Повреждения и ремонт поверхностей нагрева котлов. Ремонтируем варочную панель своими руками

Российское акционерное общество
энергетики и электрификации «ЕЭС РОССИИ»

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
ПО ОРГАНИЗАЦИИ ТЕХНИЧЕСКОГО
ОБСЛУЖИВАНИЯ ПОВЕРХНОСТЕЙ НАГРЕВА КОТЛОВ
ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ

РД 34.26.609-97

Срок действия установлен

с 01.06.98

РАЗРАБОТАНО Департаментом Генеральной инспекции по эксплуатации электростанций и сетей РАО «ЕЭС России»

ИСПОЛНИТЕЛЬ В.К. Паули

СОГЛАСОВАНО с Департаментом науки и техники, Департаментом эксплуатации энергосистем и электростанций, Департаментом технического перевооружения, ремонта и машиностроения «Энергореновация»

УТВЕРЖДЕНО РАО «ЕЭС России» 26.02.97

Вице-президент О.В. Бритвин

Настоящими Методическими указаниями устанавливается порядок организации технического обслуживания поверхностей нагрева котлов тепловых электростанций с целью введения в эксплуатационную практику эффективного малозатратного механизма обеспечения надежности поверхностей нагрева котлов.

I. Общие положения

Эффективный малозатратный механизм обеспечения надежности поверхностей нагрева котлов в первую очередь предполагает исключение отклонений от требований ПТЭ и другой НТД и РД при их эксплуатации, то есть существенное повышение уровня эксплуатации. Другое эффективное направление - это введение в практику эксплуатации котлов системы профилактического технического обслуживания поверхностей нагрева. Необходимость введения такой системы обусловлена рядом причин:

1. После проведения плановых ремонтов в эксплуатации остаются трубы или их участки, которые из-за неудовлетворительных физико-химических свойств или возможного развития дефектов металла попадают в группу «риска», что приводит к их последующему повреждению и остановам котлов. Кроме того, это могут быть проявления недостатков изготовления, монтажа и ремонта.

2. В процессе эксплуатации группа «риска» пополняется за счет недостатков эксплуатации, выраженных нарушениями температурного и водно-химического режимов, а также недостатками в организации защиты металла поверхностей нагрева котлов при длительных простоях из-за несоблюдения требований консервации оборудования.

3. По сложившейся практике на большинстве электростанций при аварийных остановах котлов или энергоблоков из-за повреждений поверхностей нагрева проводится только восстановление (или отглушение) поврежденного участка и устранение сопутствующих дефектов, а также дефектов на других участках оборудования, которые препятствуют пуску или нормальной дальнейшей эксплуатации. Такой подход, как правило, приводит к тому, что повреждения повторяются и происходят аварийные или неплановые остановы котлов (энергоблоков). В то же время с целью поддержания надежности поверхностей нагрева на допустимом уровне в плановые ремонты котлов выполняются специальные меры, включающие в себя: замену в целом отдельных поверхностей нагрева, замену их блоков (участков), замену отдельных элементов (труб или участков труб).

При этом используются различные методы расчета ресурса металла труб, по которым планируется их замена, однако в большинстве случаев основными критериями замены является не состояние металла, а частота повреждений, приходящихся на одну поверхность. Такой подход приводит к тому, что в ряде случаев происходит необоснованная замена металла, который по своим физико-химическим свойствам соответствует требованиям длительной прочности и мог бы еще оставаться в эксплуатации. А так как причина ранних повреждений в большинстве случаев остается неустановленной, то она снова примерно через такой же период эксплуатации проявляется и вновь ставит задачи замены тех же поверхностей нагрева.

Этого можно избежать, если комплексно применить методологию технического обслуживания поверхностей нагрева котлов, которая должна включать в себя следующие постоянно используемые составляющие:

1. Учет и накопление статистики повреждаемости.

2. Анализ причин и их классификация.

3. Прогнозирование предполагаемых повреждений на основе статистико-аналитического подхода.

4. Дефектация инструментальными методами диагностики.

5. Составление ведомостей объемов работ на ожидаемый аварийный, неплановый или плановый кратковременный останов котла (энергоблока) для текущего ремонта второй категории.

6. Организация подготовительных работ и входной контроль основных и вспомогательных материалов.

8. Контроль за проведением и приемка поверхностей нагрева после выполнения ремонтных работ.

9. Контроль (мониторинг) за эксплуатационными нарушениями, разработка и принятие мер по их предотвращению, совершенствование организации эксплуатации.

В той или иной степени поэлементно все составляющие методологии технического обслуживания на электростанциях используются, однако комплексного применения в достаточной степени еще нет. В лучшем случае производится серьезная выбраковка при проведении плановых ремонтов. Однако практика показывает необходимость и целесообразность введения системы профилактического технического обслуживания поверхностей нагрева котлов в межремонтный период. Это позволит в самый короткий срок существенно повысить их надежность при минимальных затратах средств, труда и металла.

Согласно основным положениям «Правил организации технического обслуживания и ремонта оборудования, зданий и сооружений электростанций и сетей» (РДПр 34-38-030-92) техническое обслуживание и ремонт предусматривают выполнение комплекса работ, направленного на обеспечение исправного состояния оборудования, надежной и экономичной его эксплуатации, проводимых с определенной периодичностью и последовательностью, при оптимальных трудовых и материальных затратах. При этом техническое обслуживание действующего оборудования электростанций рассматривается как выполнение комплекса мероприятий (осмотр, контроль, смазка, регулировка и т.п.), не требующих вывода его в текущий ремонт. В то же время в ремонтном цикле предусматривается Т2 - текущий ремонт второй категории с кратковременным плановым остановом котла или энергоблока. Количество, сроки и продолжительность остановов для Т2 планируются электростанциями в пределах норматива на Т2, который составляет 8 - 12 дополнительных суток (по частям) в год в зависимости от типа оборудования.

В принципе Т2 - это время, предоставляемое электростанции в межремонтный период для устранения накапливающихся в процессе эксплуатации мелких неисправностей. Но при этом, понятно, должно проводиться и техническое обслуживание ряда ответственных или «проблемных», имеющих сниженную надежность, узлов. Однако на практике из-за стремления обеспечить выполнение заданий по рабочей мощности в подавляющем большинстве случаев лимит Т2 оказывается исчерпан неплановыми остановами, при которых прежде всего ремонтируется поврежденный элемент и устраняются дефекты, препятствующие пуску и дальнейшей нормальной эксплуатации. Для целевого технического обслуживания времени не остается и не всегда готовятся и имеются ресурсы.

Сложившееся положение можно исправить, если принять как аксиому и использовать в практике следующие выводы:

Поверхности нагрева, как важный элемент, определяющий надежность котла (энергоблока), нуждаются в профилактическом техническом обслуживании;

Планирование работ должно производиться не только под зафиксированную в годовом графике дату, но и под факт непланового (аварийного) останова котла или энергоблока;

Регламент технического обслуживания поверхностей нагрева и объем предстоящих работ должен быть предопределен и доведен до всех исполнителей заранее не только до даты ожидаемого по плану останова, но и аналогично заблаговременно к любому возможному ближайшему аварийному (неплановому) останову;

Независимо от формы останова должен быть предопределен сценарий совмещения ремонтно-восстановительных, профилактических и диагностических работ.

II. Система статистического контроля надежности поверхностей нагрева котлов ТЭС

В управлении надежностью энергетического оборудования (в данном случае котлов) статистика повреждаемости играет существенную роль, так как позволяет получить всестороннюю характеристику надежности объекта.

Использование статистического подхода проявляется уже на первом этапе планирования мероприятий, направленных на повышение надежности поверхностей нагрева. Здесь статистика повреждаемости выполняет задачу прогнозирования критического момента как одного из признаков, определяющих необходимость принятия решения на замену поверхности нагрева. Однако анализ показывает, что упрощенный подход к определению критического момента статистики повреждаемости зачастую приводит к необоснованным заменам труб поверхностей нагрева, которые еще не исчерпали свой ресурс.

Поэтому важной частью всего комплекса задач, входящих в систему профилактического технического обслуживания, является составление оптимального объема конкретных работ, направленных на исключение повреждений поверхностей нагрева в условиях нормальной регламентной эксплуатации. Ценность технических средств диагностики несомненна, однако на первом этапе более целесообразен статистико-аналитический подход, который позволяет определить (очертить) границы и зоны повреждаемости и тем самым свести до минимума затраты средств и ресурсов на следующих этапах дефектации и профилактических превентивных замен труб поверхностей нагрева.

Для повышения экономической эффективности планирования объемов замены поверхностей нагрева необходимо учитывать основную цель статистического метода - повышение обоснованности выводов за счет использования вероятностной логики и факторного анализа, которые на основе совмещения пространственных и временных данных позволяют построить методологию повышения объективности определения критического момента на основании статистически связанных признаков и факторов, скрытых от непосредственного наблюдения. С помощью факторного анализа должна не просто устанавливаться связь событий (повреждений) и факторов (причин), но и определяться мера этой связи и выявляться основные факторы, лежащие в основе изменений надежности.

Для поверхностей нагрева важность этого вывода обусловлена тем, что причины повреждаемости действительно носят многофакторную природу и большое количество классификационных признаков. Поэтому уровень применяемой статистической методологии должны определять многофакторность, охват количественных и качественных показателей и постановка задач под желаемые (ожидаемые) результаты.

Прежде всего надежность следует представить в виде двух составляющих:

конструкционная надежность, определяемая качеством проектирования и изготовления, и эксплуатационная надежность, определяемая условиями эксплуатации котла в целом. Соответственно и статистика повреждаемости должна исходить также из двух составляющих:

Статистика первого рода - изучение опыта эксплуатации (повреждаемости) однотипных котлов других электростанций для представления очаговых зон на подобных котлах, что позволит отчетливо вычленить конструктивные недостатки. И в то же время это даст возможность увидеть и очертить для собственных котлов вероятностные очаговые зоны повреждаемости, по которым затем целесообразно «пройтись», наряду с визуальной дефектацией, средствами технической диагностики;

Статистика второго рода - обеспечение учета повреждений на собственных котлах. При этом целесообразно вести фиксированный учет повреждаемости на вновь устанавливаемых участках труб или участках поверхностей нагрева, который поможет выявить скрытые причины, приводящие к повторению повреждения через сравнительно короткое время.

Ведение статистики первого и второго рода обеспечит нахождение зон целесообразности применения средств технической диагностики и превентивной замены участков поверхностей нагрева. При этом необходимо вести также и целевую статистику - учет мест, отдефектованных визуально и средствами инструментальной и технической диагностики.

Методология использования статистических методов выделяет в себе следующие направления:

Описательная статистика, включающая в себя группировку, графическое представление, качественное и количественное описание данных;

Теория статистического вывода, используемая в исследованиях для предсказания результатов по данным обследования;

Теория планирования эксперимента, служащая для обнаружения причинных связей между переменными состояния исследуемого объекта на основе факторного анализа.

На каждой электростанции статистические наблюдения должны вестись по специальной программе, представляющей собой систему статистического контроля надежности - ССКН. В программе должны содержаться конкретные вопросы, на которые необходимо дать ответ в статистическом формуляре, а также обосновываются вид и метод проведения наблюдения.

Программа, характеризующая главную цель статистического исследования, должна носить комплексный характер.

Статистическая система контроля надежности должна включать в себя процесс накопления сведений о повреждениях, их систематизацию и нанесение на формуляры поверхностей нагрева, которые заведены независимо от ремонтных формуляров для имеющих повреждаемость поверхностей. В приложениях и для примера приведены формуляры конвективного и ширмового пароперегревателей. Формуляр представляет собой вид по развернутой части поверхности нагрева, на которой отмечается место повреждения (х) и ставится индекс, например 4-1, где первая цифра означает порядковый номер события, вторая цифра для конвективного пароперегревателя номер трубы в рядах при счете сверху, для ширмового пароперегревателя - номер ширмы по установленной для данного котла системе нумерации. В формуляре предусмотрена графа идентификации причин, куда вносятся результаты расследования (анализа) и графа мероприятий, направленных на предотвращение повреждений.

Использование средств вычислительной техники (персональных компьютеров, объединенных в локальную сеть) значительно повышает эффективность системы статистического контроля надежности поверхностей нагрева. При разработке алгоритмов и компьютерных программ ССКН целесообразно ориентироваться на последующее создание на каждой электростанции комплексной информационно-экспертной системы «Надежность поверхностей нагрева котлов».

Позитивные результаты статистико-аналитического подхода к дефектации и определению мест предполагаемых повреждений поверхностей нагрева заключаются в том, что статистический контроль позволяет определить очаги повреждений, а факторный анализ позволяет увязать их с причинами.

При этом надо учитывать, что метод факторного анализа имеет определенные слабые стороны, в частности, отсутствует однозначное математическое решение проблемы факторных нагрузок, т.е. влияния отдельных факторов на изменения различных переменных состояния объекта.

Это можно представить в виде примера: допустим, определили остаточный ресурс металла, т.е. имеем данные по математическому ожиданию повреждаемости, которое может быть выражено значением времени Т . Однако из-за случившихся или постоянно имеющих место нарушений условий эксплуатации, т.е. создания условий «риска» (например, нарушение водно-химического или температурного режима и т.п.), повреждения начинаются через время t , значительно меньшее по сравнению с ожидаемым (расчетно полученным).

Поэтому основная цель статистико-аналитического подхода заключается прежде всего в том, чтобы при сложившемся уровне повреждаемости в условиях существующего эксплуатационного и ремонтного обслуживания обеспечить реализацию программы профилактического технического обслуживания поверхностей нагрева котлов на основании обоснованной информации и экономически целесообразной базы для принятия решений.

III. Организация расследования причин повреждений (повреждаемости) поверхностей нагрева котлов ТЭС

Важной частью организации системы профилактического технического обслуживания поверхностей нагрева котлов является расследование причин повреждений, которое должно проводиться специальной профессиональной комиссией, утвержденной приказом по электростанции под председательством главного инженера. В принципе, комиссия к каждому случаю повреждения поверхности нагрева должна подходить как к чрезвычайному событию, сигнализирующему о недостатках в технической политике, проводимой на электростанции, о недостатках в управлении надежностью энергетического объекта и его оборудования.

В состав комиссии включаются: заместители главного инженера по ремонту и по эксплуатации, начальник котлотурбинного (котельного) цеха, начальник химического цеха, начальник лаборатории металлов, начальник ремонтного подразделения, начальник отдела планирования и подготовки ремонта, начальник цеха (группы) наладки и испытаний, начальник цеха тепловой автоматики и измерений и инспектор по эксплуатации (в отсутствие первых лиц в работе комиссии участвуют их заместители).

В своей работе комиссия руководствуется накопленным статистическим материалом, выводами факторного анализа, результатами идентификации повреждений, заключениями специалистов-металловедов, данными, полученными при визуальном осмотре и результатами дефектации средствами технической диагностики.

Основной задачей назначенной комиссии является расследование каждого случая повреждения поверхностей нагрева котла, составление и организация выполнения объема превентивных мер по каждому конкретному случаю и разработка мероприятий по предотвращению повреждений (согласно разделу формы акта расследования), а также организация и контроль за их исполнением. С целью повышения качества расследования причин повреждаемости поверхностей нагрева котлов и их учета в соответствии с изменением № 4 к Инструкции по расследованию и учету технологических нарушений в работе электростанций, сетей и энергосистем (РД 34.20.101-93) расследованию подлежат разрывы и свищи поверхностей нагрева, происшедшие или выявленные во время работы, простоя, ремонта, опробования, профилактических осмотров и испытаний независимо от времени и способа их выявления.

Одновременно эта комиссия является экспертным советом электростанции по проблеме «Надежность поверхностей нагрева котлов». Члены комиссии обязаны изучать и пропагандировать среди подчиненных им инженерно-технических работников публикации, нормативно-техническую и распорядительную документацию, научно-технические разработки и передовой опыт, направленные на повышение надежности котлов. В задачу комиссии также входит обеспечение выполнения требований «Экспертной системы контроля и оценки условий эксплуатации котлов ТЭС» и устранение выявленных замечаний, а также составление долговременных программ повышения надежности, организация их исполнения и контроль.

IV. Планирование превентивных мер

Существенную роль в системе профилактического технического обслуживания играет:

1. Планирование оптимального (для кратковременного останова) объема превентивных мер в очаговых зонах (зонах риска), определенных статистической системой контроля надежности, который может включать в себя: замену прямых участков труб, переварку или усиление контактных и композитных стыков, переварку или усиление угловых стыков, замену гибов, замену участков в местах жестких креплений (сухарей), замены целых участков, восстановление ранее отглушенных труб и змеевиков и т.п.

2. Устранение повреждений, которые вызвали аварийный (неплановый) останов, или повреждений, выявленных во время и после останова котла.

3. Дефектация (визуальная и средствами технической диагностики), которая выявляет ряд дефектов и формирует определенный дополнительный объем, который должен разбиваться на три составляющие части:

а) дефекты, подлежащие устранению в предстоящий (ожидаемый), плановый или аварийный останов;

б) дефекты, требующие дополнительной подготовки, если они не вызывают близкой опасности возникновения повреждения (довольно условная оценка, необходимо оценивать с учетом профессиональной интуиции и известных методов оценки скорости развития дефекта), включаются в объем работ на следующий ближайший останов;

в) дефекты, которые не приведут к повреждениям в межремонтный период, но обязательно должны быть устранены в ближайшую ремонтную кампанию, включаются в объемы работ на предстоящий текущий или капитальный ремонт.

Наиболее распространенным инструментальным средством дефектации труб поверхностей нагрева становится метод диагностики, основанный на использовании магнитной памяти металла, который уже показал себя в качестве эффективного и простого средства выявления (отбраковки) труб и змеевиков, входящих в «группу риска». Так как при этом виде диагностики не требуется специальной подготовки поверхностей нагрева, он стал привлекать эксплуатационников и широко входить в практику.

Наличие в металле труб трещин, зарождающихся в местах повреждения окалины, выявляется также средствами ультразвукового контроля. Ультразвуковые толщиномеры позволяют своевременно обнаружить опасное утонение стенки металла труб. В определении степени воздействия на наружную стенку металла труб (коррозия, эрозия, абразивный износ, наклеп, окалинообразование и т.п.) существенную роль играет визуальная дефектация.

Наиболее важной частью этого этапа является определение количественных показателей, на которые необходимо ориентироваться при составлении объема на каждый конкретный останов: времени простоя и стоимости затрат на выполнение работ. Здесь необходимо прежде всего преодолеть ряд сдерживающих причин, которые в той или иной степени имеют место в реальной практической деятельности:

Психологический барьер у руководителей электростанций и начальников цехов, воспитанных в духе необходимости срочного возврата котла или энергоблока в работу, вместо того чтобы использовать этот аварийный или неплановый останов в достаточной для обеспечения надежности поверхностей нагрева степени;

Психологический барьер технических руководителей, не позволяющий развернуть объемную программу в короткий промежуток времени;

Неумение обеспечить мотивацию как собственного персонала, так и персонала подрядных организаций;

Недостатки в организации подготовительных работ;

Низкая коммуникабельность руководителей смежно взаимосвязанных подразделений;

Недостаток уверенности в возможности преодоления проблемы повреждаемости поверхностей нагрева превентивными мерами;

Недостаток организационных навыков и волевых качеств или квалификации у технических руководителей (главных инженеров, их заместителей и начальников подразделений).

Это дает возможность вести планирование физических объемов работ для котлов с повышенной повреждаемостью поверхностей нагрева под максимальную возможность их выполнения, учитывающую длительность останова, сменность и обеспечение условий безопасного совмещения работ.

Включение в систему профилактического технического обслуживания поверхностей нагрева котлов входного, текущего контроля и контроля качества выполненных ремонтных работ существенно повысит качество выполняемых профилактических и аварийно-восстановительных работ. Анализ причин повреждений показывает ряд существенных распространенных при выполнении ремонтных работ нарушений, наиболее значимые из которых по своим последствиям:

Входной контроль основных и сварочных материалов проводится с отступлениями от требований п. 3.3 и 3.4 Руководящего документа по сварке, термообработке и контролю трубных систем котлов и трубопроводов при монтаже и ремонте оборудования электростанций (РТМ-1с-93);

В нарушение требований п. 16.7 РТМ-1с-93 не выполняется контроль прогонкой шаром с целью проверки обеспечения заданного проходного сечения в сварных соединениях труб поверхностей нагрева;

В нарушение требований п. 3.1 РТМ-1с-93 к работе на поверхностях нагрева допускаются сварщики, не аттестованные на этот вид работ;

В нарушение требований п. 6.1 РТМ-1с-93 при аварийно-восстановительных работах корневой слой сварного шва выполняется ручной дуговой сваркой покрытыми электродами вместо аргоно-дуговой сварки. Подобные нарушения выявляются на ряде электростанций и при плановых ремонтах;

В нарушение требований п. 5.1 Руководства по ремонту котельного оборудования электростанций (технология и технические условия ремонта поверхностей нагрева котельных агрегатов) вырезка дефектных труб или их участков производится средствами огневой резки, а не механическим способом.

Все эти требования должны быть четко обозначены в местных инструкциях по ремонту и техническому обслуживанию поверхностей нагрева.

