельных установках используется различное вспомогательное оборудование:

- Пароперегреватель - представляет собой устройство, предназначенное для перегрева пара выше температуры насыщения, соответствующей давлению в котле, в результате передачи ему тепла дымовыми газами.

- Экономайзер — устройство, обогреваемое продуктами сгорания топлива и служащее для подогрева или частичного испарения воды, поступающей в котел.

- Воздухоподогреватель - предназначен для подогрева поступающего в топочное устройство воздуха теплом уходящих газов.

-Питательная установка - состоит из питательных насосов для подачи воды в котел под давлением, а также соответствующих трубопроводов и арматуры.

- Тягодутьевое устройство — состоит из дутьевых вентиляторов, системы газовоздуховодов, дымососа и дымовой трубы, обеспечивающих подачу необходимого количества воздуха втопочное устройство, движение продуктов сгорания по газоходам, и удаление их за пределы котлоагрегата.

- Устройство теплового контроля и автоматического управления включает контрольно-измерительные приборы и автоматы, обеспечивающие бесперебойную и согласованную работу котельной установки для выработки необходимого количества пара определенной температуры и давления.

- В устройство для подготовки питательной воды входят аппараты и приспособления, обеспечивающие очистку воды от механических примесей и растворенных в ней накипеобразующих солей, а также удаление из нее газов.

- Устройство для удаления золы и шлака состоит из гидравлических систем и механических приспособлений: вагонеток или транспортеров или тех и других. Котельные установки, работающие на пылевидном топливе, оборудуют дробилками, сушилками, мельницами, питателями топлива, вентиляторами, а также системой транспортеров и пылегазопроводов.

- Топливный склад служит для хранения топлива.

На днищах барабана или корпусе котла вблизи водоуказательной арматуры, а также на торцах или цилиндрической части коллекторов и камер котла, пароперегревателя и экономайзера должны быть нанесены клеймением следующие паспортные данные:

а) завод-изготовитель или товарный знак;

б) заводской номер изделия;

в) год изготовления;

г) расчетная температура стенки и марки стали (только на коллекторах пароперегревателей).

Помимо клейм к днищу барабана или корпусу котла должна быть прикреплена металлическая табличка с перечисленными выше паспортными данными.

На табличке парового котла должны быть нанесены следующие данные:

а) наименование, товарный знак предприятия-изготовителя;

б) обозначение котла по ГОСТ 3619-82;

в) заводской номер котла по системе нумерации изготовителя;

г) год изготовления;

д) номинальная производительность, т/ч;

е) рабочее давление на выходе, кгс/см²;

ж) номинальная температура пара на выходе, ⁰С.

Аналогичные данные наносятся на табличке водогрейного котла.

Низший допускаемый уровень воды в газотрубных (паротрубных) котлах должен находиться не менее, чем на 100 мм выше верхней точки поверхности нагрева котла. Допускаются отступления при условии надежного охлаждения стенок котла с внутренней стороны пароводяной смесью, что должно быть подтверждено данными измерения температуры стенок барабана. Положение высшего уровня воды в паровых котлах должно устанавливаться с учетом предупреждения попадания воды в пароперегреватель или паропровод.

Нижний уровень воды в барабанах водотрубных котлов устанавливается конструкторской организацией из условия надежного подвода воды к опускным трубам.

Верхний допустимый уровень воды в паровых котлах устанавливается конструкторской организацией из условия предупреждения попадания воды в пароперегреватель или паропровод.

В барабанах котлов лазы должны быть овальной формы с размером 300х400, диаметр круглого лаза – не менее 400 мм, элементы котла, пароперегревателя и экономайзера, в которые невозможно проникнуть человеку, должны иметь в стенках овальные или круглые люки с наименьшим размером в свету не более 80 мм.

