ДЕРЖГОРТЕХНАДЗОР Керівні документи Ш фр

РОСІЇ Держгіртехнагляду РД-03-29-93

кількох видів

МЕТОДИЧНІ ВКАЗІВКИ

З ПРОВЕДЕННЯ

ТЕХНІЧНОГО ОСВІДЧЕННЯ ПАРОВИХ І ПІДХІД НИХ КОТЛІВ, СУДИН, ПРАЦЮЮЧИХ ПІД ТИСКОМ, ТРУБОПРОВІДІВ ПАРУ І ГАРЯЧІ ВОДИ

РЕДАКЦІЙНА КОЛЕГІЯ:

1. ЗАГАЛЬНІ ПОЛОЖЕННЯ

1.1. Дані Методичні вказівки визначають порядок проведення технічного огляду парових та водогрійних котлів, судин, що працюють під тиском, та трубопроводів пари та гарячої води, на які поширюються вимоги Правил пристрою та безпечної експлуатаціїпарових і водогрійних котлів, Правил пристрою та безпечної експлуатації судин, що працюють під тиском, Правил пристрою та безпечної експлуатації трубопроводів пари та гарячої води.

1.2. Методичні вказівки розроблені для розвитку вимог розділу 6.3 Правил пристрою та безпечної експлуатації судин, що працюють під тиском, розділу 10.2 Правил пристрою та безпечної експлуатації парових та водогрійних котлів, розділу 5.3 Правил пристрою та безпечної експлуатації трубопроводів пари та гарячої води.

1.3. Методичні вказівки можуть бути використані під час проведення технічного огляду як інспекторським складом органів Держгіртехнагляду та спеціалістами організацій, які мають дозвіл (ліцензії) на проведення технічних оглядів, так і службами відомчого нагляду підприємств.

1.4. Метою технічного огляду є перевірка технічного стану об'єкта, відповідність його Правил по котлонагляду * та визначення можливості подальшої експлуатації.

1.5. Котли, судини, що працюють під тиском, трубопроводи пари та гарячої води піддаються технічному огляду інспектором Держгіртехнагляду до пуску в роботу (первинне) та достроково у випадках, передбачених Правилами. Фахівці організацій, які мають дозвіл органів Держгіртехнагляду на проведення технічних оглядів, здійснюють періодичний огляд зазначених об'єктів та відповідають за якість його виконання.

1.6. Про майбутній огляд адміністрація підприємства зобов'язана повідомити інспектора Держгіртехнагляду або фахівця організації, що має дозвіл на проведе нятехнічних оглядів не пізніше ніж за 5 днів до його проведення.

1.7. Необхідні для проведення технічного огляду контрольно-вимірювальні прилади, інструменти та інші технічні засоби, а також спецодяг мають бути надані особі, яка проводить технічний огляд, адміністрацією підприємства.

1.8. Усі роботи з визначення стану обладнання протягом його розрахункового терміну служби, пов'язані з контролем металу та зварних швів, повинні проводитись відповідно до вимог інструкцій заводів-виробників та нормативних окументів до початку технічного огляду.

1.9. Технічне діагностування котлів, судин, трубопроводів пари та гарячої води, які відпрацювали розрахунковий термін служби, має здійснюватися за програмами, складеними на підставі вимог Правил та методик, узгоджених з Держгіртехнаглядом Росії.

Перелік нормативно-технічної документації з технічного огляду та діагностування наведено у додатку.

1.10. При технічному огляді котлів, судин та трубопроводів у хімічних галузях промисловості слід також керуватися вимогами Загальних правил вибухобезпекидля вибухопожежонебезпечниххімічних, нафтохімічних та нафтопереробних виробництв та іншими нормативними документами з переліку, наведеного у додатку.

2. ТЕХНІЧНЕ ОСВІДЧЕННЯ КОТЛІВ

2.1. Загальні вимоги

2.1.1. Перед технічним оглядом котел повинен бути охолоджений, вимкнений та очищений відповідно до вимог Правил. Внутрішні пристрої барабана, якщо вони заважають огляду, слід видалити.

Якщо котел своєчасно не підготовлений до внутрішнього огляду або гідравлічного випробування, слід вимагати повторного пред'явлення його до огляду та накладення стягнення на відповідальних за це осіб.