В программе превентивных мер следует предусматривать при замене участков труб или участков поверхностей нагрева в «зонах риска» использование марок сталей высшего класса по сравнению с установленными, так как это позволит в значительной степени повысить ресурс работы металла в зоне повышенной повреждаемости и выровнять ресурс поверхности нагрева в целом. Например, использование жаропрочных аустенитных хромомарганцевых сталей (ДИ-59), отличающихся большей стойкостью к окалинообразованию, наряду с повышением надежности пароперегревателей позволит ослабить процесс абразивного износа элементов проточной части турбин.

V. Профилактические и предупредительные меры

Объем профилактических работ, выполняемых в кратковременный плановый для Т2 или аварийный останов не должен замыкаться только собственно на поверхности нагрева котла. Одновременно должно производиться выявление и устранение дефектов, напрямую или косвенно влияющих на надежность поверхностей нагрева.

В это время необходимо, максимально используя представленную возможность, провести комплекс проверочных мероприятий и конкретных мер, направленных на ликвидацию негативных технологических проявлений, снижающих надежность поверхностей нагрева. Исходя из состояния оборудования, уровня эксплуатации, технологических и конструктивных особенностей, для каждой электростанции перечень этих действий может быть свой, однако обязательными должны являться следующие работы:

1. Определение плотности трубной системы конденсатора и сетевых подогревателей с целью обнаружения и устранения мест попадания в конденсатный тракт сырой воды. Проверка плотности вакуумных гидрозатворов.

2. Проверка плотности арматуры на байпасе блочной обессоливающей установки. Контроль исправности устройств, препятствующих выносу фильтрующих материалов в тракт. Контроль фильтрующих материалов на замасливание. Проверка наличия масляной пленки на поверхности воды в баке нижних точек.

3. Обеспечение готовности подогревателей высокого давления к своевременному включению при пуске энергоблока (котла).

4. Устранение дефектов на пробоотборных устройствах и устройствах подготовки пробы конденсата, питательной воды и пара.

5. Устранение дефектов температурного контроля металла поверхностей нагрева, среды по тракту и газов в поворотной камере котла.

6. Устранение дефектов систем автоматического регулирования процесса горения и температурного режима. При необходимости улучшение характеристик регуляторов впрысков, питания котла и топлива.

7. Осмотр и устранение дефектов на системах пылеприготовления и пылеподачи. Осмотр и устранение прогаров на насадках газовых горелок. Подготовка к предстоящей растопке оттарированных на стенде мазутных форсунок.

8. Выполнение работ, направленных на снижение пароводяных потерь, снижение присосов воздуха в вакуумную систему, снижение присосов воздуха в топку и газовый тракт котлов, работающих под разряжением.

9. Осмотр и устранение дефектов обмуровки и обшивы котла, креплений поверхностей нагрева. Рихтовка поверхностей нагрева и устранение защемлений. Осмотр и устранение дефектов на элементах систем обдувки и дробеочистки поверхностей нагрева.

10. Для барабанных котлов, кроме того должно производиться:

Устранение нарушений в работе внутрибарабанных сепарационных устройств, которые могут приводить к уносу капель котловой воды с паром;

Устранение неплотностей конденсаторов собственного конденсата;

Подготовка условий, обеспечивающих подпитку котлов только обессоленной водой (ужесточение требования п. 1.5 Методических указаний по коррекционной обработке барабанных котлов давлением 3,9 - 13,8 МПа: РД 34.37.522-88);

Организация подачи фосфатов по индивидуальной схеме с целью обеспечения качества коррекционной обработки котловой воды (ужесточение требований п. 3.3.2 в РД 34.37.522-88 в связи с тем, что базовый режим однотипных котлов, как правило, не обеспечивается);

Обеспечение исправности продувочных устройств.

11. Подготовка условий, обеспечивающих заполнение котлов для опрессовки и последующей растопки только обессоленной водой или конденсатом турбин. Перед растопкой барабанные котлы и прямоточные котлы, эксплуатируемые на гидразинном и гидразинно-аммиачном режимах, должны заполняться только деаэрированной водой. С целью удаления неконденсирующихся газов, способствующих образованию коррозионно-агрессивных примесей, заполнение перед растопкой прямоточных котлов, эксплуатируемых на нейтрально-кислородном и кислородно-аммиачном режимах, должно производиться в режиме деаэрации (ужесточение требований п. 4.3.5 ПТЭ).

12. При наружной водной отмывке поверхностей нагрева, используемой для подготовки их к ремонту, необходимо производить последующую сушку котла с целью предотвращения коррозии металла наружной поверхности труб. При наличии на электростанции газа, сушка производится растопкой котла на газе (на 1 - 2 часа), при отсутствии газа - тяго-дутьевыми механизмами при включении калориферов котла.

13. Важную роль в обеспечении надежности поверхностей нагрева котлов играет метрологическое обеспечение - калибровка средств измерений температуры среды по тракту, металла поверхностей нагрева и газов в поворотной камере. Калибровка перечисленных средств измерений (термопар, измерительных каналов и вторичных приборов, в том числе входящих в систему АСУ ТП) должна производиться по графику калибровки в соответствии с пп. 1.9.11. и 1.9.14 ПТЭ. Если эти требования ранее не выполнялись, то необходимо в остановы котлов (энергоблоков) проводить поэтапную калибровку измерительных средств перечисленных параметров, так как даже незначительные погрешности в сторону занижения показаний существенно влияют на снижение ресурса металла и, соответственно, снижают надежность поверхностей нагрева.

VI. Выводы

1. Серьезные финансовые затруднения всех электростанций отрасли не позволяют в достаточной степени решать вопросы своевременного воспроизводства основных фондов, важной задачей эксплуатационников становится целенаправленный поиск возможностей и методов сохранения ресурса и обеспечения надежной работы энергетического оборудования. Реальная оценка ситуации на электростанциях отрасли показывает, что далеко не все резервы и возможности в этом направлении исчерпаны. А внедрение в эксплуатационную практику комплексной системы профилактического технического обслуживания, вне всякого сомнения, позволит существенно снизить ремонтно-эксплуатационные затраты на производство электрической и тепловой энергии и обеспечить надежность поверхностей нагрева котлов ТЭС.

2. Наряду с выявлением и устранением повреждений труб поверхностей нагрева и предупреждающей превентивной заменой зон «риска», выявленных на основании статистико-аналитического подхода и дефектации (визуальной и инструментальной), в системе профилактического технического обслуживания значительная роль должна отводиться исключению (смягчению) негативных проявлений от недостатков организации эксплуатации. Поэтому программа профилактического технического обслуживания поверхностей нагрева котлов должна строиться по двум параллельным направлениям (приложение ):

Обеспечение текущей (немедленной) надежности поверхностей нагрева котлов;

Создание условий, обеспечивающих длительную (перспективную) надежность (увеличение ресурса) поверхностей нагрева котлов.

3. В организации комплексной системы профилактического технического обслуживания поверхностей нагрева ведущее значение имеют знания в этой области руководителей, главных специалистов и инженерно-технических работников. Для расширения кругозора и учета в практической деятельности отраслевого опыта по обеспечению надежности поверхностей нагрева котлов целесообразно на каждой электростанции составить подборку материалов по проблеме и организовать их изучение соответствующим персоналом.

ПРИЛОЖЕНИЕ 1

Рис. 1. Формуляр повреждений КПП ВД котел № 1, нитка - А	Результаты расследования (идентификации) повреждений 1. Дата. Позиция № 1-2. Бездеформационный разрыв прямого участка трубы из стали 12Х18Н12Т, раскрытие по верхней образующей вдоль трубы. Исследование вырезанного вблизи от места повреждения образца показало, что структура стали соответствует требованиям ТУ, но на внутренней поверхности отчетливо видны повреждения окалины с образованием продольных трещин, переходящих в металл. 2. Дата. Позиция № 2-1. Бездеформационный разрыв прямого участка трубы из стали 12Х18Н12Т, раскрытие по верхней образующей трубы. В зоне повреждения и на соседних трубах отчетливо видны следы наклепа и износа дробью. Металлографический анализ показал, что причиной разрыва трубы из аустенитной стали явился интенсивный наклеп дробью из-за отрыва рассекателя устройства верхнего заброса дроби. 3. Дата. Позиция № 3-6. Бездеформационный разрыв на нижней образующей трубы из стали 12Х1МФ. Исследование поврежденного участка показало значительную язвенную коррозию по нижней образующей внутренней поверхности трубы из-за неудовлетворительной сухой консервации при остановах котлоагрегата, усугубленной провисом змеевика из-за износа «петушков» подвесной системы.	1. При каждом останове проводить поэтапный магнитный контроль труб выходных участков змеевиков. Отдефектованные трубы включать в ведомости технического обслуживания на каждый останов котлоагрегата. Разработать программу повышения качества оксидной защитной пленки: повышение качества водного и температурного режимов, освоение пароводокислородной обработки и пр. 2. С целью предотвращения повреждения аустенитных труб из-за интенсивного наклепа дробью при отрыве рассекателя остановки верхнего заброса обязать персонал перед проведением дробеочистки производить проверку исправности дробеметов (указания в инструкции вносятся в зависимости от конструкции, если она не позволяет, то проверяет ремонтный персонал при остановах). 3. В остановы котлоагрегатов осуществлять осмотр и восстановление креплений змеевиков пароперегревателя на подвесной системе заменой участков труб подвесной системы с «петушками» (стыки делаются выше и ниже пароперегревателя). Повысить качество «вакуумной сушки». Продумать целесообразность внедрения ПВКО.
	4. Дата. Позиция № 4-4. Разрыв трубы из стали 12Х1МФ в месте прохода через обмуровку между конвективной частью и «теплым ящиком». В месте разрыва значительная наружная коррозия металла. Причина повреждения: воздействие стояночной коррозии серной кислотой, образовывающейся при водных отмывках конвективной шахты перед выводом котла в плановые ремонты.	4. С целью исключения наружной коррозии труб в местах прохода через обмуровку серной кислотой, образующейся при наружных отмывках поверхностей нагрева, ввести практику просушивания котла после каждой такой отмывки растопкой его на газе или горячим воздухом дутьевых вентиляторов при включенных калориферах.
	5. Дата. Позиция № 5-2. Продольный разрыв по наружной образующей гиба («калача»). Металлографический анализ показал, что при ремонте (дата) был установлен гиб, не прошедший аустенизацию после изготовления ремонтным персоналом (аналогичные нарушения могут быть и по вине заводов-изготовителей). 6. Дата. Позиция № 6-1. Деформационный (пластичный) разрыв в районе контактного стыка. Металлографический анализ металла дефектного участка показал исчерпание ресурса длительной прочности в зоне термовлияния. Металлографический анализ металла дефектного участка показал исчерпание ресурса длительной прочности в зоне термовлияния. Металлографический анализ металла трубы на расстоянии один метр от места повреждения показал, что структура металла также не соответствует требованиям длительной прочности по ТУ. Данный змеевик расположен в разреженной части перегревательной поверхности, обусловленной недостатками конструкции в зоне стыка на коллекторе.	5. Повысить качество входного контроля поставляемых с завода изделий. Не допускать установку гибов, не прошедших аустенизацию. Произвести проверку ремонтной документации, выявить всю партию неаустенизированных гибов и заменить в ближайшие остановы (или при ремонте). 6. Провести магнитный контроль труб, расположенных в разреженной части, по результатам дефектации произвести в первую очередь замену труб, подверженных максимальному влиянию температур, превышающих допустимый уровень. Остальные трубы зоны «газового коридора» заменить в ближайший плановый ремонт. Изучить опыт родственных электростанций и запросить завод-изготовитель о предоставлении информации по возможности реконструкции разреженной части в зонах стыков на коллекторах.
	7. Дата. Позиция № 7-3. Повреждение композитного сварного стыка. Расследование показало наличие защемления трубы в месте ее прохода через перегородку между конвективной шахтой и «теплым ящиком», вызванного «наплывами» бетона.	7. Произвести осмотр всех мест прохода труб пароперегревателя через обмуровку, обнаруженные места защемлений очистить. Повысить качество обмуровочных работ, обеспечить необходимый контроль при приемке.

ПРИЛОЖЕНИЕ 2

	Результаты расследования (идентификации) повреждений 1. Дата. Позиция № 1-2. Деформационный (пластичный) разрыв прямого участка трубы. Металлографический анализ показал, что металл не соответствует требованиям ТУ из-за кратковременного перегрева. Отрезанный от коллекторов змеевик проверен прогонкой шара, который застрял в стыке поз. - а). Исследование стыка показало, что сварка стыка производилась при аварийном ремонте (дата) с нарушениями требований РТМ-1с-93 с - корневой слой стыка вместо аргоно-дуговой сварки неплавящимся электродом был выполнен электродуговой сваркой покрытыми электродами, что привело к наличию провисов и наплывов, перекрывших сечение и приведших к перегреву металла.	Мероприятия по предотвращению повреждений 1. Установить порядок строгого соблюдения при ремонте поверхностей нагрева параграфа 6.1 РТМ-1с-93 , который требует корневой слой сварного шва труб поверхностей нагрева выполнять только аргоно-дуговой сваркой неплавящимся электродом. К ремонту поверхностей нагрева допускать только обученных этому виду сварки и прошедших аттестацию сварщиков. Обязать сварщиков производить осмотр корневого слоя перед полной проваркой стыка. Лаборатории металлов и котлотурбинному (котельному) цеху при всех ремонтах осуществлять выборочный контроль.
Рис. 2. Формуляр повреждений ШПП. котлоагрегатов тепловых электростанций котел № 2, нитка - А	2. Дата. Позиция № 2-6. Свищ в угловом стыке в месте приварки змеевика к коллектору. Визуальный осмотр показал низкое качество сварки (наплывы, непровары, подрезы), выполненной при ремонте (дата). Проверка сварочной документации показала, что работа выполнялась сварщиком, не имеющим допуска к этому виду работ. При контроле не были обнаружены явно видимые дефекты сварки.	2. Произвести по ремонтной сварочной документации выявление всех стыков, выполненных этим сварщиком. Провести выборочный контроль качества других стыков, при неудовлетворительных результатах переварить все стыки. К сварочным работам на поверхностях нагрева допускать только аттестованных на этот вид работ сварщиков.
	3. Дата. Позиция № 3-4. Разрыв на прямом участке трубы на расстоянии одного метра от потолка (в зоне максимального перегрева) выходной части змеевика. Отрезанный от коллектора змеевик проверен прогонкой шара, который застрял в гибе поз. - б). Внутренний осмотр показал наличие на выпуклой образующей внутренней стенки гиба наплывов металла и сварочного грата. Анализ ремонтной документации показал, что в предыдущий плановый ремонт на этом змеевике производилась вырезка образца для металлографического исследования. Вырезка образца производилась с нарушением технологии - вместо механического способа использовалась огневая резка, что и привело к частичному перекрытию сечения трубы и последующему ее перегреву.	3. Провести инструктаж и обучение сварщиков, выполняющих работы на поверхностях нагрева котлоагрегатов, порядку вырезки дефектных труб или их участков только средствами механической резки. Огневая резка может допускаться в виде исключения только в тесных и неудобных местах, а также в тех случаях, когда расположенные ниже участки трубы или змеевика удаляются. По ремонтной документации и опросом участников работ выявить все места, где работа производилась с подобными нарушениями. Произвести магнитный контроль этих труб с целью выявления наличия перегрева. При обнаружении труб «риска» их заменить.
	4. Дата. Позиция № 4-2. Деформационный (пластичный) разрыв на прямом участке трубы выходной части змеевика на расстоянии одного метра от потолка. При выяснении причины разрыва выявлена продольная трещина (свищ) в месте приварки "сухаря" поз. - в), что из-за сокращения расхода пара в змеевике после зоны свища привело к перегреву и повреждению металла выходного участка в зоне максимальных температур.	4. Учитывая, что появление трещин в местах приварки "сухарей" на ширмах этого котла участились, а металл змеевиков соответствует требованиям длительной прочности, целесообразно в ближайший плановый ремонт произвести замену участков труб в местах жесткого крепления "сухарями". С целью повышения надежности узла рассмотреть целесообразность его реконструкции.
	5. Дата. Позиция № 5-3. Продольная трещина на гибе в зоне максимального тепловосприятия стенки трубы. Визуальный осмотр и металлографический анализ металла показали признаки высокотемпературной газовой коррозии. Осмотр соседних ширм показал наличие газовой коррозии и на них, что является характерным признаком неудовлетворительного топочного режима в условиях недостаточной оснащенности автоматизированным температурным контролем.	5. С целью снижения влияния высокотемпературной газовой коррозии на лобовые участки ширм провести анализ состояния топочного режима при переходных и стационарных режимах, усилить контроль за соблюдением персоналом требований режимных карт. Систематически (ежесуточно) контролировать по диаграммам фактические температуры металла. Дооснастить термоконтроль ширм.

ПРИЛОЖЕНИЕ 3

ПРОГРАММА ПРОФИЛАКТИЧЕСКОГО ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ ПОВЕРХНОСТЕЙ НАГРЕВА КОТЛОВ ТЭС

АЛГОРИТМ ОРГАНИЗАЦИИ ПРОФИЛАКТИЧЕСКОГО ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ ПОВЕРХНОСТЕЙНАГРЕВА КОТЛОВ
СТАТИСТИКО-АНАЛИТИЧЕСКИЙ ПРОЦЕСС Учет и нанесение на формуляры мест повреждений и зон «риска»
ФАКТОРНЫЙ АНАЛИЗ, ИДЕНТИФИКАЦИЯ ПОВРЕЖДЕНИЙ МЕТАЛЛА ТРУБ Анализ повреждений металла и определение вызвавших их причин
ТАКТИЧЕСКОЕ НАПРАВЛЕНИЕ ОБЕС ПЕЧЕНИЯ ТЕКУЩЕЙ НАДЕЖНОСТИ (НЕМЕДЛЕННОЙ)					СТРАТЕГИЧЕСКОЕ НАПРАВЛЕНИЕ ОБЕСПЕЧЕНИЯ ДЛИТЕЛЬНОЙ НАДЕЖНОСТИ (ПЕРСПЕКТИВНОЙ)
Составление ведомостей объема работ на ожидаемый аварийный, неплановый останов или на плановый останов-Т2 котла или энергоблока с учетом прогнозирования предполагаемых повреждений на основе статистико-аналитического подхода					Контроль за эксплуатационными наруше ниями, разработка и принятие мер по их предотвращению. Совершенствование ор ганизации эксплуатации
Организация подготовительных работ и входной контроль основных и сварочных материалов					Регулярное (через полгода) выполнение требований программы «Экспертной системы контроля и оценки условий эксплуатации котлов»
Ожидание аварийного (непланового) оста нова или планового останова котла (энергоблока) на Т2					Разработка и утверждение мероприятий по направлениям «Экспертной системы…», которые оценены ниже 0,8. Организация их выполнения
Останов котла (энергоблока) При останове из-за обнаружения повреждения на поверхности нагрева или, если повреждение было выявлено после останова, организуется работа комиссии по расследованию причины					Формирование и привитие единой идеологии необходимости снижения общего числа остановов котлов (энергоблоков) с целью исключения факторов «риска» для металла в переходных режимах
Организация и проведение намеченных работ по восстановительному ремонту, превентивной замене участков поверхностей нагрева, профилактической диагностике и дефектации визуальными и инструментальными методами					Формирование концепции «щадящей» эксплуатации котлов (энергоблоков): Исключение из регламента пусков практики «подхватов», Сведение к минимуму числа гидравлических опрессовок пароводяного тракта,
					Исключение из практики форсированных
Контроль за проведением работ, приемка поверхностей нагрева после выполнения работ. Оформление ремонтной документации и результатов диагностики металла в зонах «риска». Подготовка ведомости объема превентивной заменыи дефектации на следующий останов котла					(с целью ускорения допуска) расхолаживаний тракта котла водой, Полная автоматизация ведения температурного режима, Внедрение химико-технологического мониторинга
Выявление и устранение факторов, напрямую и косвенно влияющих на снижение текущей надежности поверхностей нагрева					Уточнение программы предстоящих в перспективе замен поверхностей нагрева с учетом определения возможного ресурса металла инструментальными методами технической диагностики и физико-химического анализа образцов

ПРИЛОЖЕНИЕ 4

1. Приказ РАО «ЕЭС России» от 14.01.97 № 11 «О некоторых итогах работы по повышению надежности котлов Рязанской ГРЭС».

2. ТУ 34-38-20230-94. Котлы паровые стационарные. Общие технические условия на капитальный ремонт.

3. ТУ 34-38-20220-94. Экраны гладкотрубные паровых стационарных котлов с естественной циркуляцией. Технические условия на капитальный ремонт.

4. ТУ 34-38-20221-94. Экраны гладкотрубные прямоточных паровых стационарных котлов. Технические условия на капитальный ремонт.

5. ТУ 34-38-20222-94. Пароперегреватели паровых стационарных котлов. Технические условия на капитальный ремонт.

6. ТУ 34-38-20223-94. Пароперегреватели промежуточные паровых стационарных котлов. Технические условия на капитальный ремонт.

7. ТУ 34-38-20219-94. Экономайзеры гладкотрубные стационарных паровых котлов. Технические условия на капитальный ремонт.

8. ТУ 34-38-20218-94. Экономайзеры мембранные стационарных паровых котлов. Технические условия на капитальный ремонт.