В топке и газоходах должны быть установлены гляделки, обеспечивающие возможность наблюдения за горением, состоянием поверхностей нагрева и футеровки. Число и размещение лазов, люков и гляделок определяется проектом котла. Для осмотра внешних поверхностей элементов котлов в обмуровке должны быть устроены лазы: прямоугольные размером 400х500 или круглые диаметром не менее 450 мм.

Дверцы лазов и топок должны иметь прочные запоры. Конструкция гляделок и крышек должна исключать возможность самопроизвольного открывания и препятствовать выбрасыванию горячих газов.

Каждый котел с камерным сжиганием топлива (пылевидного, газообразного, жидкого) или шахтной топкой для сжигания торфа, опилок, стружек, других мелких отходов, должен быть снабжен взрывными предохранительными клапанами. Эти клапаны должны быть установлены в стенке топки последнего газохода котла, экономайзера и золоуловителя. Количество, размещение и размеры проходного сечения взрывных предохранительных устройств определяются проектом котла.

Схемы включения чугунных экономайзеров должны соответствовать научно-технической документации.

Конечная температура воды в чугунном экономайзере должна быть не менее чем на 20 ⁰С ниже температуры насыщенного пара в котле.

Днища следует применять выпуклые, полушаровые или эллиптические. Для труб и коллекторов водотрубных котлов допускается применение плоских днищ с внутренним диаметром не более 600 мм.

Трубные решетки допускается изготавливать из двух и более листов при условии, что расстояние между соседними сварными швами будет не менее 5-кратной толщины стенки и сварные швы по всей длине подвергнуты ультразвуковому контролю или радиографии.

Для изготовления и ремонта котлов, пароперегревателей, экономайзеров и их элементов, предназначенных для работы под давлением, должны применяться материалы, указанные в Правилах.

Качество и свойства материалов и полуфабрикатов должны удовлетворять требованиям соответствующих государственных общесоюзных стандартов и технических условий, что должно быть подтверждено сертификатами заводов-поставщиков.

В сертификате должен быть указан также режим термообработки, которой был подвергнут полуфабрикат на заводе-поставщике. Для этого применяются следующие материалы и детали: листовая сталь, стальные трубы, поковки, стальные отливки, котельные связи, заклепки, крепежные детали, чугунные отливки и цветные металлы.

Применение материалов регламентируется свариваемостью стали, температурой и давлением пара, вырабатываемого котлом.

Изготовление, монтаж и ремонт котлов, пароперегревателей, экономайзеров и их элементов должны производиться по технологии, разработанной заводом-изготовителем, монтажной или ремонтной организацией до начала выполнения соответствующих работ.

К сварке элементов котлов, пароперегревателей и экономайзеров могут быть допущены только сварщики, сдавшие испытания в соответствии с правилами аттестации сварщиков и имеющие удостоверение сварщика установленного образца. Перед допуском сварщика к выполнению сварочных работ предприятие должно провести специальную подготовку и испытание сварщика к тем видам работ, которые указаны в удостоверениях.

Сварные соединения контролируются:

а) внешним осмотром и измерением;

б) ультразвуковой дефектоскопией;

в) просвечиванием (рентгено- или гаммаграфированием);

г) механическими и гидравлическими испытаниями;

д) металлографическим исследованием;

е) стиласкопированием;

ж) акустической эмиссией.

Результаты контроля сварных соединений должны быть зафиксированы в журналах, картах, формулярах.

Для управления работой и обеспечения нормальных условий эксплуатации котлы, пароперегреватели и экономайзеры должны быть снабжены арматурой, и контрольно-измерительными приборами (КИП) и приборами безопасности, доступными для наблюдения и обслуживания.

Их наименование:

а) предохранительные устройства;

б) указатели уровня воды;

в) манометры;

г) приборы для измерения температуры пара, воды и уходящих газов;

д) арматура котла и его трубопроводов;

е) приборы безопасности;

ж) питательные приборы.

Арматура должна располагаться как можно ближе к котлу с учетом наиболее удобного управления. Главные парозапорные органы паровых котлов производительностью 4 т/ч должны быть оборудованы дистанционным приводом с выводом управления на рабочее место машиниста.