2.1.2. Первинне технічне огляд знову встановлених котлів (за винятком котлів, що піддавалися технічному огляду на заводі-виробнику і прибули на місце встановлення в зібраному вигляді) проводиться після їх монтажу та реєстрації. Огляд котлів, у яких обмуровочніабо ізоляційні роботи проводяться в процесі монтажу, рекомендується здійснювати до виконавши няцих робіт. В цьому випадку огляд котла проводиться до його реєстрації.

2.1.3. При періодичному або достроковому технічному огляді особа, яка проводить огляд, має право вимагати відкриття обмурівки або зняття ізоляції повністю або частково, а в котлах з димогарними трубами повного або часткового видалення труб.

Необхідність повного або часткового видалення труб, обмуровки або ізоляції визначається залежно від технічного стану котла за результатами попереднього огляду або технічного діагностування, тривалості роботи котла з часу його виготовлення та останнього огляду з видаленням труб, а також від якості виконаних ремонтів.

У клепаних котлів необхідно звільняти від обмурівки та ретельно очищати заклепувальні шви барабанів, грязьовиків та інших елементів котла, а також звільняти від обмурівки та ізоляції труби спускних, продувних та поживних ліній у місцях їх приєднання до котла.

2.1.4. Технічний огляд котла проводиться у наступній послідовності:

перевірка технічної документації;

зовнішній та внутрішній огляд;

гідравлічне випробування.

2.2. Перевірка технічної документації

2.2.1. При первинному технічному огляді необхідно ознайомитися з особливостями конструкції котла та переконатися в тому, що виготовлення та встановлення котла, оснащення його арматурою, контрольно-вимірювальними приладами, засобами автоматики та сигналізації та його допоміжне обладнання відповідають вимогам Правил, проекту та поданим під час реєстрації документам. Перевіряється також відповідність заводського та реєстраційного номерів котла номерам, записаним у паспорті.

2.2.2. Перед періодичним чи достроковим технічним оглядом необхідно ознайомитися з раніше зробленими записами у паспорті котла та ремонтному журналі. Якщо котел піддавався ремонту, слід перевірити за документами, чи було повністю дотримано вимог Правил під час виконання ремонтних робіт (якість застосованих матеріалів зварних з'єднань та ін.).

Перед періодичним оглядом котлів високого тиску на теплових електростанціях необхідно ознайомитися з результатами перевірок та обстежень, що проводяться відповідно до вказівок Правил і документів, виданих міністерствами спільно з Держгіртехнаглядом Росії або узгоджених з ним (контроль за металом котлів, перевірка барабанів, згинівтруб, що обігріваються, обстеження котлів, що пропрацювали понад розрахунковий ресурс).

2.3. Зовнішній та внутрішній огляд

2.3.1. До початку огляду котла слід перевірити надійність відключення його від діючих котлів та виконання інших заходів безпеки (наявність низьковольтного освітлення, провітрювання камери згоряння та газоходів, розшлаковкатопкової камери та ін.).

2.3.2. У барабанах оглядаються внутрішні поверхні, а також зварні та заклепувальні шви, кінці завальцьованихабо приварених труб та штуцерів.

Внутрішні поверхні колекторів, камер і грязь у більшості випадків доступні для огляду лише через лючкиабо отвори.

2.3.12. У горизонтальних водотрубних котлів через перегрівання можливі утворення тріщин у циліндричній частині головок трубних пучків, у зварних або заклепувальних швах трубної решітки, а також деформації стінок труб. У цих котлів необхідно перевіряти захист головок від перегріву, відсутність прогинів решіток труб і провисання труб.

Характерні ушкодження котлів

2.3.27. При огляді днищ барабанів потрібно звертати увагу на зони приварювання кутових косинок, анкерних зв'язків і димогарні труби, що прилягають до них, а також на місток між отворами.

2.3.28. Слід проводити ретельний візуальний огляд зовнішньої поверхні. димогарних труб, доступних для огляду, а також згинівтрубопроводів у межах котла-утилізатора та труб введення поживної води та пари.

2.4. Гідравлічне випробування

2.4.1. Гідравлічне випробування котла проводиться лише за умови задовільних результатів внутрішнього огляду.