9. РД 34.30.507-92 . Методические указания по предотвращению коррозионных повреждений дисков и лопаточного аппарата паровых турбин в зоне фазового перехода. М.: ВТИ им. Ф.Э. Дзержинского, 1993.

10. РД 34.37.306-87. Методические указания по контролю состояния основного оборудования тепловых электрических станций; определению качества и химического состава отложений. М.: ВТИ им. Ф.Э. Дзержинского, 1993

11. Шицман М.Е., Мидлер Л.С., Тищенко Н.Д. Окалинообразование на нержавеющей стали в перегретом паре. Теплоэнергетика № 8. 1982.

12. Груздев Н.И., Деева З.В., Школьникова Б.Э., Сайчук Л.Е., Иванов Е.В., Мисюк А.В. О возможности развития хрупких разрушений поверхностей нагрева котла при нейтрально-окислительном режиме. Теплоэнергетика № 7. 1983.

13. Земзин В.Н., Шрон Р.З. Пути повышения эксплуатационной надежности и увеличения ресурса сварных соединений теплоэнергетического оборудования. Теплоэнергетика № 7. 1988.

14. Базар Р.Е., Малыгина А.А., Гецфрид Э.И Предупреждение повреждений сварных соединений труб ширмовых пароперегревателей. Теплоэнергетика № 7. 1988.

15. Чекмарев Б.А. Переносной автомат для сварки корня шва труб поверхностей нагрева. Энергетик № 10. 1988.

16. Сысоев И.Е. Подготовка котлов к ремонту. Энергетик № 8. 1989.

17. Кострикин Ю.М., Вайман А.Б., Данкина М.И., Крылова Е.П. Расчетные и экспериментальные характеристики фосфатного режима. Электрические станции № 10. 1991.

18. Сутоцкий Г.П., Верич В.Ф., Межевич Н.Е. О причинах повреждения экранных труб солевых отсеков котлов БКЗ-420-140 ПТ-2. Электрические станции № 11. 1991.

19. Гофман Ю.М. Диагностика работоспособности поверхностей нагрева. Электрические станции № 5. 1992.

20. Наумов В.П., Ременский М.А., Смирнов А.Н. Влияние дефектов сварки на эксплуатационную надежность котлов. Энергетик № 6. 1992.

21. Белов С.Ю., Чернов В.В. Температура металла ширм котла БКЗ-500-140-1 в начальный период эксплуатации. Энергетик № 8. 1992.

22. Ходырев Б.Н., Панченко В.В., Калашников А.И., Ямгуров Ф.Ф., Новоселова И.В., Фатхиева Р.Т Поведение органических веществ на разных стадиях водоподготовки. Энергетик № 3. 1993.

23. Белоусов Н.П., Булавко А.Ю., Старцев В.И. Пути совершенствования водно-химических режимов барабанных котлов. Энергетик № 4. 1993.

24. Воронов В.Н., Назаренко П.Н., Шмелев А.Г. Моделирование динамики развития нарушений водно-химического режима. Теплоэнергетика № 11. 1993.

25. Холщев В.В. Теплохимические проблемы эксплуатации топочных экранов барабанного котла высокого давления. Электрические станции № 4. 1994.

26. Богачев А.Ф. Особенности коррозии аустенитных труб пароперегревателей. Теплоэнергетика № 1. 1995.

27. Богачев В.А., Злепко В.Ф. Применение магнитного метода контроля металла труб поверхностей нагрева паровых котлов. Теплоэнергетика № 4. 1995.

28. Манькина Н.Н., Паули В.К., Журавлев Л.С. Обобщение промышленного опыта внедрения пароводокислородной очистки и пассивации. Теплоэнергетика, № 10. 1996

29. Паули В.К. К оценке надежности энергетического оборудования. Теплоэнергетика № 12. 1996.

30. Паули В.К. Некоторые проблемы организации нейтрально-кислородного водного режима. Электрические станции № 12. 1996.

31. Штромберг Ю.Ю. Контроль металла на тепловых электростанциях. Теплоэнергетика № 12. 1996.

32. Дубов А.А. Диагностика котельных труб с использованием магнитной памяти металла. М.: Энергоатомиздат, 1995.



Поверхности нагрева являются основной частью любого котла как по своему весу, так и по доле трудоемкости при изготовлении его на заводе.

Под поверхностями нагрева здесь понимаются трубные элементы, работающие под давлением и образующие поверхности нагрева пароперегревателя, водяного экономайзера, топочных экранов, а также водо- и пароперепускные трубы.

Применяемые материалы

Змеевики пароперегревателя и водяного экономайзера, как правило, изготавливаются из труб диаметром 25-38 мм, трубы экранов обычно имеют диаметр 60 мм, а водо- и пароперепускные трубы – диаметр 108-133 мм.

Марка применяемой стали и толщина стенки трубы зависят от тех параметров, при которых работает данная труба. Для труб экрана и змеевиков водяного экономайзера, а также водоопускных труб в подавляющем большинстве случаев применяют сталь 20, для изготовления змеевиков пароперегревателя и пароперепускных труб служат стали марок: 20, 12ХМФ, 12Х1МФ, 15ХМ, 12Х2МФСР, Х18Н9Т, Х18Н12Т и им подобные.

Трубы диаметром от 57 до 133 мм изготовляются горячекатаными. Трубы диаметром от 10 до 108 мм холоднотянутыми, холоднокатаными и теплокатаными. Горячекатаные трубы поставляются длиной не более 12 м, холоднокатаные и теплокатаные трубы могут быть длиной до 18 м.

Трубы внутри и снаружи защищается от коррозии на время транспортировки и хранения в течение 6 месяцев. Защитное покрытие не должно содержать масел.

Если контроль труб физическими методами выполнен в достаточном объеме, то гидравлическое испытание на заводе-изготовителе можно не производить, но и в этом случае завод гарантирует, что трубы выдержат необходимое давление.

Трубы поставляются партиями. Под партией труб понимаются трубы одной марки стали, одной плавки, одного размера, прошедшие термическую обработку в одинаковых условиях. Количество труб в одной партии – не более 200 штук. На каждом конце трубы диаметром 25 мм и более, толщиной стенки не менее 3 мм на расстоянии 200-300 мм от конца клеймом наносится маркировка: марка стали и номер партии. Концы труб диаметром до 133 мм плотно закрываются пластмассовыми колпачками.

Трубы поступают на котлостроительный завод в железнодорожных вагонах без специальной упаковки, кроме труб аустенитного класса, которые упаковываются в деревянные ящики.

Подготовка труб к производству

К надежности работы поверхностей нагрева предъявляются очень жесткие требования, так как любой случай нарушения их нормальной работы ведет к останову котла, что связано с большими материальными потерями, особенно на котлах большой мощности. Поэтому к качеству металла труб следует относиться очень требовательно. К сожалению, нередки случаи, когда на котлостроительных заводах или, что еще хуже в процессе эксплуатации выявляются дефекты труб металлургического характера. В связи с этим на всех крупных котельных заводах имеются цехи входного контроля труб перед запуском их в производство.

Входной контроль начинается с внешнего осмотра труб снаружи и изнутри. Трубы визуально контролируются по наружной поверхности с целью обнаружения глубоких рисок, вмятин, трещин, закатов, расслоения и тому подобного. Осмотру подвергается каждая труба по всей поверхности, изнутри трубы диаметром более 70мм осматриваются перископом.

Затем применяются неразрушающие методы контроля, такие как УЗД и магнитная дефектоскопия. Эти методы позволяют обнаружить как внутренние, так и поверхностные дефекты металла труб. Обязательной операцией входного контроля труб является — проверка марки стали труб. Для этого проводят стилоскопирование.

К операциям подготовки труб следует также отнести такие операции, как очистка труб от ржавчины и сортировка.

Достаточно часто на котельные заводы поступают трубы, имеющие значительную коррозию снаружи и изнутри. Для нормального хода дальнейшего производства трубы необходимо очистить от ржавчины. Коррозия снаружи и изнутри может быть удалена химическим путем (промывка кислотой). Однако такой способ удаления ржавчины требует организации сложного травильного хозяйства с кислотными и щелочными ваннами, промывкой труб и т.д., поэтому на котельных заводах этот метод не нашел своего применения.

Наружная ржавчина удаляется с труб на специальных станках, представляющих собой пару круглых вращающихся металлических щеток и рольганг для подачи труб. Снятая ржавчина отсасывается в приемник пыли. Иногда такой станок дополнительно оборудуется газопламенной горелкой, которая устанавливается до щеток. При нагреве трубы часть ржавчины отлетает, т.к. чистый металл и ржавчина имеют разные коэффициенты линейного расширения. Окончательная очистка трубы осуществляется металлическими щетками.

Наружная окалина хорошо может быть удалена пескоструйной обработкой труб, поэтому этот метод очистки труб от ржавчины находит все большее применение в различных установках.

Имеются установки, производящие очистку наружной поверхности труб с помощью иглофрез. Впервые такая установка появилась на ЗИО, далее на БиКЗ, БКЗ и других.
Труднее удалить внутреннюю ржавчину из труб. Для этой цели на некоторых заводах применяют ворошители. При ворошении часть ржавчины внутри трубы опадает, и она удаляется путем продувки труб сжатым воздухом. Пыль улавливается в приемник пыли. Конечно, этот метод далеко не совершенен, но он без помех позволяет вести изготовление трубных элементов. Следует иметь ввиду, что перед эксплуатацией трубные поверхности проходят на электростанции кислотную промывку для очистки внутренних полостей поверхностей нагрева котла.

Если трубы после очистки от ржавчины по каким-либо причинам не могут быть запущены в производство, то необходимо произвести пассивацию очищенных поверхностей для предотвращения коррозии.

В последнее время часть труб с трубопрокатных заводов поступает с защитной консервацией. Для возможности выполнения последующих технологических операций требуется удалить эту консервацию. В зависимости от состава защитной смазки она удаляется или теплой водой, или уайт-спиритом, если в ее составе присутствуют масла. Такая промывка труб производится вручную. Удаление консервации может быть осуществлено путем обжига труб в печи или газовыми горелками.

Следующей операцией подготовки труб является сортировка труб по длине, диаметру и толщине стенки. Для рационального раскроя труб необходима их сортировка по длине, так как при поставке труб всегда имеется определенный процент немерных труб. Около 5% труб в партии отличаются по длине на 150-200 мм. Это дает возможность экономичного подбора труб согласно данным раскроя, так как отходы при резке в размер оказываются минимальными.

На котлостроительных заводах сортировку труб осуществляют на механизированных линиях, на которых сортировка по длинам осуществляется автоматически.

Внутри каждой партии целесообразна сортировка труб по фактическим толщинам стенок. Затраты на эту трудоемкую операцию окупаются повышением качества сварного соединения. Простейший способ сортировки такого рода основан на замерах труб контрольными калибрами.

После проведения всех подготовительных операций технолог цеха делает раскрой змеевика или трубы, т.е. определяет расположение сварных стыков на детали и в соответствии с этим количество и конфигурацию отдельных деталей, из которых в дальнейшем будет сварен змеевик или труба.

При составлении раскроя должны учитываться следующие требования:
1. Число сварных стыков должно быть наименьшим, а длина стыкуемых труб по возможности наибольшей. Поэтому желательно получить с трубопрокатных заводов трубы большей длины.
2. Запрещается располагать сварные стыки на гибах труб и в местах приварки к ним каких-либо деталей.
3. Сварные стыки должны быть доступны для ремонта на электростанциях.
4. От начала гиба до стыка должен быть прямой участок не менее 250 мм при контактной сварке и не менее 50 мм (но не менее диаметра трубы) при ручной сварке.
5. Раскрой должен обеспечить минимальные отходы труб.
6. При разработке процесса раскроя следует стремиться к возможно большему количеству одинаковых деталей (см. рис.).

Котельные заводы определяют одно или несколько значений длин труб, которые удовлетворяют перечисленным выше требованиям, и заказывают мерные трубы именно таких длин.

Технолог при определении длины заготовки детали должен иметь ввиду, что трубы при гибке удлиняются.

Развертка сложно-изогнутой трубы (змеевика) (см. рис.) подсчитывается по длине нейтральной линии, т.е. по оси трубы. Эта длина для змеевика на рис. Состоит из длин трех прямых участков l 1 +l 2 +l 3 , трех изогнутых на 180° участков и одного неполного, изогнутого на угол α участка. Длина развертки изогнутого участка равна S=(2πrα)/360, (при α=180°, S=πr). Определение развертки входит составной частью в операцию, называемую раскроем труб.

Раскрой производят следующим образом. На миллиметровой бумаге вычерчивают в виде прямой линии всю длину трубного элемента и отмечают на этой схеме положение сварных стыков, границ гибов и приварки деталей. Согласно полученной схеме раскроя определяют соответствующие длины труб и нумеруют заготовки порядковыми номерами. Длину труб назначают с учетом припуска под контактную сварку, т.е. учитывают, что в процессе оплавления труба укоротится. Длины трубных заготовок, подлежащих гибке, назначают с учетом вытяжки, тем самым учитывают, что заготовка в процессе операции гибки удлинится.

Таким образом, длина трубной заготовки отличается от длины трубы в составе трубного элемента на величину допуска под контактную сварку и на величину вытяжки при гибке. Длину трубной заготовки L з, мм, определяют по следующей формуле:
L з = L р + δ к + δ в, где L р развернутая длина по чертежу, δ к – припуск под контактную сварку; δ в – величина вытяжки.

За последние годы технология гибки труб усовершенствована настолько, что стало возможным производить их гибку без последующей обрезки концов трубы. Это позволило отказаться от операции резки гнутых труб и перейти на резку только прямых заготовок труб под гибку или контактную сварку.

Существует большое количество труборезных станков.

Оборудование для резки труб можно разделить на две большие группы:
1. Станки, при резке на которых обрезаемая труба вращается, а инструмент не имеет вращательного движения.
2. Станки, на которых труба при резке не вращается, а инструмент имеет вращательное движение с радиальной подачей.

Оборудование первой группы отличается шумом вращающейся трубы, быстрым износом при резке длинных труб даже с небольшой погнутостью, биением кривой трубы при вращении и связанной с этим опасностью для рабочего и окружающих.

Поэтому, безусловно, предпочтительнее оборудование, на котором труба при резке не вращается. Трудозатраты для второй группы станков на 3-5% меньше.

Обрезанные заготовки поступают на зачистку концов под контактную сварку в целях получения контактной поверхности, свободной от оксидов, механических и жировых загрязнений, обеспечивающей хороший электрический контакт трубы с губками сварочной машины. Длина зачистки зависит от конструкции губок контактно-сварочной машины и обычно составляет 200-250 мм.

Операция зачистки концов труб может быть выполнена несколькими способами:
1. Пескоструйной очисткой.
2. Зачисткой абразивными камнями.
3. Зачисткой иглофрезами.
4. Зачисткой непрерывной наждачной лентой.
5. Химической зачисткой.

В связи с появлением совершенных контактно-сварочных машин, оборудованных приборами для контроля качества сварки, требования к зачистке концов труб под сварку возросли: кроме зачистки снаружи на длине 250 мм, требуются зачистка внутренней поверхности трубы на длине 15-20 мм, а также зачистка торца трубы. Зачистка внутренней поверхности часто заменяется операцией зенкерования трубы.

Способы изготовления змеевиков и труб поверхностей нагрева

В котлостроении известно несколько различных способов изготовления элементов поверхностей нагрева.

Способ 1. Этот способ был преобладающим в 50-е годы. Предусматривалась резка заготовок труб, гибка всех деталей, зачистка их под сварку, сварка деталей в змеевик или трубу, плазировка, гидравлическое испытание и отделочные операции.

Гибка деталей была одной из первых операций, и все последующие операции (зачистка под сварку, сварка) производились на гнутых деталях.

Плаз представляет собой большую стальную или чугунную плиту, собранную из нескольких прямоугольных частей, соединенных на болтах. При изготовлении серии однотипных змеевиков применяют плазы, на которых вычерченный контур змеевика ограничивается по гибам и в средней части прямых участков вставленными в плаз гладкими штырями и для контроля контура целого змеевика после стыковой сварки.

Способ 2. Повышение параметров пара и применение в связи с этим высоколегированных труб для изготовления пароперегревателей вызвали необходимость разработки другого способа изготовления змеевиков, который первоначально использовался только при изготовлении змеевиков из нержавеющих сталей и стали 12Х2МФСР. При изготовлении змеевиков из этих сталей предыдущим способом, т.е. посредством контактной сварки заранее согнутых элементов, не удавалось удалить внутренний грат после сварки.

Поэтому начали сваривать между собой прямые заготовки в одну длинную плеть, и уже потом изгибать из нее змеевик, что позволило применить пневматический дорн с возвратно-поступательным движением для удаления внутреннего грата после сварки.

При такой «плетьевой» технологии операции резки, зачистки и сварки выполняют на прямых трубах, что позволяет их механизировать и даже автоматизировать (это «+»), но усложняется процесс гибки, так как приходится манипулировать с целым змеевиком и невозможна гибка с дорном («-«).

Ввиду явных преимуществ «плетьевой» технологии ее стали применять при изготовлении не только змеевиков из высоколегированных сталей, но и любых змеевиков и труб. На основе этой технологии разработаны механизированные линии изготовления змеевиков.

Изготовление змеевиков с использованием «плетьевой» технологии потребовало создания новых, специальных трубогибочных станков, исключающих кантовку змеевика при его гибке, поскольку гибка на обычных трубогибочных станках сопровождается многочисленными переворотами змеевика в процессе гибки.

Способ 3. В попытке использовать преимущества обоих рассмотренных способов был разработан третий способ изготовления змеевиков, при котором внутренний грат после сварки удаляется пневмодорном, а на гибке применяются обычные трубогибочные станки с использованием дорна и без кантовок змеевика.

В этом случае изгибают первую деталь змеевика и сваривают с прямой заготовкой, следующей по раскрою детали. Внутренний грат удаляют со стороны прямой заготовки пневмодорном. После сварки обе детали поступают на трубогибочный станок, где их изгибают с пристыкованной заготовкой.

По окончании гибки и проверки качества гибов узел вновь поступает на контактно-сварочную машину, где к нему приваривают следующую прямую заготовку. Теперь на гибку подается узел из трех сваренных деталей и производится гибка приваренной прямой заготовки. Таким образом изготовляется весь змеевик.

Минусы. Недостатком этого способа являются частые перевозки змеевика в процессе изготовления и нерациональное использование гибочного и сварочного оборудования, которое простаивает во время перевозок и выполнения операций на соседнем рабочем месте. В связи с эти производительность труда при изготовлении змеевиков данным способом ниже, чем первых двух.

Изготовление водо-пароперепускных и других труб также можно вести двумя технологическими вариантами:
1. Гибка элементов трубы и последующая их сварка в целую трубу.
2. Сварка трубы заготовки в плеть и последующая ее гибка.

В первом варианте операция гибки не представляет сложностей, поскольку гибке, как правило подвергается труба длиной 6-9 м и можно использовать дорн. На операции сварки гнутых элементов трубы следует тщательно следить за правильностью разворота ее отдельных частей.

Во втором варианте проще операция сварки, так как свариваются прямые трубы, но сложнее операция гибки, поскольку исключена гибка с дорном и приходится кантовать трубу длиной 12-16 м.

Современному уровню технологии котлостроения отвечают следующие технологические маршруты изготовления трубных элементов поверхностей нагрева и водо-пароперепускных труб:

I. Технологический маршрут изготовления змеевиков и труб из согнутых элементов

1. Входной контроль труб. Проверка сертификатов, очистка труб по всей наружной поверхности, снятие колпачков, осмотр и обмер труб, УЗД, стилоскопирование.

2. Разметка и резка труб (при резке по упору разметка не производится).

3. Подготовка концов труб под контактную сварку. Зачистка внутренней поверхности трубы на 15-20 мм от торца трубы. Зачистка наружной поверхности трубы на 250-300 мм от торца, если не производилась очистка трубы по всей наружной поверхности. Эти операции могут быть выполнены и после гибки трубы.

4. Гибка труб и контроль согнутых элементов.

5. Контактная сварка элементов змеевика или трубы. Удаление внутреннего и наружного грата после сварки.

6. Плазировка змеевика или трубы.

7. Сборка и сварка приварных деталей. Стилоскопирование.

8. Гидравлическое испытание и прогонка контрольного шара.

9. Сборка змеевиков в пакеты.

10. Окраска, маркировка и упаковка пакетов змеевиков.

II. Технологический маршрут изготовления змеевиков и труб по «плетьевой» технологии

1. Входной контроль труб.
2. Разметка и резка труб.
3. Подготовка концов труб под контактную сварку.
4. Контактная сварка плети.
5. Гибка плети в змеевик.
6. Плазировка змеевика.
7. Сборка и сварка приварных деталей.
8. Гидравлическое испытание.
9. Сборка змеевиков в пакеты.
10. Окраска, маркировка и упаковка пакетов змеевиков.

Как видно из сравнения технологических маршрутов, большинство операций у них одинаковы. Разница состоит в операциях гибки и контактной
сварки. Кроме этого при «плетьевой» технологии отпадает операция контроля согнутых элементов змеевика или трубы, что сокращает трудозатраты на 5-8%.