В качестве предохранительных устройств применяют:

а) рычажно-грузовые предохранительные клапаны прямого действия;

б) пружинные предохранительные клапаны прямого действия;

в) импульсные предохранительные устройства (ИПУ).

На каждом паровом и водогрейном котле и котле, отключаемом по рабочей среде, на экономайзере и пароперегревателе должно быть установлено не менее двух предохранительных устройств.

Суммарная пропускная способность устанавливаемых на паровом котле предохранительных устройств должна быть не менее номинальной часовой паропроизводительности котла. Расчет ее производится по ГОСТ 24570 – 81.

Предохранительные клапаны должны защищать котлы, пароперегреватели и экономайзеры от превышения в них давления более чем на 10% расчетного давления.

Конструкция грузового или пружинного клапанов должна предусматривать устройство для проверки исправности действия клапана во время работы котла путем принудительного его открытия.

Предохранительный клапан должен поставляться заказчику с паспортом, включающим характеристику пропускной способности клапана.

На каждом котле для постоянного наблюдения за положением уровня воды в барабане должно быть установлено не менее двух водоуказательных приборов прямого действия.

У котлов паропроизводительностью менее 0,7 т/час, а также у котлов паровозного типа и локомобильных разрешается замена одного из водоуказательных приборов двумя пробными кранами или вентилями.

Установка нижнего крана или вентиля должна производиться на уровне низшего, а верхнего – на уровне высшего допускаемого уровня воды в котле. Внутренний диаметр пробного крана или вентиля должен быть не менее 8 мм. Водоуказательный прибор прямого действия должен быть сконструирован так, чтобы у него можно было заменить стекло и корпус во время эксплуатации котла.

Если водоуказательное стекло расположено выше 6 м и через него плохо видно, на котле устанавливаются два дистанционных сниженных указателя уровня воды. В этом случае на барабанах котла допускается установка одного водоуказательного прибора прямого действия.

У водогрейных котлов должен быть предусмотрен пробный кран, установленный в верхней части барабанов, а при отсутствии барабана – на выходе воды из котла в магистральный трубопровод до запорного устройства.

На водоуказательных приборах против допускаемого низшего уровня в котле должен быть установлен неподвижный металлический указатель с надписью: "Низший уровень". Аналогично должен быть установлен и указатель высшего допустимого уровня воды в котле, который должен находиться не менее чем на 25 мм от видимой кромки прозрачной пластины водоуказательного прибора. При соединении водоуказательных приборов с котлом при помощи труб длиной до 500 мм внутренний диаметр этих труб должен быть не менее 25 мм, а при длине более 500 мм диаметр должен быть не менее 50 мм.

Руководство по эксплуатации и обслуживанию водогрейного котла, который готовили по результатам исследований показана в приложении А.

Водоуказательные приборы должны быть снабжены запорной арматурой, для отключения их от котла, и продувочной арматурой.

В указателях уровня прямого действия паровых котлов должны применяться только плоские прозрачные пластины. Ширина смотровой щели указателя уровня воды должна быть не менее: 8 мм – при применении прозрачных стеклянных пластин; 5 мм – при применении слюдяных пластин.

На каждом паровом котле должен быть установлен манометр, показывающий давление пара. На котлах паропроизводительностью более 10 т/час и водогрейных котлах теплопроизводительностью более 5 Гкал/ч обязательна установка регистрирующего манометра. Манометр должен быть установлен на барабане котла, а при наличии пароперегревателя за ним – до главной задвижки. У каждого парового котла должен быть установлен манометр на питательной линии перед устройством, регулирующим заполнение котла водой.

На отключаемом по воде экономайзере манометры должны быть установлены на выходе воды до запорного устройства и предохранительного клапана и на входе воды. На водогрейных котлах манометры устанавливаются на входе воды в котел и выходе нагретой воды из котла до запорного устройства. Манометры, устанавливаемые на котлах, пароперегревателях, экономайзерах и питательных линиях, должны иметь класс точности не ниже:

2,5 – для рабочего давления до 25 кгс/см²;

1,5 – для рабочего давления свыше 25 до 140 кгс/см² включительно;

1,0 – для рабочего давления свыше 140 кгс/см².