Разом із котлом піддається випробуванню його арматура: запобіжні клапани, покажчики рівня води, запірні органи. За необхідності встановлення заглушок вони ставляться за запірними органами.

зовнішній та внутрішній огляд;

гідравлічне випробування.

При огляді судини необхідно звертати увагу на можливі відхилення від геометричних форм (овальність вище за допустиму, прогини, вм'ятини, віддуліди, неспіввісністьта ін), а також на наявність необхідних Правилами люків, правильність розташування зварних швів, надійність кріплення кришок. У судинах, призначених для роботи з перекиданням, слід перевірити також наявність пристроїв, що запобігають самоперекиданню.

3.3.3. При періодичному огляді слід переконатися у відсутності пошкоджень та зносу елементів судини, що виникають у процесі його експлуатації. Найбільш характерними ушкодженнями судин є:

тріщини, що найчастіше виникають у місцях загинів, відбортувань,у заклепувальних швах та в місцях приварювання опор та кілець жорсткості; корозійні пошкодження внутрішніх, а також зовнішніх поверхонь судини, особливо в нижній частині та в місцях опор. Поверхневі тріщини у елементів судин можуть бути виявлені безпосереднім оглядом за допомогою лупи з попереднім зашліфуванням та протруюванням місць огляду;

механічний (ерозійний) знос, що частіше спостерігається у судин, забезпечених внутрішніми пристроями, що обертаються, а також у місцях руху робочого середовища з підвищеною швидкістю;

знос запірних пристроїв кришок із накидними болтами;

залишкові деформації, що виникають внаслідок повзучості металу у елементів судин, що працюють при температурі стінки, що перевищує 450°.

3.3.5. При огляді сульфітних варильних котлів та гідролізних апаратів з внутрішньою кислототривкою футеровкою слід ознайомитися з результатами ультразвукової перевірки їх металевих стінок, що проводиться відповідно до ст. 6.3.2 Правил судин.

3.3.6. Внутрішній огляд автоклавів слід проводити після виконання робіт з періодичного технічного діагностування відповідно до Положення про систему технічного діагностування автоклавів. При огляді особливу увагу слід звертати на внутрішні поверхні місцях можливого скупчення конденсату. У цій зоні можлива освіта міжкристалітнихтріщин, обумовлених наявністю лужної середиі підвищеною напругою в металі. При огляді автоклавів, що відпрацювали ресурс безпечної експлуатації, слід ознайомитися з результатами експертного технічного діагностуванняцих автоклавів.

4.3.3. При огляді теплових мереж перевіряють, крім того, виконання вимог Правил до підземного та надземного прокладання трубопроводів; при цьому особлива увага має бути приділена дотриманню вимог до спільної прокладкитрубопроводів пари та гарячої води з продуктопроводами,правильності розташування арматури (зручність обслуговування та ремонту), наявності та правильності розміщення люків у камерах та тунелях, захисті трубопроводів та несучих металевих конструкцій від корозії.

4.4. Гідравлічне випробування

4.4.1. Гідравлічне випробування трубопроводів проводиться лише після закінчення всіх зварювальних робіт та термообробки, а також після встановлення та остаточного закріплення опор та підвісок. При цьому мають бути представлені документи, які б підтверджували якість виконаних робіт.

4.4.2. Для гідравлічного випробування повинна застосовуватися вода з температурою не нижче 5°С та не вище 40°С.

Гідравлічне випробування трубопроводів повинно проводитись за позитивної температури навколишнього повітря. При гідравлічному випробуванні паропроводів, що працюють із тиском 10 МПа (100 кгс/см 2)і вище, температура їх стінок має бути не менше 10°.

4.4.3. Тиск у трубопроводі слід підвищувати плавно. Швидкість підйому тиску має бути вказана у проектній документації.

Використання стисненого повітря для підйому тиску не допускається.

4.4.4. Тиск при випробуванні має контролюватись двома манометрами. Манометри повинні бути одного типу, з однаковими класом точності, межею виміру та ціною поділу.

Час витримки трубопроводу та його елементів під пробним тиском має бути не менше 10 хв.

Після зниження пробного тиску до робочого проводиться ретельний огляд трубопроводу на всій його довжині.

4.4.5. Результати гідравлічного випробування визнаються задовільними, якщо не виявлено:

течі, «слізок» та «потіння» в основному металі та зварних з'єднаннях;

видимих ​​залишкових деформацій.