III. Технологический маршрут изготовления водо- пароперепускных труб

1. Входной контроль труб.
2. Разметка и черновая резка труб (последняя выполняется газовой резкой или отрезными дисковыми пилами).
3. Чистовая обработка торцов труб.
4. Гибка труб.
5. Сборка и сварка приварных деталей.
6. Гидравлическое испытание труб.
7. Окраска, маркировка и упаковка труб.

Гибка труб

Гибка труб различных диаметров широко применяется в котлостроительной промышленности и наряду со сваркой является основной технологической операцией.

Ежегодно в отрасли производится несколько миллионов гибов.
Основное требование к гибке трубы заключается в сохранении неизменным проходного сечения в месте гиба.

Гибы труб при изготовлении котла очень разнообразны. Угол загиба трубы может достигать 360° (спиральный змеевик); между двумя соседними гибами может не быть прямого участка (гибка «из гиба в гиб»), причем такая гибка может выполняться как в одной плоскости, так и в разных плоскостях; прямые участки до и после гиба могут быть самой разной длины.

Что происходит с профилем трубы в процессе гибки?
При изгибе трубы в ее стенках возникают напряжения: снаружи растягивающие, внутри – сжимающие. Эти изменения вызывают:
— превращение круглого поперечного сечения трубы в овальное;
— уменьшение толщины стенки трубы на выпуклой стороне и увеличение на вогнутой;
— образование на вогнутой стороне складок (гофр).

Следует иметь ввиду, что пластическая деформация при гибке распространяется на зону изгиба трубы и на прилегающие к ней прямые участки длиной около полутора- двух диаметров трубы; поэтому здесь также нарушается поперечное сечение трубы.

Овальность трубы в месте гиба в основном зависит от радиуса гиба и отношения толщины стенки трубы к ее диаметру. Большая ось овала поперечного сечения согнутого участка трубы располагается в плоскости, перпендикулярной плоскости изгиба. Степень овальности а выражается в процентах: a=(D max -D min)/D н х 100% или
a=2(D max -D min)/(D max +D min) х100%

где D max – большая ось овала,
D min – малая ось овала,
D н – диаметр трубы (номинальный).

Овальность не должна превышать 10% для труб поверхностей нагрева диаметром до 76 мм и 8% для соединительных труб и трубопроводов.

Овальность трубы в месте гиба уменьшает площадь поперечного сечения.

Вероятность появления гофр, как и овальности, увеличивается с уменьшением радиуса гиба и отношения толщины стенки трубы к ее диаметру. Гофры повышают сопротивление движению среды и являются очагами засорения и коррозии трубы.

Исходя из изложенного, желательно производить гибку труб на возможно больший радиус, применяя толстостенные трубы, так как при этом проще всего обеспечить качество гиба.

При гибке относительно тонкостенных труб на радиус гиба 3D н и менее сечение трубы в месте гиба имеет недопустимый эллипс, а иногда, кроме этого, на внутренней стороне гиба появляются гофры. Для предотвращения подобных явлений гибка таких труб производится на специальной оправке, вставляемой на тяге внутрь трубы. Такая оправка называется дорном. Регулировкой дорна достигается нужное качество гиба.

Дорн представляет собой стержень с гибкими дисками, который находится внутри трубы. Гибка с дорном обеспечивает малый радиус гиба, гладкий ровный изгиб, минимальную овальность трубы в месте гиба.

Гибка труб может быть подразделена на станочную и ручную.
Ручная гибка ввиду низкой производительности в котлостроении практически не применяется.

Гибка на станках может быть вхолодную и вгорячую. «Горячая» гибка имеет меньшую производительности по сравнению с «холодной». При изготовлении станционных трубопроводов из труб большого диаметра с большой толщиной стенки, изгибаемых на малые радиусы применяется технология гибки труб с нагревом токами высокой частоты (ТВЧ).

Наибольшее распространение в котлостроении получила гибка труб вхолодную на станках. Этим способом гнут трубы диаметром до 219 мм, причем гибка может выполняться методами: наматывания и обкатки.

Рассмотрим гибку труб методом наматывания на сектор.


Цикл гибки труб на станке состоит из пяти основных приемов.

1-й прием заключается в подготовке рабочих органов станка к загрузке трубой.

Суппорты 1 и 2 вместе с упорами 11 и 4 и сменными вкладышами 5 и 10 отодвинуты от гибочного сектора 8. Сектор скреплен с поворотным столом 9 и располагается на общей с ним оси О-О.

Вкладыши, сменяемые в зависимости от диаметра труб, соединены с упорами 11 и 4 ласточкиным хвостом. Прижимной вкладыш 5 имеет гладкую поверхность желоба, по которому скользит труба. Зажимной вкладыш 10 имеет насечку на поверхности желоба для предупреждения выскальзывания трубы из зажима. Стержень 6 с дорном 7 отодвинуты вправо. Вторым концом стержень шарнирно соединен со штоком гидравлического цилиндра.

2-й прием заключается в загрузке станка трубой.
На стержне 6, после подачи стержня влево, в нужном месте устанавливается и закрепляется болтом фиксатор 13. Со стороны, указанной стрелкой, на дорн надевается труба 12, которая считается установленной, как только она достигает фиксатора.

3-й прием заключается в установке рабочих органов станка в положение, соответствующее началу гибки трубы. Свободный конец трубы зажимается между сектором 8 и зажимным вкладышем 10. Вкладыш 5 прижимает трубу к сектору, создавая направление и поддерживая трубу при гибке. Зажим конца трубы и прижим трубы к сектору осуществляются путем перемещения суппортов 1 и 2 в направлении сектора 8 под действием гидравлического давления.

4-й прием заключается в выполнении гибки трубы, т.е. в рабочем ходе станка.

В процессе рабочего хода станка труба 12 зажата между гибочным сектором 8 и суппортом 1 с зажимным вкладышем 10. Дорн находится при этом в зоне гиба. Стол 9 поворачивается вместе с гибочным сектором вокруг оси О-О с помощью гидравлического привода.

Труба 12, опираясь на неподвижный прижимной вкладыш 5 и скользя по нему, изгибается по форме гибочного сектора 8. Процесс изгибания трубы продолжается до тех пор, пока поворотный стол 9 с трубой 12 не повернется вокруг оси О-О на заданный угол и привод его автоматически выключится.

После отключения привода поворота стола и остановки станка рабочий с помощью гидравлического привода, связанного со стержнем, вытягивает дорн из зоны гиба трубы. Затем отодвигается прижимной суппорт 2 и труба снимается со станка.
5-й прием, завершающий цикл гибки трубы, заключается в возврате с помощью гидропривода поворотного стола 9 и гибочного сектора 8 в исходное положение.
На этом заканчивается цикл одного гиба трубы.

В последнее время все чаще внимание технологов привлекают трубогибочные станки с использованием метода обкатки, при котором гибочный сектор 2 в процессе гибки остается неподвижным, труба 8 крепится в зажиме 1 и также становится неподвижной. Участок трубы, который должен быть согнут, подвергается воздействию двух роликов: первый из них (по ходу гибки) 4 является изгибающим, второй 3 – калибрующим. Оба ролика заключены в единую обойму 5 и свободно вращаются на своих осях. Обойма с роликами прижимается к изгибаемой трубе и ей сообщается вращательное движение вокруг гибочного сектора. Гибочный сектор в различных конструкциях станков может быть установлен горизонтально либо вертикально. Применение дорна при гибке обкаткой выигрыша не дает, так как труба относительно дорна неподвижна и он не калибрует трубу в процессе гибки. Для уменьшения овальности трубы в данном случае служит калибрующий ролик, который движется по гибу трубы вслед за изгибающим роликом.

Таким образом, при гибке обкаткой возможна только бездорновая гибка, что ограничивает ее применение при гибке труб на малые радиусы гиба. Кроме этого, при гибке обкаткой на трубе до начала гиба должен быть оставлен достаточно большой прямой участок, иначе конец трубы не захватится изгибающим роликом. При гибке обкаткой невозможна гибка «из гиба в гиб», без прямого участка между соседними гибами. В этом отношении гибка труб методом наматывания более универсальна.

Этот способ гибки является одним из наиболее совершенных способов.

На трубе, подаваемой направляющими роликами 1, с помощью кольцевого индуктора 2 ТВЧ (токов высокой частоты) нагревают узкий участок трубы и изгибают его с помощью нажимного гибочного ролика 4. При этом нагретый участок пластически деформи-руется, в то время как близлежащие холодные зоны с относительно низкой пластичностью препятствуют образованию овальности. Для поддержания минимальной ширины нагретой зоны, труба на выходе индуктора интенсивно охлаждается водой кольцевым спрейером 3. Процесс гибки складывается из нескольких стадий: продвижение трубы под нажимной ролик; подвод нажимного ролика к трубе (начало гибки); взаимное перемещение трубы и нажимного ролика (труба перемещается в продольном направлении, а нажимной ролик – в поперечном) и гибка при неподвижном ролике и при перемещении только трубы.

При достижении заданного угла гиба механизм подачи останавливается, и процесс гибки прекращается. Радиус гиба зависит от конечного положения нажимного ролика и задается соответствующей настройкой оборудования. Угол гиба зависит от величины продвижения трубы.

Процесс гибки с нагревом ТВЧ эффективен при изготовлении трубных элементов с различными радиусами гиба и в различных плоскостях и находит применение в единичном и мелкосерийном производстве. Способ характерен меньшим утонением стенки и меньшей овальностью трубы, чем при других способах гибки.

Гибка труб на трубогибочных станках любой конструкции выполняется с помощью гибочной оснастки: гибочного шаблона (гибочной головки), прижимного устройства, направляющего корыта или роликов, изгибающего и калибрующего роликов, а также дорна. Гибочный шаблон, прижим, ролики, корыто имеют профилированный желоб, равный диаметру изгибаемой трубы.

Гибка может производиться по разметке или по упору, устанавливаемому на станине станка. В случае гибки по разметке на трубе мелом наносят риски, соответствующие местам гиба и прямых участков. При разметке длина изгибаемого участка корректируется с учетом вытяжки труб при гибке. Гибка по упору предпочтительнее, так как отпадает операция разметки труб и связанные с ней ошибки; кроме того, повышается производительность труда.

При проектировании трубного изогнутого элемента утонение трубы в гибе учитывают выбором большей, чем расчетная, толщины стенки трубы (определяется нормами расчета на прочность). В чертеже обычно указывают угол и радиус гиба.

Сварка труб

Основным видом сварки при изготовлении змеевиков водяного экономайзера, пароперегревателя и труб экрана является контактная сварка на специальных контактно-сварочных машинах.

Метод контактной сварки наиболее производителен в условиях массового производства однотипных деталей.

Особенность контактной сварки – отсутствие контроля качества сварных соединений существующими в настоящее время неразрушающими методами контроля.

Поэтому основным средством обеспечения высокого качества сварки является оснащение сварочных машин регистрирующими устройствам, контролирующими параметры сварки каждого стыка и обеспечивающими постоянство сварочных параметров. В целях контроля качества сварки предусматривается систематическое испытание экспресс-образцов.

Контактная сварка стыков освоена для всех марок котельных сталей. Из других видов сварки применяется полуавтоматическая многослойная сварка под слоем флюса для сварки водо-пароперепускных труб диаметром 133 мм, и ручную сварку, с помощью которой привариваются различные мелкие детали на змеевиках и трубах, развилки экранов. Иногда ручной сваркой выполняются стыки опускных и пароперепускных труб. Особым видом сварки является приварка шипов на экранных трубах.

Контактная сварка является одним из способов сварки давлением. Осуществляется она с местным нагревом и сжатием благодаря выделению теплоты, возникшей в месте повышенного сопротивления при прохождении электрического тока через цепь, в которую включены свариваемые детали. контакт между этими деталями создается в том месте, где они должны быть сварены между собой. Сопротивление контакта прохождению тока значительно больше, чем сопротивление сплошного металла. Это обстоятельство влечет за собой усиленное местное выделение теплоты на участке соприкосновения деталей, что как раз и необходимо для сварки, металл в зоне сварки нагревается до пластического состояния, и концы труб сжимаются под действием давления, прикладываемого на свариваемом участке.

Различают два вида стыков контактной сварки: сварку сопротивлением и сварку оплавлением.

При сварке сопротивлением детали вначале сжимают, а затем к ним подводят электрический ток и соединяемые концы труб нагревают до пластического состояния, после чего ток выключают и одновременно с этим производят осадку (в настоящее время этот вид сварки не применяется ввиду возможного брака стыков).

Широко применяется стыковая сварка непрерывным оплавлением. В этом случае ток включают до соприкосновения труб. При очень слабом давлении вначале медленно, а затем быстрее трубы сближают. В момент их соприкосновения на свариваемых поверхностях в точках касания возникает интенсивное искрение, металл на торцах труб оплавляется. После этого трубы подвергают осадке.

Осадка разогретых концов свариваемых труб необходима для удаления из плоскости контакта разогретого наружного слоя уже окисленного воздухом металла и его окалины. При осадке в соприкосновение вступают глубинные разогретые, но неокисленные слои металла, поскольку к ним не было доступа воздуха. Окисленный металл выдавливается вовнутрь и наружу стыка, образуя грат. Осадка необходима также для того, чтобы вступили в действие силы молекулярного сцепления свариваемых концов труб. При выполнении этих условий обеспечивается надежное соединение труб.

В связи с отсутствием неразрушающих методов контроля сварных швов, выполненных контактной сваркой, требуется оснащение контактно-сварочных машин приборами автоматического контроля основных параметров процесса сварки.

Перед началом сварки сварщик устанавливает в зажимы машины медные губки, соответствующие диаметру свариваемых труб, затем проверяет центровку зажимов. Эту операцию он выполняет с помощью контрольных валиков, которые зажимают в губки машины.

Сварка начинается с укладки одной из свариваемых труб и зажатия ее в губках машины. Трубу укладывают в губки так, чтобы вылет ее конца из губок составлял половину расстояния между зажимами. В другой зажим помещают вторую свариваемую трубу так, чтобы ее торец соприкасался с торцом первой трубы. На одну из свариваемых деталей одевают наконечник, подводящий кислородно-воздушную смесь при кислородной продувке для удаления внутреннего грата, или наконечник воздушного шланга, с помощью которого прогоняют шар или снаряд для удаления внутреннего грата. При сварке прямых труб в этот конец для удаления внутреннего грата заводят пневматический дорн. На свободный конец другой свариваемой детали устанавливают ловушку для искр или шароуловитель.

Внутренний грат в трубах может быть удален несколькими способами. Наиболее употребительными являются способы удаление внутреннего грата:
. пневматическим дорном;
. шаром;
. снарядом;
. воздушно-кислородной смесью.

В процессе контактной сварки внутренняя поверхность трубы в месте сварного стыка загрязняется брызгами металла, которые не поддаются удалению ни одним из способов удаления внутреннего грата. Для уменьшения образования этих брызг перед сваркой в концы труб укладывают картонные кольца, которые защищают внутреннюю поверхность труб. Ширина кольца примерно 20-30 мм. После сварки кольцо удаляется из трубы в процессе удаления внутреннего грата.
Удаление грата кислородно-воздушной смесью основано на свойстве стали гореть в среде кислорода. При сварке труб из высоколегированных сталей внутренний грат кислородом не удаляется, так как он не горит в кислороде.

Время продувки составляет 1-1,5 с. Причем смесь подают через 0,2-0,3 с после осадки. При большем интервале времени температура грата может стать ниже температуры воспламенения стали и грат не будет удален.

После продувки остается некоторое количество окалины, которую удаляют прогонкой шара. При любом количестве стыков шар прогоняется только один раз, после сварки последнего стыка. Этот шар является одновременно и контрольным. Его диаметр 0,8-0,86 внутреннего размера трубы.

Причинами выхода из строя поверхностей нагрева могут быть упуск воды по причине, не сработавшей автоматики, человеческий фактор, не правильная консервация в меж отопительный период, не корректно работающая система ХВО, не качественные материалы, примененные при изготовлении или ремонте. Все эти причины и еще ряд других, являются виновниками останова котла на значительный срок, а следовательно и прекращение теплоснабжения или выработки пара. Эта ситуация не так болезненна на предприятиях, где есть резервные котлы. Но тем, кто работает без резерва, намеренно или вынуждено, выход котла из строя по причине разрывов или образования свищей в экранных, дымогарных, жаровых, конвективных трубах и трубах пароперегревателя, может повлечь за собой значительный материальный ущерб.

Замена труб поверхностей нагрева не должна выполняться только после образования свищей и разрыва труб. Эта операция должна быть заранее запланирована и выполняться в период останова котлов, по итогам технического диагностирования, технического освидетельствования и осмотров. Перед ремонтом необходимо произвести очистку внутренних и наружных поверхностей труб. Работы проводятся после останова и расхолаживания котла до температуры не выше 40°С.

Замена труб поверхностей нагрева одно из направлений монтажного отдела ООО «ЭВОЛИ ПЛЮС». Специалисты компании выполняется замена труб поверхностей нагрева паровых и водогрейных котлов, водотрубных и жаротрубных. В рамках замены труб поверхностей нагрева выполняется весь спектр работ, разборка обмуровки, демонтаж старых труб поверхностей нагрева, монтаж новых, проведение гидравлического испытания, восстановление обмуровки и ее просушка, проведение внеочередного освидетельствование котла с соответствующей записью в паспорте котла.

Располагая собственной производственной базой, монтажным отделом выполняется подготовка труб для котлов любого типа. При необходимости гнутье по шаблонам и предварительная подготовка.

Замена труб поверхностей нагрева выполняется специалистами монтажного отдела, имеющими все необходимые аттестации и обучения. Компания располагает всеми разрешающими документами и свидетельством СРО, аттестацией технологии сварки НАКС.

На счету ООО «ЭВОЛИ ПЛЮС» значительное количество успешно выполненных работ по замене труб поверхностей нагрева, как паровых, так и водогрейных на различных видах топлива и различной мощности и конструкций.

ООО «ЭВОЛИ ПЛЮС» выполнит для Вас замену труб поверхностей нагрева, экранных труб, труб конвективных пучков, труб пароперегревателей и дымогарных труб. Для этого достаточно связаться с нашими специалистами любым удобным для Вас способом и обсудить техническое задание.

Российская ФедерацияРД

• Оглавление

  Скрыть

• Детали

  Инструкция по монтажу поверхностей нагрева паровых котлов производительностью от 75 т и выше

  Вид документа:
  РД

  Принявший орган: Минэнерго СССР

  Статус: Действующий

  Тип документа: Нормативно-технический документ
  Дата начала действия: 20 апреля 1964 г.
  Опубликован:

• Ссылается на
• На него ссылается

установить закладку

установить закладку

ИНСТРУКЦИЯ
ПО МОНТАЖУ ПОВЕРХНОСТЕЙ НАГРЕВА ПАРОВЫХ КОТЛОВ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТЬЮ ОТ 75 т И ВЫШЕ

УТВЕРЖДЕНА Главным инженером Технического управления по строительству электростанций и сетей ГПКЭиЭ 20 апреля 1964 г.

Инструкция разработана Отделом организации и механизации монтажа тепломеханического оборудования (TM-1) Московского филиала института "Оргэнергострой"

Составители инженеры:

Каменецкая И.В., Орлов М.С., Шевченко В.Н.

Редактор инж. Шульман Е.И.

В инструкции даны указания по подготовке к монтажу, сборке блоков, монтажу, а также сдаче и приемке смонтированных поверхностей нагрева.

Инструкция предназначена для монтажного персонала, занимающегося непосредственно выполнением работ по монтажу паровых котлов, а также для инженерно-технических работников монтажных и проектных организаций.

I. ОБЩИЕ УКАЗАНИЯ

1. Настоящая инструкция является руководством при монтаже поверхностей нагрева барабанных и прямоточных паровых котлов производительностью 75-950 т/ч, давлением 39-255 ат и температурой 450-585 °С, изготовляемых Подольским машиностроительным, Таганрогским и Барнаульским котельными заводами.

2. Инструкцией предусмотрен монтаж всех работающих под давлением трубных поверхностей нагрева (водяных экономайзеров, экранов и прочих радиационных и конвективных поверхностей нагрева), а также трубчатых воздухоподогревателей котла.

3. Инструкцией предусматриваются все стадии монтажа указанных поверхностей нагрева котлов, в том числе: сборка в блоки и подготовка к сварке на укрупнительно-сборочных площадках; монтаж блоков и отдельных деталей поверхностей нагрева; гидравлическое испытание отдельных блоков, узлов и котла в целом; поузловая сдача и приемка элементов поверхностей нагрева; испытание котла на паровую плотность, а также регулировка предохранительных клапанов.

4. Настоящей инструкцией не освещены вопросы:

а) монтажа трубопроводов в пределах котла, который не отличается от монтажа станционных трубопроводов, регламентируемого "Инструкцией по монтажу трубопроводов из углеродистых и низколегированных сталей";

б) сварки, а также термообработки стыков этих же трубопроводов, рассматриваемые в "Инструкции по ручной электродуговой сварке труб из углеродистых и низколегированных сталей" и в "Инструкции по газовой сварке труб малых диаметров из углеродистых и низколегированных сталей";

в) монтажа регенеративных воздухоподогревателей, так как готовится к изданию "Инструкция по монтажу регенеративных вращающихся воздухоподогревателей";

г) монтажа калориферов и пароохладителей, предусматриваемые в специальных инструкциях;

д) очистки внутренних поверхностей барабана, труб и змеевиков - изложенные в "Инструкции по щелочению паровых котлов" и в временных "Руководящих указаниях по предпусковой химической очистке теплосилового оборудования".