Манометры не допускаются к применению в следующих случаях:

а) на манометре отсутствуют пломба или клеймо о проведении проверки;

б) истек срок проверки манометра;

в) стрелка манометра при его выключении не возвращается к нулевому показанию шкалы на величину, превышающую половину допустимой погрешности для данного манометра;

г) разбито стекло или имеются другие повреждения манометра, которые могут отразиться на правильности его показаний.

Приборы безопасности должны быть защищены от воздействия на них лиц, не связанных с их обслуживанием и ремонтом, и иметь приспособления для проверки исправности их действия.

Назначение приборов безопасности – автоматически прекращать подачу топлива к горелкам при следующих условиях:

а) снижении уровня воды ниже допустимого предела у котлов паропроизводительностью 0,7 т/ч и выше с камерным сжиганием топлива;

б) падении давления воздуха ниже допустимого в горелке от дутьевых вентиляторов у паровых и водогрейных котлов, работающих на газообразном топливе.

Котлы снабжаются также приборами, отключающими тягодутьевые устройства при снижении давления воды в системе до величины, при которой создается опасность гидравлических ударов, и при повышении температуры воды выше установленной со слоевым сжиганием топлива водогрейных котлов.

На котлах должны быть установлены автоматические звуковые сигнализаторы верхнего и нижнего предельных уровней воды.

Водный режим должен обеспечивать работу котла и питательного тракта без повреждения их элементов вследствие отложений накипи и шлама, превышения относительной щелочности котловой воды до опасных пределов или в результате коррозии металла, а также обеспечивать получение пара надлежащего качества. Все котлы паропроизводительностью 0,7 т/ч и более должны быть оборудованы установками докотловой обработки воды, гарантирующими выполнение требований Правил.

Выбор способа обработки воды для питания котлов должен производиться проектной организацией.

Подпитка сырой водой котлов, оборудованных устройствами для докотловой обработки воды, не допускается.

Для котлов паропроизводительностью 0,7 т/ч и более с учетом их конструкции специализированной (наладочной) организацией должна быть разработана инструкция (режимная карта), утвержденная администрацией, с указанием порядка производства анализов котловой воды, режима непрерывной и периодической промывки, порядка обслуживания оборудования на водоподготовке, сроков остановки котла на очистку и промывку и порядка осмотра остановленных котлов.

В котельных должен быть заведен журнал (ведомость) по водоподготовке для записей результатов анализов воды, для выполнения режимов продувки котлов и операций по обслуживанию оборудования водоподготовки. При каждой остановке котла для очистки внутренних поверхностей его элементов в журнале по водоподготовке должны быть записаны вид и толщина накипи и шлама, наличие коррозии, признаки неплотности (парение, наружные наросты солей) в заклепочных и вальцовочных соединениях.

Для питания котла водой допускается применение следующих устройств:

а) центробежных и поршневых насосов с электрическим приводом;

б) поршневых и центробежных насосов с паровым приводом;

в) паровых инжекторов;

г) насосов с ручным приводом.

На корпусе питательного насоса должна быть прикреплена табличка со следующими данными:

а) наименование завода-изготовителя;

б) год изготовления и заводской номер;

в) номинальная подача при номинальной температуре воды м³/ч; л/мин.

Напор насоса должен выбираться с учетом обеспечения питания котла водой при давлении, соответствующем полному открытию рабочих предохранительных клапанов, установленных на паровом котле, а также с учетом потери напора в нагревательной линии.

Питание паровых котлов с различными рабочими давлениями должно осуществляться от самостоятельных питательных устройств.

Суммарная подача насосов с электроприводом должна быть не менее 110 % и с паровым приводом – не менее 50 % номинальной паропроизводительности всех работающих котлов.