4.4.6. При виявленні дефектів особою, яка проводила огляд, в залежності від їх характеру може бути прийнято рішення про заборону роботи трубопроводу, про пуск його в тимчасову експлуатацію, скорочення терміну чергового огляду, частіших оглядах трубопроводу адміністрацією підприємства, зниження параметрів експлуатації та ін.

4.4.7. При проведенні технічного огляду трубопроводу після ремонту із застосуванням зварювання необхідно перевірити за документами, чи були повністю дотримані вимоги Правил при виконанні ремонтних робіт (якість застосованих матеріалів, якість зварювання та ін.), та ретельно оглянути ділянки трубопроводів, що зазнавали ремонту.

4.4.8. При технічному огляді трубопроводу, що перебував у неробочому стані більше двох років, крім виконання наведених вище вказівок, перевіряють:

здійснення контролю за дотриманням режиму консервації (за документами);

у вибірковому порядку стан внутрішніх поверхонь трубопроводу (шляхом розбирання фланцевих з'єднань, зняття засувок, вирізування окремих ділянок та ін.)

стан теплової ізоляції

Особа, яка проводила технічний огляд, у разі виникнення сумнівів щодо стану стінок або зварних швів трубопроводів може вимагати часткового або повного видалення ізоляції.

5. ОФОРМЛЕННЯ РЕЗУЛЬТАТІВ ТЕХНІЧНОГО ОСВІДЧЕННЯ АБО ДІАГНОСТУВАННЯ

5.1. Результати технічного огляду чи діагностування заносяться до паспорта об'єкта особою, яка їх проводила *.

* При технічному огляді котлів, судин та трубопроводів у хімічних галузях промисловості необхідно виконувати також вимоги розділу 10 (Пп. 10.1-10.13) Загальних правил вибухобезпекидля вибухопожежонебезпечниххімічних, нафтохімічних та нафтопереробнихвиробництв.

Якщо при огляді або діагностуванні об'єкта виявлено дефекти, то вони повинні бути записані з вказівкою їх розташування та розмірів.

5.2. При проведенні в процесі огляду додаткових випробувань та досліджень у паспорт об'єкта особою, яка виконувала технічний огляд, повинні бути записані причини, що викликали необхідність їх проведення, та результати цих випробувань та досліджень із зазначенням місць відбору зразків.

Результати додаткових випробувань та досліджень можна не записувати до паспорта, якщо в ньому зроблено посилання на відповідні протоколи та формуляри, які в цьому випадку прикладаються до паспорта.

5.3. Зробивши запис у паспорті, особа, яка проводила огляд чи діагностування, має розписатися та вказати свою посаду та дату огляду.

5.4. Дозвіл на експлуатацію об'єкта після проведення технічного огляду чи діагностування із зазначенням дозволених робочих параметрів та строків наступного технічного огляду чи діагностування видається особою, яка виконувала його, про що робиться запис у паспорті.

5.5. Якщо в результаті технічного огляду або діагностування виникає необхідність у забороні експлуатації об'єкта або зниженні параметрів експлуатації, має бути зроблено у паспорті відповідний мотивований запис.

Від 29.12.91 р. та від 02.04.92 р.)

4. Правила влаштування та безпечної експлуатації електродних котлів та електрокотелень. Утв. Держгіртехнаглядом Росії 23.06.92 р.

5. Правила влаштування та безпечної експлуатації парових котлів та повітряних резервуарів паровозів промислових підприємств. Утв. Держгіртехнаглядом СРСР 31.12.57 р.

6. Правила атестації зварювальників. Утв. Держгіртехнаглядом Росії 16.03.93 р.

7. Правила атестації спеціалістів неруйнівного контролю. Утв. Держгіртехнаглядом Росії 18.08.92 р.

8. Правила влаштування та безпечної експлуатації парових котлів з тиском пари не більше 0,07 МПа (0,7 кГс/см 2),водогрійних котлів та водопідігрівачівз температурою нагрівання води не вище 388 К (115 ° С). Погодження.з Держгіртехнаглядом Росії 03.06.92 р.

З технічного діагностування

35. Положення про систему технічного діагностування парових та водогрійних котлів промислової енергетики. Розроб.: МГП ЦКТІ, газопереробнихвиробництв. Утв. ДержпроматомнаглядомСРСР 20.11.91 р.