В настоящей инструкции не освещены изменения в технологии сборки поверхностей нагрева, вызванные применением в последнее время новых способов сварки - бесприхваточной или с ограниченным количеством прихваток; массовой бесштуцерной приварки труб к камерам, и барабанам, а также отказом от газовой сварки.

Эти изменения в технологии сборки могут быть внесены в дальнейшем, после накопления достаточного опыта и проверки эффективности как новых способов сварки, так и новых методов сборки.

5. Указания, требования и допуски, приведенные в настоящей инструкции, увязаны с "Техническими условиями на монтаж котельного оборудования" (СН 101-60), утвержденными Госстроем СССР 31 мая 1960 г., и с "Правилами устройства и безопасной эксплуатации паровых котлов" Госгортехнадзора.

6. Приведенные в инструкции указания по сборке монтажных блоков разработаны с учетом того, что поверхности нагрева поставляются как в виде заводских блоков, так и россыпью. Укрупнение заводских блоков в монтажные, а также сборка монтажных блоков из элементов, поставляемых россыпью, должны выполняться на укрупнительно-сборочной площадке.

7. Работы по сборке и монтажу поверхностей нагрева должны производиться с соблюдением действующих правил техники безопасности, охраны труда и противопожарной охраны.

II. ПОДГОТОВКА К МОНТАЖУ

Техническая документация для монтажа

В состав технической документации, необходимой для монтажа поверхностей нагрева, должны входить:

а) заводские монтажные чертежи на отдельные блоки и узлы котла;

б) заводские инструкция по монтажу котла, а также монтажные указания завода-изготовителя, которые прилагаются к комплекту монтажных чертежей;

в) отправочные ведомости завода-изготовителя, а также паспорта с сертификатами;

г) технологические карты на монтаж отдельных элементов блоков котла;

д) монтажные и сварочные формуляры;

е) руководящие указания по сварке и контролю качества сварки при монтаже тепломеханического оборудования электростанций;

ж) технические условия на монтаж котельного оборудования CH-101-60 (либо СНИП III-Г.10.4-62 после его издания Госстроем СССР);

з) проект производства работ (ППР), которым предусматривается: размещение элементов поверхности нагрева на укрупнительно-сборочных площадках; использование крупных и малых механизмов для сборки и монтажа блоков; оснащение укрупнительно-сборочных площадок и рабочих мест разводками кислорода, ацетилена, естественного газа, сжатого воздуха, а также обеспечение их силовой и осветительной сетями, такелажными схемами подъема и установки блоков в проектное положение.

9. Заводские монтажные чертежи должны иметь надпись "в производство" за подписью главного инженера дирекции электростанции.

Проект производства работ должен быть утвержден главным инженером монтажного треста.

10. Все технологические и геометрические отступления от заводских рабочих чертежей, которые могут возникнуть в процессе сборки блоков и монтажа поверхности нагрева котла, должны быть согласованы с представителем завода-изготовителя.

Отступления от проекта производства работ, согласовываются с проектной организацией, выполнявшей ППР.

Особенности хранения оборудования

11. Узлы и детали поверхностей нагрева должны храниться в соответствии с "Инструкцией по приемке, проверке, хранению и консервации энергетического оборудования на объектах Министерства строительства электростанций", утвержденной Техническим управлением МСЭС решением N 125 от 31 мая 1961 г., а также с заводской инструкцией по складированию оборудования на монтажной площадке.

12. В дополнение к указанным инструкциям требуется соблюдать следующие правила:

а) трубы, змеевики и камеры должны быть уложены по отдельным узлам с обозначением на специальной табличке наименования узла;

б) размещение блоков или отдельных элементов поверхности нагрева должно обеспечивать удобство подхода к каждому узлу, а также удобство погрузки его для транспортирования на сборку или монтаж в соответствии с технологической последовательностью монтажа;

в) змеевики и трубы, изготовленные из аустенитной стали, должны храниться отдельно от змеевиков и труб, изготовленных из перлитной стали. Необходимо следить за тем, чтобы на поверхности аустенитных труб не образовались вмятины, забоины, риски (см. п.139 настоящей инструкции);

г) мелкие детали крепления поверхности нагрева (крепеж, прокладки и др.) при поступлении на монтаж должны быть рассортированы по узлам и храниться на стеллажах. При этом должны быть приняты меры против коррозии этих деталей, а также организован контроль за их расходованием.

Технический осмотр оборудования

13. В соответствие с техническими условиями на монтаж котельного оборудования СН 101-60 барабаны котлов поступают на площадку с собранными сепарационными устройствами и запломбированными люками, с закупоренными патрубками и отверстиями.

14. При наружном осмотре барабанов и коллекторов необходимо:

а) проверить соответствие их рабочим чертежам, а также наличие на всех штуцерах или отверстиях плотных крышек или колпачков, защищающих от попадания грязи и посторонних предметов во внутреннее пространство барабанов и коллекторов.

При отсутствии либо утере крышек барабан или коллектор подлежит внутреннему осмотру и очистке, с последующим плотным закрытием штуцеров или отверстий.

Приварка колпачков к штуцерам, выполненным из легированной стали, должна производиться с предварительным подогревом, чтобы не допустить появления микротрещин в легированном металле;

б) выявить видимые пороки на основном металле и в сварных швах: трещины, выходящие на поверхность шва или расположенные в зоне термического влияния сварки на основной металл; наплывы или подрезы в местах перехода от шва к основному металлу; ноздреватость и пористость наружной поверхности шва; отклонения по ширине и высоте сварных швов от указанных в чертеже; закаты, плены, вмятины, расслоения и трещины на основном теле барабанов, коллекторов штуцеров и заглушек.

15. При проверке расположения трубных отверстий и штуцеров барабанов и коллекторов допускаются: отклонения по шагу в продольном и поперечном направлении до 2,0 мм, отклонения расстояния между осями крайних штуцеров или трубных отверстий в одном ряду до 3,0 мм.

16. На поверхности кромок штуцеров, предназначенных для сварки с трубами, не должно быть трещин и забоин. Качество подготовки штуцеров под сварку проверяется непосредственно перед стыковкой их с трубами.

17. Зеркала фланцев на штуцерах и уплотняющие поверхности лазов и лючков должны быть чистыми и не иметь забоин, рисок, вмятин и волнистости. Скобы лючковых затворов должны прилегать к поверхности коллектора и барабана без перекосов.

18. При приемке барабанов и коллекторов допуски не должны превышать, мм:

19. При техническом осмотре трубной системы котла необходимо проверить: не погнуты ли трубы, змеевики и прочие детали (дистанционные и детали крепления); нет ли на трубах вмятин, плен, закатов, подрезов, трещин и разрывов (как в основном металле так и в сварных стыках, а также в местах приварки крепежных деталей).

20. Трубы и змеевики поверхности нагрева должны иметь сертификаты или паспорта, а приведенные в них данные должны соответствовать требованиям правил Госгортехнадзора и технических условий. В сертификате или паспорте должны быть указаны: химический состав металла труб, результаты механических и гидравлических испытаний и режим термообработки.

21. Допускаемые отклонения размеров наружных диаметров и толщины стенки труб приведены в табл.1.

Таблица 1

* По техническим условиям черной металлургии 2579 - ЧМТУ - 2579.

** На территории Российской Федерации действует ГОСТ 8734-75

22. Овальность и разностенность прямолинейных участков труб не должны превышать допускаемых отклонений по диаметру и толщине стенки. Допускаемые отклонения по овальности труб в местах изгиба (в зависимости от радиуса гиба) приведены в табл.2.

Таблица 2

Номинальный наружный диаметр трубы, мм

Радиус колена, мм (не более)

23. Собранные в заводские блоки детали трубной системы котлов при приемке должны проверяться с соблюдением тех же требований, что и при сборке аналогичных элементов в блоки.

24. Допускаемые отклонения положения приварных деталей для крепления экранных труб не должны превышать, мм:

25. При осмотре опор и подвесок барабанов и коллекторов должны быть проверены:

качество их изготовления и соответствие рабочим чертежам;

плотность прилегания опор и хомутов к стенкам барабанов и коллекторов;

качество резьбы на стержнях подвесок (проверяется путем контрольного навертывания гаек).

26. Все пружины для опор и подвесок должны иметь паспорт. При осмотре их следует убедиться в отсутствии на них трещин, закатов и расслоений. Отклонения размеров пружин от указанных на чертеже не должны превышать, мм:

Отклонение от вертикальной оси свободно стоящей пружины не должно превышать 2 мм на каждые 100 мм высоты пружины.

27. Вся арматура к котлу должна иметь паспорта завода-изготовителя с указанием рабочих параметров, материала основных деталей и результатов испытания на плотность. Повторная ревизия и гидравлическое испытание арматуры до истечения гарантийного срока производиться не должны. Арматуру следует подвергнуть лишь внешнему осмотру и проверить на легкость открывания и закрывания запорных устройств.

По истечении гарантийного срока арматура может быть принята в монтаж после ревизии и гидравлического испытания.

Вся арматура на рабочее давление от 200 ат и выше, независимо от наличия паспортов заводов-изготовителей, подвергается пробному гидравлическому испытанию на прочность при давлении, равном 1,5 рабочего давления, и на плотность при рабочем давлении.

Арматура с электроприводом перед испытанием на плотность должна быть закрыта при помощи электродвигателя.

Арматура, работающая в условиях высоких температур и изготовленная из легированных сталей, перед монтажом должна быть подвергнута стилоскопированию для контроля заводских анализов с проверкой всех элементов: корпуса, крышки, шпинделя, шпилек и гаек.

28. При техническом осмотре секции (кубов) трубчатых воздухоподогревателей необходимо убедиться в отсутствии следующих дефектов: погнутости и вмятин труб; некачественной приварки торцов труб к трубным решеткам (пористость швов, трещины и неплотности, а также пропуски в обварке отдельных труб); искривления верхних и наших трубных решеток; искривления формы кубов; неравенства диагоналей между решетками.

29. Отклонения размеров элементов трубчатого воздухоподогревателя от проектных не должны превышать допусков, приведенных ниже:

30. При обнаружении дефектов, перечисленных выше, составляется технический акт с участием представителей заказчика, монтирующей организации и завода-изготовителя.

31. Обнаруженные при техническом осмотре дефекты барабана или коллектора, влияющие на прочность (трещины, некачественные сварные швы, глубокие плены), могут устраняться только по решению комиссии с участием представителей Госгортехнадзора и завода-поставщика.

Мелкие дефекты (вмятины или разрывы кромок штуцеров и другие), появившиеся в результате небрежного транспортирования, исправляются на месте монтажа под руководством шефперсонала завода и при непосредственном участии мастера или прораба монтирующей организации.

III. СБОРКА БЛОКОВ ПОВЕРХНОСТЕЙ НАГРЕВА

Организация сборочной площадки

32. Необходимо, чтобы площадка для сборки блоков поверхности нагрева была спланирована и подготовлена в соответствии с проектом организации работ и отвечала следующим первоочередным требованиям:

а) расположение стеллажей для сборки блоков должно соответствовать предусмотренной ППР технологической последовательности подачи блоков в монтажную зону, а сами стеллажи не должны давать осадку под действием тяжести блоков;

б) площадка должна быть оснащена кранами и другими транспортными средствами для сборки и погрузки блоков, а также иметь подъездные железнодорожные пути и автомобильные дороги для подвоза поступающих в сборку деталей и доставки блоков на монтаж;

в) на площадке должны быть устроены разводки труб кислорода, ацетилена, пропан-бутана или естественного газа и сжатого воздуха, а также проложены электросиловые и электроосветительные сети с установкой и подключением необходимого количества электросварочных постов постоянного и переменного тока.

33. До начала сборочных работ должны быть подготовлены приспособления для сборки блоков: козлы, опорные рамы, центрирующие приспособления, правочные скобы, стропы, защитные брезентовые кабины для сварки, инструмент, а также передвижные металлические кабины размером 2x3 м с полками для хранения мелких деталей, электродов, сварочной проволоки, инструмента, стропов, сварочных шлангов и кабеля.

34. Завозить на сборочную площадку детали оборудования, подлежащие сборке в блоки, разрешается только после выполнения всех перечисленных выше условий.

Сборку блоков не следует начинать до полного оборудования сборочной площадки.

Использовать сборочные площадки под разгрузку оборудования, не относящегося к данному блоку, категорически запрещается.

Общие указания по подготовке труб поверхности нагрева к сборке и сварке

35. При непосредственной приварке труб к коллекторам и барабанам котла на монтажной площадке, сварочные операции должны производиться в соответствии с разделом У "Инструкции по ручной электродуговой сварке труб из углеродистых и низколегированных сталей" (издание Московского филиала института "Оргэнергострой", 1963 г.).

Обработка труб под сварку и обрезка их на монтаже должна производиться механическим способом или газовой резкой с последующей обработкой торцов и фасок.

При обрезке из легированных сталей газовой горелкой концы труб должны иметь припуск для последующей обработки со снятием металла. Размер этого допуска должен составлять 1-5 мм, возрастая с увеличением диаметра трубы и толщины ее стенки.

36. Обрезка труб из аустенитных сталей может производиться резцами, а также газо-флюсовым, кислородо-песочным или электродуговым способом. При огневой резке должен быть предусмотрен припуск не менее 10-15 мм для последующей механической обработки.

Фаски для сварки этих труб должны сниматься только специальными машинками.

37. Стыковка труб экранов и змеевиков и их сварка должны выполняться с применением специальных центровочных приспособлений, обеспечивающих соосность стыкуемых труб и допускающих свободную усадку шва в процессе сварки. Прихватка или приварка сборочных и центровочных приспособлений к трубам, предназначенным для работы под давлением, не допускается.

38. Указанные центровочные приспособления должны обеспечивать необходимые усилия, препятствующие смещению концов труб. В приложении приведены чертежи шести типов этих приспособлений.

39. Обработка для сварки концов стыкуемых труб поверхностей нагрева, предназначенных к работе под давлением, должна быть выполнена с соблюдением следующих размеров: угол скоса фаски 35±2° для электродуговой и 40-45° для газовой сварки; притупление кромок и зазор в стыке - 1±0,5 мм.

40. Перекос плоскости торца по отношению к оси трубы не должен превышать 0,5 мм при подготовке торца для газовой сварки и 1 мм - для электродуговой.

41. Разность наружных диаметров свариваемых труб поверхности нагрева не должна превышать 1,5%. Разница в толщинах стенок свариваемых труб не должна быть более 15% от толщины стенки, но не превышать 0,5 мм.

42. Наружное смещение кромок свариваемых труб не должно быть больше наименьшей из двух величин: 15% от номинальной толщины стенки и 1,5% от наружного диаметра. Перекос осей труб в месте сварного соединения не должен превышать 1 мм. Величина перекоса определяется как разность зазоров, замеренных на расстоянии 200 мм от стыка и непосредственно у стыка.

43. Сужение внутреннего диаметра трубы в месте сварного шва должно быть проверено при помощи шара, диаметр которого выбирается по табл.3.

Таблица 3

Наименование	Наружный диаметр трубы, мм	Отношение радиуса гиба к наружному диаметру трубы ()	Материал трубы	Диаметр контрольного шара в зависимости от внутреннего диаметра трубы ()
Экранные и котельные трубы
Змеевиковые поверхности нагрева
Экранные и котельные трубы и змеевиковые поверхности		равно или менее 3,5
Экранные и котельные трубы и змеевиковые поверхности нагрева	42 и менее	равно или менее 3,5	углеродистая или низколегированная сталь
Экранные и змеевиковые поверхности нагрева	42 и менее	равно или менее	высоколегированная сталь

Примечание. Уменьшение внутреннего диаметра в месте шва при сварке труб с подкладными кольцами устанавливается техническими условиями завода-изготовителя.

Если при проверке шар не проходит, то сварной шов должен быть вырезан и заварен заново. Проверка шаром труб должна производиться до гидравлического испытания котла.

44. Прихватка стыка производится в двух точках электродами той же марки, что и для основного шва. Длина прихватки должна быть равна 10-15 мм.

Для повышения производительности труда электросварщиков, выполняющих погонную сварку стыков, не следует загружать прихваткой стыков.

На прихватку следует выделять квалифицированных сварщиков, имеющих удостоверение на право производства ответственных сварочных работ, причем эти сварщики должны обслуживать одновременно несколько сборочных бригад.

Сборка экранных блоков

45. Перед началом сборки экранных блоков устанавливаются сборочные опорные конструкции для коллекторов и труб, причем каждая позиция труб должна иметь две опорные точки (рис.1).

Рис.1. Расположение опор при сборке экранных блоков

а - при сборке экранных блоков с щитовой обмуровкой;

б - при сборке экранных блоков с навесной натрубной обмуровкой

46. Указанные выше временные сборочные опорные конструкции под коллекторы и трубы должны располагаться так, чтобы они не мешали при стыковке и сварке труб.

Коллекторы перед установкой на опоры должны быть очищены от грязи, стружки и других посторонних предметов, а также продуты сжатым воздухом.

Осмотр очищенных коллекторов оформляется специальным актом.

Установленные на временные опоры коллекторы выверяются гидроуровнем по всем геометрическим размерам с допусками по высоте +3 мм, горизонтальности - +3 мм, параллельности - +2 мм и по диагоналям, привязанным к центрам крайних штуцеров, - +5 мм.

После установки и выверки размеров коллекторы временно закрепляются к опорным конструкциям, после чего во избежание перекосов блока устанавливаются маяковые трубы.

47. После выверки и закрепления коллекторов необходимо зачистить под сварку (до чистого металла) концы штуцеров и труб на длину 15-20 мм. Зачистка должна производиться, как правило, механическим способом.

48. Предварительная плазировка экранных труб как самостоятельная операция до сборки труб в блоки не производится.

49. Трубы раскладываются на сборочном стенде по маркам и позициям, после чего приступают к их стыковке.

Обычно экранные трубы по своей длине поставляются заводами в виде трех частей согласно рис.2.

Рис.2. Раскладка экранных труб перед стыковкой

Стыковку экранных труб можно вести двумя способами:

1) сначала пристыковывают трубы к коллекторам, после чего пристыковываются средние участки труб.

2) пристыковку начинают с труб позиции 1 к штуцерам нижних коллекторов, затем к ним пристыковывают трубы среднего участка (позиция 2), а к ним - трубы позиции 3. При этом способе замыкающий стык у верхнего коллектора заваривается в последнюю очередь.

50. Кроме прокатки шаром каждой трубы перед ее пристыковкой, каждая труба проверяется шаром и после заварки стыков. Поскольку прокатка шаром ведется в сторону нижнего коллектора, при первом способе стыковки остаются не проверенными стыки между участками 2 и 3, а при втором способе - стыки между участком 3 и верхним коллектором.

При этом необходимо иметь в виду, что первый способ пристыковки, хотя и является более простым с точки зрения удобства подгонки среднего участка, требует двойной прокатки шаром, в то время как при втором способе прокатка выполняется один раз, причем контролируются все три сварных стыка. Если на трубах экранов предусмотрены развилки с установленными в них анкерами, то прокатка этих труб осуществляется шарами диаметром 20-25 мм.

51. В зависимости от конструкции обмуровки (навесная-натрубная или щитовая) расположение коллекторов и труб относительно земли будет различным: при щитовой обмуровке положение огневой стороны экранных труб направлено вверх, при навесной - вниз (см. рис.2).

52. Двухсветные экраны собираются в блоки на ребро с вертикальным расположением коллектора, при этом допускаемое отклонение коллектора от вертикального положения не должно превышать 3 мм, а отклонение коллектора от параллельного положения - 2 мм.

53. Для обеспечения правильного расположения экранных труб в местах разводки у горелок, рекомендуется на сборочных козлах устанавливать металлические кружала или щитки, соответствующие размерам амбразур горелок.

Расстояние между горизонтальными осями кружал, щитков и нижних коллекторов должно быть более проектного размера на величину опускания труб при их термическом удлинении (рис.3).

Рис.3. Установка кружал для соблюдения необходимых размеров при разводке труб в зоне амбразур горелок

Разводку труб в местах амбразур горелок следует располагать в несколько рядов по глубине в соответствии с заводскими чертежами. Сначала следует набирать трубы, расположенные в нижнем ряду, а затем - в верхних рядах.

54. При сборке экранных труб, изогнутых в двух плоскостях (пространственное гнутье) для обхода смотровых лючков и горелочных амбразур, в случае значительных отклонений от геометрических размеров положения гибов, следует исправлять контуры гибов либо правкой трубы после нагрева, либо путем перерезывания трубы с перемещением гибов вверх или вниз и с последующей вставкой на прямом участке патрубка длиной не менее 150 мм.

55. Подгибку труб в монтажных условиям разрешается производить, если величина угла подгибки не превышает 10-15° для углеродистых сталей и 5-10° для хромомолибденовых и хромомолибденованадиевых сталей.

Подгибка труб из углеродистых сталей и стали марки 15ГС с толщиной стенки до 20 мм может производиться в холодном состоянии; при толщине стенки трубы 20 мм и выше подгибка должна производиться с нагревом места подгибки до температуры 700-730 °С и с последующим медленным охлаждением в асбестовой манжете.