Для водогрейных котлов с принудительной циркуляцией должно быть установлено не менее двух циркуляционных насосов и двух – для подпитки, причем напор и подача насосов должны быть выбраны с таким расчетом, чтобы при выходе из строя самого мощного насоса, оставшиеся могли бы обеспечить нормальную работу (котлов) системы.

Насосы для водогрейного котла теплопроизводительностью 4 Гкал/ч и более должны иметь два независимых источника питания электропривода. Тип, характеристика, количество и схема включения питательных устройств должны выбираться специализированной организацией по проектированию котельных с целью обеспечения надежной и безопасной эксплуатации котлов на всех режимах, включая аварийные остановки.

Стационарные котлы должны устанавливаться в зданиях и помещениях, отвечающих требованиям СНиП II-35-76 "Котельные установки", СНиП II-58-75 "Электростанции тепловые" и Правил [1].

Внутри производственных помещений допускается установка:

а) прямоточных котлов паропроизводительностью каждого не более 4 т/ч;

б) котлов, удовлетворяющих условиям (t-100) Ч V Ј 100 (для каждого котла), где t – температура насыщенного пара при рабочим давлении; V – водяной объем котла в м³;

в) водогрейных котлов, теплопроизводительностью каждого не более 2,5 Гкал/ч, не имеющих барабанов;

г) котлов-утилизаторов без ограничений.

В зданиях котельных допускается размещение бытовых, служебных помещений и мастерских, предназначенных для ремонта оборудования котельной. Для обслуживания персонала в здании котельной должны быть оборудованы бытовые помещения в соответствии с санитарными нормами. Вентиляция и отопление котельных должны обеспечивать удаление излишков влажности, вредных газов и пыли и поддержание следующих температурных условий:

а) в зоне постоянного пребывания обслуживающего персонала температура воздуха зимой не должна быть ниже 12 ⁰С, а летом не должна превышать температуру наружного воздуха более чем на 5 ⁰С:

б) в остальных местах возможного пребывания обслуживающего персонала температура воздуха не должна превышать температуру более чем на 15 ⁰С в основной зоне.

В котельном помещении устройство чердачных перекрытий над котлами не допускается. Уровень поля нижнего этажа котельной не должен быть ниже уровня территории, прилегающей к зданию котельной.

В каждом этаже котельного помещения должно быть не менее двух выходов, расположенных в противоположных сторонах помещения.

Выходные двери из котельного помещения должны открываться наружу и не должны иметь запоров.

Выходные двери из помещения котельной в бытовые, служебные, а также вспомогательные производственные помещения должны снабжаться пружинами и открываться в сторону котельной.

Помещения котельной должны быть освещены дневным светом, а в ночное время – электрическим.

Освещенность должна соответствовать СНиП II - 4-79 "Естественное и искусственное освещение ".

Помимо рабочего освещения, в котельных должно быть аварийное освещение от самостоятельных источников питания, т.е. независимых от источников питания общей сети котельной.

Аварийное освещение в котельной должны иметь следующие места:

а) фронт котлов, проходы между котлами, сзади котлов и над котлами;

б) помещения, где имеются щиты, пульты управления, водоуказательные и измерительные приборы;

в) зольные помещения;

г) вентиляторные площадки;

д) дымососные площадки;

е) помещения для баков и деаэраторов;

ж) помещение с оборудование водоподготовки;

з) площадки и лестницы котлов;

и) насосные помещения.

Рабочее и аварийное освещение, электрическое оборудование и его заземление должны соответствовать требованиям Правил устройства электроустановок.

Расстояние от фронта котлов выступающих частей топок до противоположной стены должно быть не менее 3 м для котлов, работающих на твердом топливе; не менее 1 м для котлов, работающих на жидком и газообразном топливе; не менее 2 м для котлов, оборудованных механизированными топками.