Подгибка труб из хромомолибденовых и хромомолибденованадиевых сталей должна производиться с нагревом места подгибки до температуры 750 °С и с последующим медленным охлаждением места подгибки в асбестовой манжете. Термообработка места подгибки не требуется.

56. Подгибка труб из аустенитных сталей может быть допущена в монтажных условиях в виде исключения.

При этом угол подгибки (величина остаточной деформации) не должен превышать 10°; подгибка выполняется в холодном состоянии без последующей термической обработки.

57. При сборке труб поверхности нагрева воспрещается располагать сварные швы на коленах и в местах размещения приварных деталей. Длина прямого участка от колена до сварного шва не должна быть менее 50 мм для котлов с рабочим давлением до 40 ати и не менее 70 мм для котлов с рабочим давлением свыше 40 ати. Приварные детали должны располагаться от сварного шва на расстоянии, превышающем толщину стенки трубы, но не менее 10 мм.

58. После сборки экранных труб в блоки обычно производятся работы по обеспечению необходимой дистанции между трубами по шагу.

На рис.4 приводится примерная установка дистанционных планок шириной 20 мм, располагаемых в 2-3 поясах; расстояние между поясами равно длине экрана, деленной на 3 или 4 (в среднем около 6 м).

Высота планки - 1 при шаге труб 64 мм и 60 мм; 3 мм.

Рис.4. Приварка дистанционных планок

59. При выходе отдельных труб из плоскости экрана более чем на 5 мм, они рихтуются путем нагрева выпуклой части трубы.

Участок трубы нагревается газовой или специальной мазутной горелкой (эскиз горелки прилагается) на длине 200-250 мм при ширине нагрева 30-40 мм. При исправлении большой выпуклости нагрев трубы производится несколько раз.

Следует иметь в виду, что в период нагрева труба увеличивает выпуклость, но после остывания выпуклость трубы заметно уменьшается.

На рис.5 показана горелка на жидком топливе для нагрева труб, изготавливаемая по чертежам треста "Южтеплоэнергомонтаж".

Рис.5. Горелка на жидком топливе для нагрева труб

60. Если ошиповку труб поверхностей нагрева приходится выполнять в монтажных условиях, приварку шипов следует производить наиболее производительным способом - электродуговой сваркой с применением сварочных пистолетов. Если количество вновь приваренных шипов на одной трубе превышает 10% от общего количества шипов этой трубы, то до выполнения обмуровочных работ она должна быть испытана давлением, превышающим рабочее на 25%.

Необходимо иметь в виду, что массовую ошиповку труб следует производить до сборки их в блоки, так как трубы, собранные в блок, при ошиповке будут менять конфигурацию под воздействием термических напряжений. Ошиповка труб поверхности нагрева должна проводиться по специальной инструкции завода-изготовителя данного котла.

61. Если в экранный блок входят опускные трубы, то они устанавливаются и стыкуются аналогично экранным.

62. После окончания сборки экранных труб в блоки к ним приваривают все детали крепления экранов к каркасу и детали крепления обмуровки.

Приварка деталей к трубам должна производиться сварщиками, имеющими удостоверение на право производства ответственных сварочных работ. Допускать к приварке деталей к трубам сварщиков, не имеющих соответствующей квалификации, не разрешается.

63. Собранные блоки экранов, имеющие навесную (натрубную) обмуровку, до начала укладки обмуровочных материалов должны пройти гидравлическое испытание на давление 1,25 Рраб. Для этого лючковые заглушки на коллекторах тщательно закрываются, а все свободные штуцера и концы опускных труб заглушаются путем приварки глухих донышек (с последующей их отрезкой и обработкой стыков под сварку после испытания).

После удовлетворительных результатов гидравлического испытания блока составляется соответствующий акт и блок передается для производства обмуровочных работ.

64. Гидравлическое испытание блоков экранов, подлежащих обмуровке на сборочной площадке, также должно производиться после приварки к ним деталей крепления экранов и обмуровки.

65. Если гидравлическое испытание блоков выполняется в зимнее время, над блоками должен быть сооружен тепляк с обогревом, который может быть использован и для производства в нем обмуровочных и изоляционных работ.

66. Блоки циклонных предтопков должны быть собраны с теми же допусками, что и экраны с последующей опрессовкой на укрупнительно-сборочной площадке до монтажа.

Сборка блоков радиационной поверхности прямоточных котлов

67. Блоки радиационной поверхности прямоточных котлов могут собираться тремя способами в зависимости от технологии, предусмотренной ППР (способы перечисляются в порядке роста их прогрессивности):

1) плоскими блоками, совмещенными со стенками каркаса;

2) пространственными блоками-корзинами;

3) пространственными блоками каркаса с включенными в них трубными системами поверхности нагрева и частично обмуровкой.

68. Второй способ эффективнее первого, так как до 80% монтажных стыков выполняется на месте сборки, облегчая этим условия работы сварщиков и соответственно ускоряя работы при монтаже.

Однако этот способ имеет свои недостатки, главным из которых является необходимость применения специальных временных приспособлений для придания жесткости блокам-корзинам на период их установки в проектное положение, что вызывает, помимо дополнительных затрат труда, дополнительный расход металла.

69. Наиболее прогрессивным и распространенным за последнее время является третий способ сборки блоков, позволяющий использовать преимущества монтажа объемных блоков с довольно высокой степенью укрупнительной сборки без дополнительного расхода металла и затрат труда.

При этом способе топочная шахта разделяется по высоте на объемные блоки, состоящие из стен каркаса с закрепленными на опорах лентами поверхности нагрева и деталями крепления, а также частично и обмуровкой.

70. Перед началом сборки заводских пакетов радиационных частей котла в блоки необходимо проверить правильность шага труб, соответствия габаритов пакетов и отдельных труб проектным размерам, а также правильность и качество приварки опор и креплений, после чего заводские пакеты должны быть разложены по позициям.

71. Вся трубная радиационная часть перед сборкой в блоки должна быть проверена прокаткой шара соответствующего диаметра. После прокатки шаром открытые концы труб должны быть плотно закрыты металлическими колпачками, которые могут быть сняты только непосредственно перед стыковкой труб между собой. О прокатке труб шарами должна быть сделана запись в монтажном журнале. Прокатка шаром повторяется еще два раза: после сварки стыков труб в собранном блоке и после сварки стыков между блоками в топке. Если в одной радиационной поверхности имеются трубы разных диаметров, стыки труб каждого диаметра после сварки в топке проверяются контрольным шаром.

72. При сборке радиационной поверхности в плоские блоки на каркасе должны быть выдержаны высотные отметки крепления труб к каркасу и кронштейнов под опоры с допускаемыми отклонениями от проектных размеров ±1 мм на 1 м длины, но не более 10 мм на весь размер от нижнего до верхнего кронштейна. Несоблюдение допусков может привести к несовпадению монтажных стыков труб в топке.

73. Одновременно со сборкой плоского блока радиационной части к стенке каркаса должен привариваться кронштейн под обмуровку, а также устанавливаться временные жесткости, предохраняющие блок от перекосов и препятствующие отрыву труб радиационной части от стены при выводе блока в вертикальное положение.

Перед креплением пакетов радиационной части к стенкам каркаса гибы труб должны быть проверены шаблоном.

74. Пространственные блоки (корзины нижней и средней части радиационной поверхности, а также холодные воронки) должны собираться в кондукторе или в специальном приспособлении, имеющем допуск на разность размеров диагоналей не более 5 мм.

Для увеличения жесткости блока холодной воронки, стенки его связываются распорками из балок.

75. Для удобства и ускорения сборки пакетов из труб радиационной части, устанавливаемых в блоки, рекомендуется применять приспособление с ограничителями, которые временно привариваются к каркасу и фиксируют положение труб относительно него (рис.6).

Рис.6. Приспособление для сборки блока холодной воронки

1 - щит холодной воронки; 2 - трубы НРЧ; 3 - ограничители из угловой стали 50x50x6 мм; 4 - уголки для крепления ограничителей

76. В процессе сборки блока радиационной части должны быть выполнены операции по проверке правильности гибов труб, а также приварки мертвых опор и кронштейнов под подвижные опоры труб радиационной части. Кроме того, необходима контрольная прокатка труб шаром.

После приварки кронштейнов и установки опор ограничители срезаются.

77. При сборке в блоки нижней, средней и верхней частей радиационной поверхности прямоточных котлов также должны применяться ограничители, устанавливаемые между пакетами труб. Выдержка правильного шага труб по вертикали достигается приваркой дистанционных сухарей, высота которых на 1 мм меньше, чем зазор между трубами.

Расстояние между дистанционными сухарями в горизонтальной плоскости должно быть равно 3-4 м.

78. При проверке собранного блока радиационной поверхности прямоточных котлов отклонения шага труб по вертикали не должны превышать 2 мм, а вылет отдельных труб из общей плоскости - 5 мм.

Рихтовка труб в вертикальной и наклонной плоскостях производится путем нагрева их газовыми или специальными мазутными горелками (см. пункты 55 и 59).

Сборка блоков пароперегревателей и водяных экономайзеров

79. Пароперегреватели на современных котлах разделяются по своей конструкции на следующие типы:

настенные горизонтальные и вертикальные (радиационные);

ширмовые горизонтальные и вертикальные (радиационные);

потолочные (радиационные);

вертикальные (подвесные, конвективные);

горизонтальные (конвективные).

80. Блоки настенных и потолочных перегревателей собираются аналогично блокам экранных поверхностей барабанных котлов и радиационной поверхности прямоточных котлов.

81. Змеевиковые поверхности должны собираться в специальных приспособлениях - кондукторах.

82. Подвесные конвективные перегреватели могут собираться в вертикальном или горизонтальном положении.

Горизонтальная сборка подвесных перегревателей более рациональна, так как требует меньше металла для временных конструкций, удобна для сборки блоков, их погрузки и транспортирования. Однако при горизонтальной сборке требуется повышенное внимание и осторожность при выводе блока в вертикальное положение и заводке его на место.

83. Блоки перегревателей собираются в такой последовательности:

коллекторы выставляются на временные опорные конструкции, выверяются, очищаются от мусора и посторонних предметов и продуваются сжатым воздухом; концы штуцеров зачищаются под сварку с подготовкой фасок; все штуцера закрываются плотными металлическими колпачками, после чего очищенные и закрепленные на опорах коллекторы сдаются по акту соответствующей бригаде для пристыковки змеевиков.

84. Для обеспечения повышенной загрузки сборочной бригады, рекомендуется сборку блоков перегревателя производить специальными консольными кранами грузоподъемностью 0,5 т с вылетом стрелы 6-7 м или П-образными переносными кранами той же грузоподъемности. Применение этих кранов освобождает основные козловые краны от операций по переносу отдельных змеевиков.

85. Змеевики, коллекторы и штуцера перегревателя, изготовленные из легированных сталей, перед сборкой в блоки подлежат дополнительному контролю путем спектрального анализа. Детали, у которых обнаруживается отсутствие необходимых легирующих элементов, подлежат замене.

86. Змеевики перегревателя до установки в блок должны быть продуты сжатым воздухом и прокатаны шаром.

В случае необходимости подгибку конца змеевика при стыковке рекомендуется производить в горячем состоянии, при температурах, указанных в абзацах 2 и 3 п.55 (за исключением концов из аустенитных сталей).

87. Одновременно с набором змеевиков устанавливаются все вспомогательные элементы: стойки, подвески, дистанционные планки и гребенки, тяги, детали крепления и пр., при этом свободно висящие детали должны быть временно закреплены во избежание их падения во время монтажа.

88. После окончания сборки блоков все свободные открытые штуцера и концы труб должны быть плотно закрыты, чтобы в них не попадали посторонние предметы и грязь.

89. При сборке ширм пароперегревателей должно быть проверено размещение креплений и дистанционных элементов. При сборке ширмы должны соблюдаться следующие допуски, мм:

90. При сборке блоков горизонтальных и вертикальных пароперегревателей, а также водяных экономайзеров допускаются следующие отклонения от проектных размеров, мм:

91. Как правило, змеевики должны привариваться к штуцерам коллекторов электросваркой. В исключительных случаях, когда по конструктивным особенностям электросварка невозможна, разрешается применять газовую сварку.

При трех или четырехрядном расположении штуцеров на коллекторе погонную сварку стыков электросваркой вести невозможно; в этом случае во избежание задержки набора змеевиков до заварки стыков предыдущего змеевика рекомендуется применять газовую сварку.

92. Потолочные трубы могут быть собраны в самостоятельные блоки или вместе с блоками пароперегревателей либо металлоконструкций потолочного перекрытия.

IV. МОНТАЖ ЭЛЕМЕНТОВ ПОВЕРХНОСТИ НАГРЕВА, РАБОТАЮЩИХ ПОД ДАВЛЕНИЕМ

Монтаж барабанов

93. Наиболее ответственными при монтаже барабанов являются такелажные операции и подготовка к ним, так как приходится поднимать на значительную высоту барабаны, вес которых обычно превышает грузоподъемность механизмов, применяемых для подъема и установки в проектное положение остальных блоков котла.

Каждый частный случай подъема и монтажа барабана обычно прорабатывается в ППР, где приводятся схемы запасовки полиспастов и указываются необходимые дополнительные конструкции, способы их крепления к зданию, каркасу котла или к мостовым кранам, а также указываются требующиеся такелажные средства: трос, блоки, лебедки для подъема и др.

Указанные дополнительные металлоконструкции должны быть изготовлены из качественного металла и иметь сертификат завода-изготовителя.

94. Перед подъемом барабана необходимо:

а) тщательно осмотреть узлы крепления всех дополнительных конструкций, предназначенных для подъема барабана;

б) отревизовать и хорошо смазать блоки полиспастов. Блоки, имеющие даже незначительные дефекты, для подъема барабанов применять запрещается.

в) проверить трос для строповки барабана и для грузовых полиспастов. Трос должен быть новым и соответствовать по геометрическим размерам и по прочностным характеристикам проектным данным.

Счалка концов троса грузовых полиспастов категорически запрещается.

г) отревизовать грузовые электролебедки, используемые при подъеме барабана, как с механической, так и с электрической стороны. Особенное внимание должно быть уделено надежной работе электромагнитных тормозов.

Перед подъемом барабана все грузовые и оттяжные лебедки должны быть проверены при непосредственном участии механика участка на их максимальную грузоподъемность.

95. На время подъема барабана должны быть прекращены все электросварочные работы в районе подъема, а электросварочные аппараты отключены от сети во избежание возможного пережога тросов грузовых полиспастов случайно протянутым электросварочным кабелем.

96. Для предотвращения скольжения троса по барабану строповку следует выполнять с многократной навивкой.

Строповка барабана через трубные отверстия запрещается. При длине барабанов до 12 м разрешается их строповка через лазы.

97. Бригада, выделенная для подъема барабана котла должна пройти до начала работы специальный инструктаж с изучением системы приема и подачи сигналов, а также передачи команды мотористам и крановщикам.

Район подъема барабана должен быть огражден. Кроме того, должны быть выставлены сигнальщики, предупреждающие об опасности, и вывешены соответствующие предупредительные сигналы и плакаты.

98. До подъема барабана следует:

а) выверить гидроуровнем опорные подушки под барабан;

б) установить верхние плиты подушек и ролики с обоймами в крайнее положение, допускающее свободное перемещение верхней плиты и роликов в сторону теплового расширения барабана;

в) временно закрепить верхние плиты к нижним полушкам опор с роликами и обоймами;

г) разметить на корпусе барабана места посадки его на подушки или места подводки хомутов, что облегчит и позволит уточнить посадку барабана;

д) проверить и подогнать для обеспечения плотного прилегания к поверхности барабана верхние опорные подушки и подвесные хомуты.

99. К подъему барабана на каркас котла следует приступать лишь после того, как каркас окончательно выверен и закреплен, опорные пяты колонн и анкерные болты подлиты бетоном, все узлы металлоконструкций заварены и произведена окончательная приемка каркаса.

100. При установке барабана на опоры необходимо, чтобы заводские отметки керном, нанесенные с двух сторон цилиндрической части барабана у днищ его, располагались в одной горизонтальной плоскости с отклонением не более ±1,5 мм. При большем отклонении разворот барабана исправляется с помощью основного грузоподъемного крана или же гидравлических домкратов. Если на барабане нет отметок керном, он устанавливается с привязкой по штуцерам под руководством шеф-персонала завода.

Отклонение продольной оси барабана от горизонтального положения, проверяемое шланговым гидроуровнем, не должно превышать ±2 мм, независимо от длины барабана.

101. Помимо указанного выше, проверяются:

а) расположение барабана по отношению к фронтовым колоннам каркаса котла (допускаемое отклонение от проектного размера не должно превышать ±5 мм);

б) расстояние по высоте между осью барабана и башмаками колонн (допускаемое отклонение не должно превышать ±5 мм);

в) положение барабанов двух котлов друг относительно друга в горизонтальной и вертикальной плоскостях. При замерах положения осей барабанов или соосности крайних трубных отверстий или штуцеров барабанов, соединяемых трубой, допускаемое отклонение не должно превышать ±3 мм;

г) отклонение расстояния между осями подвесок или опор барабана (допускаемое отклонение не должно превышать ±5 мм);

д) плотность прилегания башмаков барабана к опорным подушкам (допускаемое отклонение в отдельных местах в пределах до 1 мм).

Монтаж внутрибарабанных устройств

102. Как правило внутрибарабанные устройства современных котлов монтируются на заводе-изготовителе; лазовые люки этих барабанов вскрывать на монтажной площадке не рекомендуется.

103. В отдельных случаях (например, при кислотной промывке), когда требуется демонтаж внутрибарабанных устройств, эта работа выполняется следующим образом:

вблизи барабана размещается плотная тара необходимых размеров - металлические или деревянные ящики с крышками;

вскрываются лазы и выполняется тщательная маркировка деталей, подлежащих демонтажу. Маркировка наносится стойкой краской, причем номера деталей указываются по чертежам завода-изготовителя, а на аналогичных деталях проставляются порядковые номера с индексом "правая" и "левая";

детали вынимаются из барабана в строгой последовательности и в том же порядке укладываются в подготовленную тару.

Крепежные детали и прокладки каждого узла собираются в пакеты, маркируются и хранятся в тех же ящиках, где хранятся детали внутрибарабанного устройства.

104. Детали внутрибарабанных устройств, приваренные к барабану, демонтажу не подлежат.

105. При повторном монтаже внутрибарабанных устройств (после кислотной промывки) необходимо руководствоваться заводскими чертежами и указаниями по осмотру и приемке этих устройств с обязательным выполнением следующих требований:

а) все разделительные перегородки между отсеками приваривать сплошным плотным швом, а плотность перегородок проверять на свет (с помощью электролампы или свечи);

б) проверять надежность крепления элементов внутрибарабанного устройства;

в) собирать все верхние элементы сепарационных устройств, примыкающие к телу барабана и отделяющие полости грубой сепарации от сепарационно-активного парового объема с учетом необходимости обеспечения абсолютной плотности соединения их с телом барабана, а также с торцовыми листами и между собой;

г) не допускать в устройствах чистого отсека зазоров, через которые могут прорываться струи пароводяной смеси.

106. При монтаже внутрибарабанных устройств допускаются следующие отклонения от номинальных размеров:

а) по диаметру круглых дроссельных отверстий ±5%;

б) по ширине щелевых проходов для пара ±10%;

в) по положению пароприемного потолка и погружных дырчатых щитов относительно оси барабана или нижней его образующей ±20 мм;

г) по отметке кромок перегородок ±20 мм;

д) по отметке пароспускных щелей щитов и кромок верхних козырьков устройств грубой сепарации ±20 мм;

е) по глубине положения гидравлического затвора минус 10 мм, при наименьшей глубине гидрозатвора 100 мм;

ж) по отметке водораспределительных труб и дырчатых насадок, распределяющих пароводяную смесь или пар под водой, ±20 мм;

з) по высоте сливных кромок водораспределительных корыт или размывочных и барботажных устройств, размещенных в паровом пространстве барабана, ±2 мм;

и) по высоте водоперепускных труб между отсеками ±10 мм;

к) по диаметру водоперепускных труб +10% (уменьшение диаметра не допускается);

л) по отметке верхней кромки корпуса внутрибарабанных циклонов ±10 мм; по диаметру их ±5%; по отметке ввода пароводяной смеси в циклон +20 мм (ввод должен находиться в паровом пространстве циклона);

м) по горизонтальности промывочных щитов ±2 мм.

107. При сборке деталей соленого отсека необходимо обращать особое внимание на плотность соединяемых деталей, для чего их нужно ставить на паранитовые прокладки толщиной 2 мм.

Монтаж блоков экранов

108. В зависимости от конструкций котлов блоки экранов монтируются двумя способами:

1) путем установок их сразу на постоянные опоры в проектное положение;

2) путем установки блоков сначала на временные, а после монтажа металлоконструкций потолочного перекрытия - на постоянные опоры или подвески.

В этом случае следует до начала монтажа блоков экранов изготовить временные опоры, обычно предусмотренные в ППР, смонтировать их и убедиться в надежности их крепления.

109. Для обеспечения минимальной деформации собранных блоков при их перемещении со сборочной площадки в рабочую зону, погрузка и разгрузка их должна производиться двумя козловыми кранами или одним краном, но с помощью траверсы.

Застропку блоков при их подъеме и раскантовке необходимо производить в двух точках по длине блока, причем раскантовка в вертикальное положение должна производиться "на весу" двумя кранами или с применением траверсы.

Производить подъем блока с застроповкой в одной точке и подтягиванием низа блока вдоль платформы категорически запрещается. Эти указания относятся особенно к блокам экранов с навесной (натрубной) обмуровкой, так как возникающие при этом значительные деформации блока могут разрушить натрубную обмуровку.

110. Строповка блоков непосредственно за коллекторы, трубы, змеевики и штуцера не допускается. Ее следует производить за верхнею часть блока с применением специальных лещедок, допускающих работу блока на растяжение от собственного веса. Ни в коем случае не разрешается стропить блок за нижние коллекторы, так как в этом случае неизбежны остаточные деформации в результате продольного изгиба.

111. Лещедки представляют собой два швеллера, обращенных стенками друг к другу, между которыми зажимаются трубы экранного блока. Швеллеры стягиваются соответствующим количеством болтов, пропущенных между трубами. Размеры болтов и швеллеры выбираются в зависимости от веса блока, а длина швеллеров не должна превышать 2 м.

Во избежание самопроизвольного перемещения лещедок, за которые производят застропку блока, вдоль экранного блока к 4-6 трубам экрана над лещедками по ширине блока должны быть приварены упорные косынки (сухари) из листового железа толщиной 5-6 мм размером 30x60 мм. Эти косынки после снятия лещедок срезать не обязательно.

112. Перед подъемом блока необходимо выверить опоры под коллектор экрана по отвесу и по уровню, а также проверить соответствие их установочным размерам на чертеже. Опоры выверяют относительно осей барабана и осей основных колонн каркаса.

113. Монтаж экранов (в том числе двухсветных), с гибкой конфигурацией труб, обусловленной наличием холодной воронки, надлежит проводить в такой последовательности:

а) установить временные монтажные опоры под нижние камеры и под верхнюю часть труб наклонных стен холодной воронки с таким расчетом, чтобы все блоки устанавливались выше проектной отметки на величину расширения трубной системы, указанную в схеме;

б) поднять блоки экранов и установить нижние камеры на временные монтажные опоры; концы труб верхнего пояса экранов приварить к штуцерам на барабане котла или к пароотводящим трубам между коллекторами экранов и барабаном;

в) установить крепление верхнего и нижнего поясов экранов, причем натяжные крючки должны быть установлены в такое положение у дистанционной проушины, при котором допускалось бы свободное расширение труб вниз.

114. После подъема в проектное положение блоки экранов подвешиваются или устанавливаются на предварительно выверенные ранее опоры или крепления.

При этом необходимо проследить, чтобы трубы экранов (в местах разводки их для установки горелок или смотровых лючков) не были защемлены, а также не соприкасались одна с другой. В местах прохода труб через обмуровку на них должны быть надеты манжеты из листового или шнурового асбеста.

118. При выверке блока бокового экрана, установленного на опоры, контролируются:

а) отклонения положения коллекторов экрана от горизонтали (допуск ±3,0 мм на всю длину коллектора);

б) расстояния между горизонтальными осями барабана и коллекторов экрана (допуск ±5,0 мм);

в) разности высотных отметок торцов коллекторов по гидроуровню (допуск ±2,0 мм);

г) расстояния между осями коллектора и осями соответствующих основных колонн каркаса котла (допуск ±5,0 мм);

д) расстояния между осями труб экрана и колоннами каркаса котла (допуск ±5,0 мм);

е) смещение коллекторов по высоте (допуск ±5 мм);

ж) расстояние между осями крайних труб соседних блоков (допуск ±2 мм).

119. При установке потолочных труб отклонения от проектных размеров не должны превышать: по высоте плоскости труб 5 мм, по шагу труб 4 мм, по выходу труб из горизонтальной плоскости 5 мм.

120. После окончания монтажа экранов необходимо удалить все временные опоры и подкладки под коллекторами и трубами холодной воронки, создав тем самым холодный натяг труб экранов с гибкой конфигурацией.

Монтаж блоков радиационной поверхности прямоточных котлов

121. При погрузке пространственных блоков-корзин на платформы должна быть проверена установка всех элементов, предусмотренных ППР, для придания блокам жесткости.

122. При установке на платформы и перевозке пространственных блоков рекомендуется организовать непрерывное и тщательное наблюдение за устойчивостью конструкций, особенно на кривых участках железнодорожных путей. При этом следует применять турникеты, укрепленные на платформах.

123. Перед подъемом блока-корзины с несколькими перестроповками следует добиваться горизонтального и симметричного положения блока на стропах, чтобы предотвратить защемление его в каркасе при заводке.

125. Пространственный блок-корзина радиационной части, заведенный в топку, опирается на временные кронштейны, предварительно приваренные к каркасу. После установки блока в проектное положение к каркасу привариваются постоянные кронштейны под подвижные опоры труб радиационной части котла.

Следует обратить внимание на то, чтобы детали подвижных опор (например скользящие швеллеры) ложились на опорные кронштейны всей плоскостью.

126. Выверка блока в горизонтальной плоскости должна быть произведена до приварки неподвижных опор.

127. После установки блоков в проектное положение они стыкуются и свариваются между собой по монтажным стыкам труб радиационной части.

Одновременно к каркасу привариваются кронштейны для обмуровки, снимаются монтажные приспособления, удаляются ограничители и производится общая рихтовка и проверка труб радиационной части шарами для сдачи топочной камеры под обмуровку.

128. Трубы проверяются шарами, начиная от нижних входных коллекторов, нижней радиационной части до верхнего выходного коллектора.

По окончании этой операции могут быть вварены вставки с гидравлическими шайбами около нижних входных коллекторов, если их установка предусмотрена конструкцией котла.

Монтаж блоков змеевиковых поверхностей нагрева

129. Блоки радиационных перегревателей, расположенных на стенах топки, разгружаются с платформ и раскантовываются в вертикальное положение, после чего устанавливаются на свои места, выверяются и закрепляются аналогично блокам экранов.

130. Блоки ширмовых перегревателей, если они собирались на специальных стендах в проектном положении, грузятся на платформы вместе со стендами. Последние перед подъемом блока остаются на платформе, а блоки перегревателя поднимают на место. В этом случае нет необходимости выводить блок в вертикальное положение.

131. Если блоки ширмового перегревателя собираются в горизонтальном положении, особое внимание следует уделять правильному выведению его в вертикальное положение. Выводить блок необходимо на весу, при помощи двух кранов.

132. При сборке блоков конвективных перегревателей с вертикальными змеевиками может потребоваться раскантовка блока в вертикальное положение. В этом случае следует также применить два крана и раскантовывать блок на весу.

133. Конвективные перегреватели и водяные экономайзеры с горизонтальным расположением змеевиков грузятся на платформы, стропятся и разгружаются на месте их монтажа в обычном порядке, в связи с чем специальных указаний по выполнению этих операций не требуется.

134. Перед подъемом блока на каркасе должны быть установлены и выверены все его опоры и подвески. При установке опор и подвесок на блоке во время его сборки, на каркасе должны быть размечены места установки опор.

135. Блоки конвективного пароперегревателя, водяного экономайзера и переходной зоны прямоточных котлов должны устанавливаться с соблюдением допусков, указанных ниже, мм:

для барабанных котлов

Для барабанных и прямоточных котлов

136. Установка ширмового пароперегревателя должна производиться с соблюдением допусков, приведенных ниже, мм:

137. Сварка змеевиков в условиях монтажа представляет некоторые трудности, например, при четырехрядном расположении труб сваривать стыки электродуговым способом невозможно. В этих случаях сварка осуществляется газовым способом, причем ее должны выполнять два высококвалифицированных сварщика, из которых один варит одну, а второй - другую сторону стыка. При этом особое внимание должно быть уделено провару замков обеих половин стыка, так как эти места наименее удобны для выполнения сварки хорошего качества.

Необходимо тщательно следить, чтобы при сварке не оставались незаваренными (по недосмотру) стыки.

138. После окончания монтажа пароперегревателя должны быть приварены специальные реперы (бобышки) для наблюдения за ползучестью металла коллекторов, работающих при температуре стенки выше 450 °С, в соответствии с "Инструкцией по наблюдению и контролю за металлом паропроводов и пароперегревателей" ОРГРЭСа (Госэнергоиздат, 1961 г.).

Бобышки должны привариваться электросваркой с помощью центрирующей скобы.

139. При монтаже пароперегревателей, змеевики которых изготовлены из аустенитных труб, необходимо иметь в виду следующее: повреждение поверхности аустенитных труб с образованием на ней рисок (кольцевых и продольных), задиров, забоин, вмятин и других углублений (включая следы от клейма сварщиков) приводит к наклепу и концентрации местных напряжений с последующим образованием свищей и разрывов трубок.

Для борьбы с такими последствиями, абсолютно недопустимыми с точки зрения безопасности и надежности эксплуатации котла, необходимо тщательно обрабатывать указанные выше местные повреждения поверхности труб до полной их ликвидации.

Монтаж отдельных коллекторов и труб

140. Все детали пароводяной системы котла, не вошедшие в состав собранных блоков (отдельные коллекторы, пароотводящие и водоопускные трубы, детали конденсационных, сепарационных и других устройств, а также арматура и прочие детали), монтируются россыпью. Эти детали рекомендуется монтировать с использованием переносных портативных средств подъема и перемещения, дополнительно устанавливаемых на котле (доводочные краны и лебедки грузоподъемностью 0,5-1 т). Ниже (рис.7) приводятся передвижные козлы грузоподъемностью 0,5 т для механизации сборки деталей поверхностей нагрева, которые монтируются "россыпью", изготавливаемых по чертежам треста "Южтеплоэнергомонтаж".

Рис.7. передвижные козлы грузоподъемностью 0,5 т для механизации сборки поверхностей нагрева

Желательно, чтобы количество этих дополнительных средств подъема и перемещения соответствовало количеству бригад, занятых на монтаже деталей россыпью.

141. При необходимости установки контрольных труб в процессе монтажа трубных деталей россыпью должны соблюдаться следующие допуски: по величине вылета 2 мм, по выходу из плоскости веера 3 мм. При этом трубы, непосредственно привариваемые к барабанам и коллекторам, должны быть проверены по положению конца трубы в трубном отверстии, а приварка их должна производиться в соответствии с инструкцией, упомянутой в пункте 35.

Допускаемые отклонения отдельных труб за пределы плоскости расположения рядовых труб не должны превышать 5 мм по отношению к контрольным, а отклонение шага труб 5 мм от проектного размера.

142. Окончательная приварка труб к штуцерам барабана должна производиться непосредственна после установки очередной трубы.

143. Отдельные водоспускные и пароотводящие трубы должны монтироваться с соблюдением шага, предусмотренного в заводских чертежах; опоры следует крепить с учетом одновременного теплового расширения указанных труб и экрана.

Перед пристыковкой очередной трубы необходимо продуть ее сжатым воздухом и пропустить через нее шар.

При проверке шаром коротких труб необходимо уделять особое внимание мероприятиям по защите от ударов шарами. Если нет уверенности в эффективности принятых защитных мероприятий, вместо металлических шаров могут применяться шары из мягкого дерева (липы или березы).

144. При сварке труб диаметром 108 мм и выше с применением подкладных колец, последние должны поставляться одновременно с трубами. В случае утери колец их следует изготовить на монтажной площадке из полосовой мягкой стали Ст.1 и Ст.2 (толщина кольца 2-3 мм, ширина 20 мм). Форма колец должна быть цилиндрической. Бочкообразные подкладные кольца применять запрещается.

При разных внутренних диаметрах стыкуемых труб кольца следует изготовлять ступенчатыми с сохранением цилиндрической формы. Подкладные ступенчатые кольца могут применяться для труб, у которых разница в толщине стенок не превышает 3 мм.

145. При сварке стыков внутри труднодоступного пучка труб их следует заваривать полностью, после чего пристыковывать соседнюю трубу в данном пучке. Это позволит повысить качество сварки стыков и исключить пропуск по недосмотру незаверенных стыков.

Монтаж опор и подвесок

146. Опоры и подвески отдельных узлов поверхности нагрева могут в соответствии с технологическими картами либо включаться в блоки, либо монтироваться россыпью.

Скользящие опоры коллекторов при наличии овальных отверстий для болтов следует устанавливать так, чтобы крепежные болты находились в крайнем положении овального отверстия и не препятствовали перемещению опоры вызванному температурным расширением коллектора.

Невыполнение этого требования может привести либо к срезке крепежных болтов при тепловом расширении трубной системы, либо к перемещению последней в неположенную сторону, что может привести к разрушению данного узла.

147. После окончания монтажа пружинные опоры должны быть затянуты до размеров, указанных в проекте, иначе опоры не будет отвечать своему назначению.

148. После окончания монтажа и сварки всех стыков трубной системы котла, монтировавшейся россыпью, должны быть установлены все опоры, подвески и хомуты, а также дистанционные детали.

Приварка указанных опорных и дистанционных деталей к трубам поверхности нагрева, изготовленным из легированных сталей должна выполняться с предварительным подогревом.

149. Опоры, подвески и хомуты, а также дистанционные детали, работающие в условиях высоких температур (450° и выше), должны выполняться из жароупорных сталей и подлежат проверке перед началом монтажа на наличие у них легирующих элементов, что устанавливается спектральным анализом с применением стилоскопа.

150. После окончания всех работ по монтажу труб поверхностей нагрева, включая водоопускные и перепускные, а также по установке постоянных опор и подвесок, производится освобождение всей трубной системы от временных опор и подвесок.

Это должно обеспечить необходимую свободу расчетных температурных перемещений всей трубной системы котла, а также холодный натяг труб.

151. Для уменьшения угла отклонения поддерживающих тяг при тепловом расширении подвесных труб тяги должны устанавливаться со смещением в направлении, обратном тепловым удлинениям труб.

152. Подтяжку подвесных труб желательно производить специальными динамометрическими ключами или другим способом, позволяющим контролировать нагрузку, приходящуюся согласно данным завода-изготовителя на каждую трубу.

Подтяжку подвесных труб следует производить попарно, от середины стены топки к углам ее.

Основным показателем конца подтяжки труб является установка их в проектное положение и равномерное распределение нагрузки на трубы по участкам.

V. МОНТАЖ ТРУБЧАТЫХ ВОЗДУХОПОДОГРЕВАТЕЛЕЙ

153. Трубчатые воздухоподогреватели могут монтироваться или блоками, включающими перепускные, воздушные колпаки и компенсаторы, или отдельными кубами (в зависимости от рекомендаций, приведенных в ППР).

Блоки и отдельные секции (кубы) обычно грузятся на платформы в вертикальном положении, что не вызывает особых затруднений и не требует специальных приспособлений.

В исключительных случаях, когда кубы воздухоподогревателей поступают в монтаж в горизонтальном положении, раскантовку их в вертикальное положение желательно производить двумя кранами на весу.

Застропку и подъем блоков или кубов следует производить с помощью 4-х стропов - пауков с крюками, зацепляемыми либо за бугели, либо за проушины, укрепленные на верхней трубной решетке куба или блока.

154. В кубах трубчатых воздухоподогревателей зачастую возникают перекосы на значительную величину по диагонали за счет деформации трубных решеток, образующейся при обварке концов труб. При монтаже следует применить способ правки кубов в обратную сторону, обеспечив вертикальность труб путем установки клиновых подкладок между нижней трубной решеткой и опорными балками.

Привязочными размерами при установке секций являются расстояния крайних гнезд в трубных решетках от главной оси воздухоподогревателя.

155. При монтаже воздухоподогревателей допускаются следующие отклонения от проектных размеров, мм:

156. При монтаже должно быть обращено особое внимание на тщательное выполнение всех компенсационных уплотнений, исключающее пропуск воздуха, а также на обеспечение возможности беспрепятственного теплового расширения как секций, так и воздушных коробов.

157. После монтажа и выверки соответствующего ряда кубов нижние решетки привариваются к опорным балкам и между собой сплошным швом.

158. Смонтированный воздухоподогреватель с присоединенными к нему напорными воздуховодами должен быть опрессован на плотность от дутьевого вентилятора при плотно закрытых шиберах у горелок и мельниц.

Для ускоренного обнаружения неплотностей при опрессовке во всасывающий патрубок вентилятора вводится порошок сухого мела или охры, окрашивающий струи воздуха и осаждающийся в местах их прохода через неплотности.

VI. ПРИВЕДЕНИЕ ТРУБНОЙ СИСТЕМЫ В НУЛЕВОЕ ПОЛОЖЕНИЕ

159. По окончании монтажа всех элементов поверхности нагрева все временные опоры должны быть удалены, а система котла приведена в проектное положение (в холодном состоянии). В этом состояния положение всех элементов должно быть зафиксировано как нулевое с установкой специальных реперов (указателей перемещения).

160. Реперы подлежат установке на барабанах и коллектора котла в полном соответствии со схемой температурных расширений трубной системы.

При незаполненном водой котле все стрелки реперов должны указывать на планшетах нулевое положение, что должно быть занесено в формуляр расширений.

161. На фронтовых и задних экранах барабанных котлов должен быть осуществлен предварительный натяг контуров в холодном состоянии, так как они в отличие от боковых экранов имеют более ограниченную величину вертикального перемещения из-за повышенной эластичности контура.

Величина предварительного натяга, указываемая обычно в заводских чертежах, должна быть тщательно измерена и зафиксирована в формуляре.

Этот натяг должен быть выполнен до приварки опускных труб к нижним коллекторам, а также до приварки натяжных крючков. При установке крючков должны быть точно выдержаны проектные размеры зазоров между ними и верхней кромкой прорези в крепежной планке, приваренной к трубе.

162. После заполнения котла водой, в результате чего свободные нижние камеры экранов настенного вертикального пароперегревателя и другие элементы поверхности нагрева должны переместиться, необходимо произвести очередной замер по реперам с записью в формуляр расширений.

163. При растопке следует вести наблюдение за температурой металла поверхностей нагрева и за равномерным тепловым расширением элементов котла с соответствующими замерами при различных давлениях. Результаты замеров должны заноситься в формуляр.

Если величина перемещения поверхностей нагрева при тепловом расширении не соответствует указанной в чертежах или технических условиях, подъем давления в котле должен быть приостановлен до выяснения и устранения причин, препятствующих нормальному перемещению трубной системы.

VII. СДАЧА И ПРИЕМКА СМОНТИРОВАННЫХ ПОВЕРХНОСТЕЙ НАГРЕВА

Поузловая приемка

164. Поузловая приемка должна осуществляться по мере окончания монтажа отдельных узлов котла с оформлением соответствующих актов (см. приложение 6) по каждому узлу: водяному экономайзеру, экранам, пароперегревателям, барабану, внутрибарабанным устройствам и воздухоподогревателю. После окончания сборки блоков или укрепления отдельных узлов на сборочной площадке промежуточные акты на окончание этих работ, как правило, не составляются.

165. При поузловой приемке следует проверять:

законченность монтажа всех элементов и деталей;

качество рихтовки;

надежность узлов крепления;

наличие проектных зазоров между трубами и обмуровкой;

возможность тепловых перемещений и отсутствие защемления отдельных деталей и труб.

166. Узел барабана с опорами и подвесками, а также сепарационные устройства должны приниматься с тщательной проверкой: возможности свободного теплового перемещения барабана; прилегания опор и подвесок к телу барабана; качества сборки сепарационных устройств (если они подвергались разборке).

Осмотр и гидравлическое испытание котла

167. По окончании монтажа котел должен быть подвергнут предварительному гидравлическому испытанию на рабочее давление. К этому моменту должны быть тщательно очищены и осмотрены все наружные и внутренние поверхности и соединения, а также устранены все ранее замеченные дефекты, выходящие за пределы норм и допусков.

168. До пуска котла и включения его в работу администрация предприятия - владельца котла должна зарегистрировать его в местном органе Госгортехнадзора. При этом в дополнение к технической документации, представляемой администрацией предприятия для регистрации котла, монтирующая организация выдает за своей подписью удостоверение о качестве монтажа котла.

169. Каждый смонтированный котел, прошедший предварительное гидравлическое испытание, должен пройти до своего пуска техническое освидетельствование, заключающееся в наружном и внутреннем осмотре, а также в гидравлическом испытании, которое должно производиться в соответствии с правилами Госгортехнадзора и в присутствии инженера-контролера по котлонадзору.

170. Гидравлическому испытанию должны подвергаться все работающие под давлением поверхности нагрева: барабаны и коллекторы паровых котлов, экранные системы, пароперегреватели, водяные экономайзеры. Ранее производившиеся гидравлические испытания на укрупнительных площадках отдельных частей блоков или схемы не освобождают от гидравлического испытания собранного в комплексе оборудования.

171. При подготовке котла к гидравлическому испытанию должны быть выполнены следующие работы:

установлены воздушные краны на верхних точках трубопроводов котла для выпуска воздуха при заполнении котла водой;

установлены два вентиля со спускником между ними на подводящей трубе, в том числе, если для гидравлического испытания котла используются действующие питательные насосы;

проложен трубопровод для слива воды из котла;

заклинены рычаги предохранительных рычажных клапанов, а также вспомогательных клапанов импульсно-предохранительных устройств, так как нормальные грузы могут оказаться недостаточными для удержания клапанов в закрытом положении при инспекторском испытании котла.