Расстояние между фронтом котлов и выступающими частями топок, расположенных друг против друга, должно быть не менее 4 м – для котлов, оборудованных механизированными топками; не менее 4 м – для котлов, работающих на газообразном иди жидком топливе, при этом расстояние между горелочными устройствами должно быть не менее 2 м; не менее 5 м – для котлов с ручными топками для твердого топлива.

Перед фронтом котлов допускается установка насосов, вентиляторов и тепловых щитов, а также хранение запаса твердого топлива. Расстояние свободного прохода вдоль фронта должно быть не менее 1,5 м.

Установленное оборудование и топливо не должны мешать обслуживанию котлов.

Ширина прохода между котлами и задней стенкой котельного помещения должна быть не менее 1 м. Ширина других проходов – 0,7 м. Расстояние от верхней отметки (площадки) обслуживания котла до нижних, расположенных над ней конструктивных частей покрытия котельной, должно быть не менее 2 м.

Размещение котлов, пароперегревателей и экономайзеров в энергопоездах определяется проектной организацией, исходя из максимальных удобств обслуживания и безопасности работы.

Список литературы

Иванова Г.М., Кузнецов Н.Д., Чистяков В.С. Теплотехнические измерения и приборы. – М.: Энергоатомиздат, 1984, 254 стр.
Нащокин В.В. Техническая термодинамика и теплопередача: Учеб. пособие для вузов.-М.:Высш.шк.,1980.-469с. – 52 экз.
Техническая термодинамика: Учеб. для вузов. / Под ред. В.И. Крутова -- 2-е изд., перераб. и доп.-М.: Высш. шк., 1981. -439 с. – 57 экз.
Теплотехника. Учебник для вузов/ В.Н. Луканин и др/под. ред В.Н. Луканина. –М.: Высш. шк.,1999.-671 с. – 9 экз.
Колчин А.И. Расчет автомобильных и тракторных двигателей: Учеб. пособие для вузов./ А.И. Колчин, В.П. Демидов – 3-е изд. перераб. и доп. – М.: Высш. шк., 2003. – 496 с.: ил. – 60 экз.
Задачник по технической термодинамики и теории тепломассообмена /Под ред. Крутова В.И. и Петражицкого Г.Б. -М.: Высш.шк.,1986.-383 с.: ил. – 12
Кудинов В.А., Карташов Э.М. Техническая термодинамика: Учеб. пособие для втузов. М.: Высш.щк.,2000.-261 с. – 5 экз.
Лабораторный практикум по термодинамике и теплопередаче: Учеб. пособие/В.Н. Афанасьев, А.А. Афонин, С.И. Исаев и др.;Под ред. В.И. Крутова, Е.В. Шишова.-М.:Высш. шк., 1988.-216с. –64 экз.
Официальный сайт Комиссии Таможенного союза в сети Интернет www.tsouz.ru.
Европейская Директивы 97/23/ЕЕС от 29 ноября 1999 года;
Технические регламенты Республики Казахстан
Федеральный Закон Российской Федерации «Технический регламент о безопасности оборудования, работающего под избыточным давлением»
Технического Регламент «О безопасности оборудования, работающего под избыточным давлением свыше 0,07 МПаили при температуре нагрева воды свыше 115⁰С» (РТР – 08 – 43)
Гидравлический расчет котельных агрегатов (нормативный метод). М.: "Энергия", 1978,- 255 с.
Кемельман Д.Н., Эскин Н.Б., Давидов А.А. Наладка котлоагрегатов (справочник). М.: "Энергия", 1976. 342 с.
Правилатехники безопасности при эксплуатации тепломеханического оборудования электростанций и тепловых сетей. М.: Энергоатомиздат, 1985, 232 с.
Методические указания по испытаниям гидравлической устойчивости прямоточных энергетических и водогрейных котлов.
союзтехэнерго, москва 1989
А. А. Цынаева, Д. Л. Жуховицкий. Расчет элементов тепловой схемы котельной установки. Ульяновск: УлГТУ, 2005. – 22 с
Соколов Б.А. Котельные установки и их эксплуатация. 2007 г
Сидельковский Л.Н., Юренев В.И. Котельные установки промышленных предприятий. – М.: Энергия, 1988. – 526 с.
Липов Ю.М. Компоновка и тепловой расчет парового котла. – М.: Энергоатомиздат, 1988. – 208 с
Тепловой расчет котлов (нормативный метод). – СПб., 1998. – 257 с.
Елизаров П.П. Эксплуатация котельных установок высокого давления на электростанциях. - М.;Л.: Гос. энер. изд-во. 1961.- 400 с.
Александров В.Г. Паровые котлы малой и средней мощности. Л.: Энергия, 1972.
Нормативный метод гидравлического расчета паровых котлов. ВТИ, ЦКТИ, 1973.
Гусев Ю. Л. Основы проектирования котельных установок. – М.: Сиройиздат, 1973. – 248 с.
Деев Л. В., Балахничев Н. А. Котельные установки и их обслуживание: Практ. пособ. для ПТУ. – М.: Высшая школа, 1990. – 239 c., ил.
Киселёв Н. А. Котельные установки: Учеб. пособ. для подгот. рабочих на пр-ве. – 2-е изд., перераб. и доп. – М.: Высшая школа, 1979. – 270 с., ил.
Липов Ю.М., Третьяков Ю.М. Котельные установки и парогенераторы: Учебник. – М.-Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2004. – 592 с.
Аэродинамический расчет котельных установок (Нормативный метод). – М.: Энергия, 1977
Карякин С.К. Котельные установки и парогенераторы. Тепловой расчет: Учебное пособие. – Томск: Изд-во ТПУ, 2010. – 156 с.
Обухов И.В., Целяк Д.Е., Коломеец И.В. Разработка и внедрение технологии КС-НТВ сжигания угля для котлов малой и средней мощности. ООО, Инжиниринговая компания «ДВ-Энерго» г. Владивосток.
Ейте Дж. Основы механики псевдоожижения с приложениями. М: Мир, 1986.
Строительные нормы и правила. Котельные установки (СНиП II-35-76), "Котельные установки. Нормы проектирования" и "Указания по проектированию котельных установок" , внесена поправка, 2007.
H. Бapaнов. Методика проведения тепловых расчётов паровых котлов, Новосибирск, 2009, Изд. НГТУ, 138 стр.
Тепловой расчет котельных агрегатов. Нормативный метод. – М.: Энергия, 1973
Михеев М.А, Михеева И.М. Основы теплопередачи. - М. Энергия, 1973, 320 с.
СНиП II-35-76. Часть II. Нормы проектирования. Глава 35. Котельные установки. – М.:Стройиздат,1977.-50с.
Сорокина Л.А. Топливо и основы теории горения: учеб. пособие / Л.А. Сорокина. – Иркутск: Изд-во ИрГТУ, 2004. – 78 с.
Практические занятия по дисциплине "Анализ теплотехнической эффективности оборудования", 2007.
Топливо для стационарных паровых котлов. Учебно-методическое пособие по дисциплине «Стационарные паровые и водогрейные котлы» для студентов очно-заочной формы обучения специальности 140106 «Энергообеспечение предприятий». Мурманск, 2008.
Тепловой расчет котельных агрегатов (нормативный метод). Л., 1973.
Томский Г.И. Тепловой расчет стационарного котла. Мурманск, 2009.
Марюшин Л.А. Котельные установки и парогенераторы. Москва, 2011, 188 стр.
Соловьев А.А. Котельные установки промышленных предприятий. Часть 1 Мариуполь: ПГТУ, 2005- 105 с.