172. Заполнение охлажденного котла желательно производить деаэрированной, химически очищенной водой с температурой до 80 °С при окружающей температуре воздуха не ниже +25 °С, что позволит избежать излишних тепловых напряжений в барабане и верхних коллекторах котла. При более низкой температуре окружающей среды температура заполняемой воды практически не ограничивается.

173. Давление в котле следует повышать медленно и равномерно и только после удаления из него воздуха.

Когда давление достигнет 5 ати, необходимо произвести первую проверку плотности всех работающих под давлением элементов трубной системы. Если имеются фланцевые соединения производится их подтяжка.

При обнаружении течи или неплотностей необходимо спустить воду из котла и устранить эти дефекты.

174. Котел можно считать подготовленным к сдаче инспектору, если давление, доведенное до рабочего, в течение 20-30 мин останется по манометру без изменения, а при осмотре котла не будет обнаружено дефектов (неплотностей, слезок и потения в сварных швах, остаточных деформаций и др.).

176. Для частичной очистки котла от грязи и шлама, скопившихся в нижних коллекторах, при проведении гидравлического испытания рекомендуется с помощью питательных насосов продувать нижние точки котла поочередным открыванием продувочных вентилей коллекторов экрана и экономайзера на 10-15 мин, поддерживая при этом рабочее давление в котле. Это уменьшит забивание продувочных вентилей грязью и шламом, оставшимися от монтажа.

177. После гидравлического испытания вода из котла должна быть удалена. Если между гидравлическим испытанием и растопкой котла температура в котельной может снизиться до минусовой, вертикальные, недренируемые пароперегреватели котлов подлежат специальному обогреву для предупреждения замерзания воды в змеевиках.

178. При инспекторском опробовании котлы подвергаются пробному давлению, равному 1,25 рабочего, в течение 5 мин по истечении которых давление снижается до величины рабочего, при котором производится тщательный осмотр всех элементов котла для выявления дефектов.

179. Если после окончания монтажа требуется проверка шарами труб поверхности нагрева, ее следует проводить до гидравлического испытания при демонтированных внутрибарабанных устройствах, так как при смонтированных внутрибарабанных устройствах прокатка шарами опускных и подъемных труб невозможна.

Испытание котла на паровую плотность

180. Поверхности нагрева котла следует испытывать на паровую плотность после тщательной внутренней очистки их от органических и кремневых загрязнений, окалины и мусора.

181. Все операции по подготовке котла к растопке для проведения испытания на паровую плотность, а также по растопке котла и подъему давления до проектных параметров должны производиться в соответствии с "Правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей"*.

* На территории Российской Федерации действуют Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации , утвержденные приказом Минэнерго России от 19 июня 2003 года N 229 . - Примечание изготовителя базы данных.

Заполнение барабанного котла перед растопкой должно производиться деаэрированной питательной или химически очищенной водой, а заполнение прямоточного котла - деаэрированным конденсатом. При растопке первого агрегата на станции с прямоточными котлами допускается заполнение котла химически очищенной обессоленной водой.

182. Паровое опробование должно производиться в соответствии с разработанной и утвержденной руководством эксплуатации инструкцией. При растопке котла не следует допускать усиленную продувку перегревателя, так как это вызывает форсированную работу топки при неустановившемся режиме.

183. Кривые подъема давления пара в котле, а также температуры перегретого пара по диаграммам самопишущих приборов должны быть пологими, без каких-либо "пик".

Если на этих кривых появятся "пики", необходимо немедленно отрегулировать режим горения в топке и обеспечить минимальное количество пара, продуваемого через перегреватель.

184. Оптимальное количество продуваемого через перегреватель пара у барабанных котлов должно быть в пределах 5% его производительности.

При растопке прямоточного котла расход питательной воды должен непрерывно поддерживаться в пределах 30% от максимальной нагрузки котла, а режим увеличения давления котла устанавливаться в соответствии с инструкцией завода-изготовителя.

185. Для контроля ползучести эксплуатационный персонал должен до растопки котла произвести замеры диаметров змеевиков пароперегревателя, работающих при температуре выше 450°.

186. Подтяжка лючков и сальников арматуры должна быть произведена при давлении 3-4 ати. Если на котле имеются фланцевые соединения с металлическими прокладками, обтяжка фланцев должна производиться на холодном котле во время его останова.

187. При достижении рабочего давления должны быть отрегулированы предохранительные клапаны и проверена плотность лючков и арматуры. Предохранительные клапаны должны быть отрегулированы на следующие давления: контрольные на 1,05 рабочего давления, рабочие на 1,08 рабочего давления.

188. Регулировку предохранительных клапанов следует производить в присутствии ответственных лиц: прораба монтажа, начальника цеха эксплуатации, представителя завода-изготовителя.

189. Окончание опробования котла на паровую плотность и регулирование предохранительных клапанов фиксируется актом.

Техническая документация для сдачи котла

190. При передаче котла в эксплуатацию должна быть приложена техническая документация, выполнявшаяся в процессе монтажа:

Сводные ведомости дефектов оборудования (прил.1);

Акты на обнаруженные дефекты (прил.2);

Акты на устранение обнаруженных заводских дефектов (прил.3);

Протоколы и сводные таблицы по стилоскопированию деталей для проверки наличия в них легирующих элементов (приложения 4, 5 и 6);

Сводный акт на проверку шарами труб и змеевиков поверхностей нагрева (прил.7);

Акты на поузловую приемку отдельных узлов (прил.8);

Таблица температурных расширений;

Журнал сварочных работ, а также протоколы лабораторий на механическое, металлографическое и прочие испытания сварных стыков котла;

Акт на химическую предпусковую очистку внутренних поверхностей нагрева (прил.9);

Акт на паровое опробование котла и регулировку предохранительных клапанов (прил.10).

Приложение 1

СВОДНАЯ ВЕДОМОСТЬ
дефектов оборудования, выявленных на элементах поверхности нагрева котла____

Станционный номер и наименование электростанции

_____________________________________________

Приложение 2

АКТ
на дефекты оборудования, выявленные на элементах поверхности нагрева котла

(номер котла и наименование электростанции)
Город (поселок)	"___"_______19___г.
	(местонахождение)
Предприятие (заказчик)
	(наименование)
Здание, сооружение, цех
	(наименование)
Мы, нижеподписавшиеся:
представитель заказчика
представитель подрядчика (монтажной организации)
	(фамилия, имя, отчество, занимаемая должность)
представитель завода-поставщика (изготовителя)
	(фамилия, имя, отчество, занимаемая
должность и наименование завода)
составили настоящий акт в том, что в процессе ревизии, монтажа и испытания (подчеркнуть стадию) принятого в монтаж по акту N_______от "___"________19_____г. оборудования:
Наименование
Тип и марка
Заводской N или маркировка
Номер чертежа и проектная организация
(для нестандартного оборудования)
Завод-изготовитель
Дата изготовления оборудования
Дата поступления на склад
обнаружены следующие дефекты:
(подробно перечислить все обнаруженные дефекты, при необходимости дать эскиз или сослаться на номер чертежа и позицию детали)
Для устранения выявленных дефектов необходимо:
(подробно указать: мероприятия или работы, которые подлежат выполнению для устранения дефектов, а также исполнителей и сроки выполнения)

Примечание: В акте либо в приложении к нему необходимо указывать, с ссылкой на соответствующие наряды либо на нормативные источники, количество трудозатрат, необходимых для устранения дефектов, а также стоимость этих работ с учетом материалов, средств механизации и накладных расходов.

Приложение 3

АКТ N____
на устранение заводских дефектов, обнаруженных при монтаже оборудования поверхности нагрева

	"___"________19_____г.
(наименование электростанции-заказчика)
Мы, нижеподписавшиеся:
представитель заказчика
представитель завода-изготовителя (поставщика)
	(наименование завода, должность,
фамилия, имя, отчество представителя)
и представитель подрядчика (монтирующей организации)
(должность, фамилия, имя, отчество)
произвели осмотр и проверку
	(наименование детали, узла либо элемента оборудования)
после устранения дефектов, отмеченных в акте N
			(дата и год составления
акта о дефекте)
При осмотре и проверке установлено:
(краткое описание качества исправленной детали, узла либо элемента оборудования
и ее соответствия своему назначению)
Работа по устранению дефектов производилась
(указать: бригаду и ее руководителя, продолжительность работ и оценку их качества; количество трудозатрат и стоимость)
ПРЕДСТАВИТЕЛЬ ЗАКАЗЧИКА
ПРЕДСТАВИТЕЛЬ ЗАВОДА-ИЗГОТОВИТЕЛЯ (поставщика)
ПРЕДСТАВИТЕЛЬ ПОДРЯДЧИКА (монтирующей организации)

Приложение 4

Приложение 5

Приложение 6

Приложение 7

СВОДНЫЙ АКТ
на проверку шарами труб поверхности нагрева

	(станционный номер котла)
	"_____"______19____г.
Наименование электростанции
Монтажный участок N
	(должность, фамилия, имя, отчество)
Представитель завода
	(наименование завода)
(должность, фамилия, имя, отчество)
	(должность, фамилия, имя, отчество)
составили настоящий акт в том, что за период с __________по__________19___г. было проведено______ проверок шарами трубной системы котла, в том числе:

Представитель заказчика

Представитель завода

Представитель монтирующей организации

Приложение 8

АКТ
на поузловую приемку

Приложение 9

АКТ
на предпусковую химическую очистку внутренних поверхностей нагрева

	"____"________19____г.
(наименование электростанции)
Монтажный участок N_______треста
	(наименование)
Мы, нижеподписавшиеся: представитель заказчика в лице
(должность, фамилия, имя, отчество)
представитель завода
	(должность, фамилия, имя, отчество)
представитель монтирующей организации
	(должность, фамилия, имя, отчество)
и представитель организации, осуществляющей руководство работами по очистке
(наименование организации, должность,
фамилия, имя, отчество)
составили настоящий акт в том, что в период с
(указать дату начала и конца предпусковой очистки)
произведена
	(указать способ очистки и станционный номер
котла, а также остальных узлов, включенных в промывочный контур)
Очистка производилась в соответствии с программой, составленной
(наименование составителя программы)
и инструкцией
	(наименование составителя инструкции)

По окончании химической очистки было произведено вскрытие котла, отсоединение временных промывочных коммуникаций, удаление оставших отложений и восстановление рабочей схемы котла.

Приложение 10

АКТ
на паровое опробование котла и регулировку предохранительных клапанов

	"___"_______19_____г.
(наименование электростанции)
Монтажный участок N ________треста
	(наименование)
Мы, нижеподписавшиеся: представитель заказчика в лице
(должность, фамилия, имя, отчество)
и представитель завода
	(должность, фамилия, имя, отчество)
и представитель монтирующей организации
(должность, фамилия, имя, отчество)
составили настоящий акт в том, что
	(дата и год)
произведено испытание на паровую плотность котла
(станционный номер и наименование электростанции)

Испытание котла и регулирование предохранительных клапанов проводились в соответствии с правилами технической эксплуатации электрических станций и Технических условий на монтаж котельного оборудования.

После испытания котла на паровую плотность получены следующие результаты регулирования предохранительных клапанов

Таблица размеров и весов

Размеры присп. в мм	Диаметры свариваемых труб - Д мм
							1 - Рукоятка с клещами 2 - Ось-заклепка 3 - Щечки с вырезами 4 - Скоба для затяжки (из прута 10 мм) 5 - Привариваемая труба Приспособление представляет собой две щечки из трубы, разрезанной вдоль оси, внутренний диаметр трубы должен быть на 2-3 мм больше наружного диаметра стыкуемых труб. В каждой щечке имеется окно-вырез для прихватки стыкуемых труб. Щечки привариваются к клещам из прута 20 мм, откованным так, как показано на рисунке. При стыковке концы трубы и штуцера захватываются и зажимаются клещами, что и приводит их в соосное состояние. Для усиления зажатия щек служит скоба 4, по которой для этой цели надо слегка ударить несколько раз молотком в сторону конца рукояток клещей, после чего производится прихватка. Для снятия клещей с трубы ударяют молотком по скобе 4 в сторону щек и разжимают челюсти клещей. На рисунке показано приспособление для стыковки труб 32 мм. Вес приспособления ~2,5 кг. Изготовляется на монтажном участке.

Что нужно для ежедневного приготовления пищи? Высокая температура и возможность контролировать источник тепла. Как оказалось, видов домашнего «очага» не так много.

• керосиновая горелка - еще 5 десятилетий назад была основным элементом на любой кухне;
• газовая плита - на сегодняшний день самый массовый «очаг»;
• электроплита - может быть отдельным элементом или встроенным компонентом кухни.

Рассмотрим последний вариант подробнее. Когда посещение кухни было исключительно утилитарным делом (то есть, хозяйку интересовал лишь процесс приготовления пищи), никто не задумывался о внешнем виде электроплиты.

Соответственно с технической точки зрения, это был очень примитивный аппарат:

• корпус;
• нагревательный элемент (спираль или ТЭН в собственном корпусе);
• термостат (присутствовал далеко не в каждой модели);
• механический регулятор нагрева (переключатель сопротивления спирали).

Отремонтировать такую плиту можно было, имея в руках отвертку и пассатижи. Даже нагревательная спираль легко изготавливалась своими руками: на обычный карандаш наматывалась нихромовая проволока. Более продвинутые мастера использовали электродрель и деревянную оправку. Стальной стержень вставлялся в патрон, и процесс намотки выполнялся гораздо быстрее.

Современные варочные поверхности

Затем в кухню пришли модные веяния современного дизайна, и простые электроплиты уже не вписывались в кухонные уголки и комплекты мебели. Появились варочные панели, которые встраиваются в столешницу.

Такая бытовая техника не только красива, она отличается расширенным функционалом. Нагревательный элемент управляется с помощью электронных контроллеров, присутствуют различные системы безопасности. Большинство изделий оснащены сенсорными панелями управления, механическую рукоятку не встретишь даже в моделях эконом класса. Чтобы выполнить ремонт современной варочной панели своими руками, необходимо иметь базовые познания в электронике.

Виды нагревательных элементов современной электрической плиты

Обычная спираль в керамических держателях-изоляторах давно уже не используется. Вместо нее применяются 3 вида электронагревателей, как прямого, так и косвенного воздействия:

Разобравшись с конструкцией нагревателей, вы сможете выполнить ремонт собственной варочной панели.

Неисправности варочных панелей

Если не работает одна из конфорок - это можно пережить. А вот поломка всей плиты - это уже проблема. Можно отнести оборудование в мастерскую, но кроме стоимости запасных частей, с вас возьмут деньги за выполненные работы. Если вы умеете держать в руках паяльник, и располагаете хотя бы мультиметром, отремонтировать варочную панель можно своими руками.

Все неисправности можно разделить на 3 группы

• Поломка нагревательных элементов: для спиральных или галогеновых конфорок - это скорее механическая, чем электрическая проблема, детали вполне ремонтируемые. В крайнем случае (например, галогеновый нагреватель) простая замена. Индукционный излучатель (обмотка) не ломается в принципе, проблема может быть в электронике.
• Выход из строя коммутационных элементов или проводников. Это могут быть реле, контакты, тиристорные ключи. Относятся к не самым сложным элементам при ремонте.
• Электронные схемы: генератор, трансформатор, контроллеры, блок управления. Без глубокого знания электроники ремонтировать эти элементы не получится. В лучшем случае, можно демонтировать неисправный элемент, и установить новый.

Прежде чем начинать сложный ремонт, попробуйте диагностировать «проблемы», которые можно устранить, не разбирая конструкцию.

Например, проверьте подачу питания от вводного защитного автомата, до подключения непосредственно питающего кабеля от панели (включая розетку, при ее наличии). Наличие питания проверяется мультиметром на контактной колодке плиты.

Если не работает панель управления, проверьте ее сухость (если есть подвижные клавиши) и чистоту (в сенсорном блоке). Часто слой засохших брызг просто не дает сенсорным кнопкам «почувствовать» ваши пальцы.

Как разобрать варочную панель

Чаще всего используются встраиваемые в кухонную столешницу панели. Электроприбор имеет самостоятельный корпус с декоративной плоскостью, под которой располагаются нагревательные элементы. Аккуратно достаем панель и кладем ее лицевой стороной вниз на ровную поверхность. Перед началом разборки рекомендуется отсоединить питающие провода. Не лишним будет напомнить, что проводка должна быть заранее обесточена.

После аккуратного демонтажа крышки, мы получаем полный доступ к «внутренним органам» панели. Любая конструкция имеет схожую компоновку: все электрические элементы расположены в так называемом рабочем «корыте» без разделительных барьеров. На иллюстрации представлен вариант, где на всех конфорках установлены нагреватели типа «HiLight».

Уже на этом этапе можно визуально диагностировать целостность проводки и спиральных (ленточных) нагревателей. Все блоки и модули соединяются с помощью разъемов или контактных клемм. При локализации неисправности вы легко сможете извлечь узел для замены или более детальной проверки.

Например, можно снять нагреватель в изолирующем корпусе, подать на него питание, и проверить работоспособность с помощью прибора.

Ремонт варочной панели прямого нагрева (отдельные узлы)

Диагностика неисправностей производится от простого к сложному. После предохранителя, проверяем электропроводку, и работоспособность нагревательных элементов. Контроль за включением-выключением нити нагрева осуществляется с помощью ШИМ (широтно-импульсная модуляция). Пусть это вас не смущает. Все равно силовое питание подводится обычными реле, которые проверяются мультиметром.

Перегоревшая спираль (лента) обычно меняется целиком, это не самый дорогой элемент. В качестве временной меры можно произвести механическое соединение (заклепка или винт для ленты, и соединение с помощью винтовой клеммы для спирали). Это позволит на какое-то время вернуть работоспособность плиты. Такой «сросток» проживет несколько дней, поэтому в самое ближайшее время купите новую запчасть.

Силовые реле восстановлению не подлежат, однозначно - замена.

То же самое относится к галогеновым нагревателям. Тепловые элементы не ремонтируются (фактически, это электрическая лампа), их меняют на новые.

Что касается подгоревшей проводки - следует подобрать провод с аналогичными характеристиками, изготовить жгут целиком, и заменить его с применением концевиков.

Контактные группы перед повторной сборкой проверяются на прочность и отсутствие термических повреждений, зачищаются и собираются повторно.

Если после проверки выяснилось, что все силовые проводники и элементы (включая нагреватели) в порядке, остается электроника. Самостоятельный ремонт возможен лишь при наличии профильных навыков и подробной электрической схемы.

Если вы точно знаете, что не работает именно электронный модуль, и нет возможности его профессионально диагностировать, можете отнести именно этот узел в брендовую мастерскую. Его проверят (за небольшую оплату) на стенде, или в аналогичной модели варочной поверхности. Установить на место отремонтированный или новый блок можно самостоятельно.

Для информации:

Некоторые мастера восстанавливают работоспособность варочной панели, изменив схему управления. Например, можно запитать нагревательные элементы от самодельного ручного блока управления, вынесенного за пределы основного корпуса. Если стоимость восстановления штатных модулей слишком велика, а плита при прямом подключении греет исправно - такой способ имеет право на жизнь.

Диагностика и восстановление панелей косвенного нагрева

Ремонт индукционных варочных панелей под силу лишь опытным электрикам. Без знания материала, с простым мультиметром и пассатижами, операция обречена на провал. При этом, многие проблемы вовсе не являются неисправностями: обычное нарушение режима эксплуатации.

Типовые неисправности индукционных систем нагрева

• Индукционная конфорка либо не включается вовсе, либо питание пропадает сразу после начала работы. Это может быть защитная функция: если вы убираете посуду с плоскости нагрева, или размер не соответствует диаметру конфорки, автоматика блокирует работу. То же самое относится к алюминиевой или медной посуде.
• Эта же проблема (неправильная посуда) может привести к тому, что индукционная конфорка работает не в полную силу.
• Самостоятельное включение нагревателя может быть связано с загрязнениями плиты, или наличием рядом с ней массивного стального (чугунного) предмета.

Настоящие неисправности, не связанные с нарушением режима эксплуатации, проявляются в схеме генератора индуктивного поля. Как мы уже отмечали, обмотка выходит из строя крайне редко.

Типовая схема на иллюстрации:

На самом деле, никаких космических технологий тут нет. Трансформатор преобразует напряжение питания, а генератор создает повышенную частоту колебаний электромагнитного поля. После визуального осмотра (на предмет явно «сгоревших» радиоэлементов) генератор проверяется с помощью домашнего осциллографа. Если такой прибор у вас имеется - объяснять принцип проверки генератора индуктивности нет смысла, ваш уровень достаточен для ремонта.

Если вы не имеете достаточного опыта - придется обращаться к мастерам. В любом случае, ремонт отдельного блока не так дорого обойдется, как покупка новой панели.

Причины неисправностей

За исключением минимального процента реальных заводских неисправностей, большинство поломок происходит из-за нарушения режима подключения и эксплуатации.

• нестабильное напряжение сети выводит из строя электронику;
• использование посуды, не соответствующей размерам нагревательной поверхности, приводит к локальному перегреву;
• удары, пролитая жидкость на горячую поверхность образуют трещины, сколы, через которые в корпус проникает влага.

Но все-таки, главная причина выхода из строя оборудования - игнорирование требований инструкции.

Видео по теме