Шевердяев О.Н. Утилизация золоотходов и снижение выбросов оксидов азота – основа создания экологически чистой ТЭС / О.Н. Шевердяев, О.Н. Кулиш, Н.В. Шевердяева // Промышленная энергетика, 2007, № 2. – с. 44-47.
Белоконь Л.Н. Разработка методики расчета отклонений теплотехнических параметров котлоагрегата от номинальных значений: Дис…канд. техн. наук / Л.Н. Белоконь. – Краснодар, 2005 – 228 с.
Клемин А.И. Некоторые вопросы надежности ядерных реакторов / А.И. Клемин., М.М. Стригулин. – М.: Атомиздат, 1968. – 292 с.
Клемин А.И. Надежность ядерных энергетических установок. Основы расчета / А.И. Клемин. – М., 1987. – 344 с.
Патент 2057165 (RU). МПК С10L9/10, C10L10/00. Присадка к бурым углям для факельного сжигания в топках энергетических котлов // С.А. Иванов, Н.Н. Пуртов, Л.А. Штейн, В.Ф. Бендерский, С.Ф. Мирошников, Д.А. Алексашкин, В.И. Смола. Опубл. 27.03.1996 г. Бюл. 17-2000.
Кузнецов Н.В. Тепловой расчет котельных агрегатов (Нормативный метод). Под ред. Кузнецова Н.В. – М.: Энергия, 1973 – 296 с.
Липов Ю.М. Компоновка и тепловой расчет парового котла: учеб. пособие для вузов / Ю.М. Липов, Ю.Ф. Самойлов, Т.В. Виленский. – М.: Энергоатомиздат, 1988. – 208 с.
Тюлюпов Ю.Ф. Оптимизация технико-экономических мероприятий повышения надежности котельного оборудования ТЭС: Дис…канд. техн. наук / Ю.Ф. Тюлюпов. – Улан-Удэ, 2009.
Резников М.И., Липов Ю.М. Паровые котлы тепловых электростанций: Учебник для вузов. – М.: Энергоатомиздат, 1981 – 240 с.
Теория горения и топочные устройства. Хзмалян Д.М., Каган Я.А. Учеб. пособие для студентов высш. учеб. заведений. – М., «Энергия», 1976. – 488 с.
Инструктивно-методические указания по взиманию платы за загрязнение окружающей природной среды (в ред. Приказа Госкомэкологии РФ от 15.02.2000 № 77).
Семенов Б.А. Оптимизация систем теплоиспользования в системах централизованного теплоснабжения городов: Дисс…докт. техн. наук / Б.А. Семенов. – Саратов: СГТУ, 2002.
Экономика предприятия: Учебник /Под ред. проф. Н.А. Сафронова. – М.: «Юристъ», 1998. – 584 с.
Игонина Л.Л. Инвестиции. Учебник для ВУЗов. Изд. 2-е, перераб., доп. – Изд. Магистр, 2008 г. – 749 с.
В.Н. Гонин. Экономическая оценка инвестиций / Гонин В.Н., Малышев Е.А., Сокол-Номоконова О.В. Учеб. пособ. – Чита: ЧитГУ, 2008 – 194 с.
Технический регламент Таможенного союза "О безопасности оборудования, работающего под избыточным давлением" (ТР ТС 032/2013)

Скачать: sovershenstvovanie-metodov-ispytaniya-oborudovaniya-rabotayuschego-pod-izbytochnym-davleniem.rar

Категория: Дипломные работы / Дипломные Метрология, стандартизация и сертификаци

Уважаемый посетитель, Вы зашли на сайт как незарегистрированный пользователь.
Мы рекомендуем Вам зарегистрироваться либо войти на сайт под своим именем.

Привет студент

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ МЕТОДОВ ИСПЫТАНИЯ ОБОРУДОВАНИЯ, РАБОТАЮЩЕГО ПОД ИЗБЫТОЧНЫМ ДАВЛЕНИЕМ

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ МЕТОДОВ ИСПЫТАНИЯ ОБОРУДОВАНИЯ, РАБОТАЮЩЕГО ПОД ИЗБЫТОЧНЫМ ДАВЛЕНИЕМ

Таблица 1.2

Пределы измерения приборов давления

Предел измерения

Привет студент