49. Методика визначення залишкового ресурсу устаткування хімічних виробництв. Розроб.: ГІАП.Погодження. з Держпроматомнаглядом СРСР.

50. Методика оцінки ресурсу залишкової працездатності технологічного обладнання нафтопереробних, нафтохімічних та хімічних виробництв. Розроб.: ВНИКТИнафтохімоустаткування.Утв. Держгіртехнаглядом Росії 29.10.92 р.

54. Положення про порядок встановлення допустимих термінів подальшої експлуатації технологічного обладнання вибухопожежонебезпечнихвиробництв підприємств "Агрохіма".Утв. «Агрохімом» 02.12.91 р.

55. Положення про порядок встановлення допустимих термінів подальшої експлуатації котлів залізничних вагонів-цистерн для перевезення рідкого аміаку, що експлуатуються на підприємствах "Агрохіма".

56. Положення щодо оцінки технічного стану судин та трубопроводів, що працюють під тиском, на підприємствах Державної агрохімічної асоціації методом акустичної емісії. Погодження. з Держгіртехнаглядом Росії 25.11.91 р.

* Станом на 01.08.93 р.

1. Загальні положення

2. Технічний огляд котлів

2.1. Загальні вимоги

2.2. Перевірка технічної документації

2.3. Зовнішній та внутрішній огляд

2.4. Гідравлічне випробування

3. Технічний огляд судин

3.1. Загальні вимоги

3.2. Перевірка технічної документації

3.3. Зовнішній та внутрішній огляд

3.4. Гідравлічне випробування

4. Технічний огляд трубопроводів пари

та гарячої води

4.1. Загальні вимоги

4.2. Перевірка технічної документації

4.3. Зовнішній огляд

4.4. Гідравлічне випробування

5. Оформлення результатів технічного огляду чи діагностування

Додаток. Перелік нормативно-технічної документації з технічного огляду та діагностування котлів, судин, трубопроводів пари та гарячої води

МІНІСТЕРСТВО ЕНЕРГЕТИКИ ТА ЕЛЕКТРИФІКАЦІЇ СРСР ВИРОБНИЧЕ ОБ'ЄДНАННЯ ПО НАЛАДКУ, ВДОСКОНАЛЕННЯ ТЕХНОЛОГІЇ І ЕКСПЛУАТАЦІЇ ЕЛЕКТРОСТАНЦІЙ І СЕТЕЙ "СПІЛКИ" ИТАННЯМ ГІДРАВЛІЧНОЇ СТІЙКОСТІ ПРЯМОТОЧНИХ ЕНЕРГЕТИЧНИХ І ВОДОГРЕЙНИХ КОТЛІВ
СОЮЗТЕХЕНЕРГО
Москва 1989 Зміст РОЗРОБЛЕНО Московським головним підприємством Виробничого об'єднання з налагодження, вдосконалення технології та експлуатації електростанцій та мереж "Союзтехенерго" ВИКОНАВЦІ В.М. ЛЕВІНЗОН, І.М. ГІПШМАН ЗАТВЕРДЖЕНО ПО "Союзтехенерго" 05.04.88 р. Головний інженер К.В. ШАХСУВАРІВ Термін дії встановлено
з 01.01.89 р.
до 01.01.94 р. Ці Методичні вказівки поширюються на стаціонарні прямоточні парові енергетичні котли та водогрійні котли з абсолютним, тиском від 1,0 до 25,0 МПа (від 10 до 255 кгс/см 2 ).Методичні вказівки не поширюються на котли з природною циркуляцією; пароводогрейні; локомобільних установок; котли-утилізатори; енерготехнологічні, а також інші котли спеціального призначення. гідравлічної стійкості парогенеруючих поверхонь нагрівання прямоточних парових котлів або екранних і конвективних поверхонь нагрівання водогрійних котлів. Випробування гідравлічної стійкості проводяться як для новостворених (головних) котлів, так і для експлуатації. Випробування дозволяють перевірити відповідність гідравлічних характеристик розрахунковим, оцінити вплив експлуатаційних факторів та визначити межі гідравлічної стійкості. технології та експлуатації електростанцій та мереж", затвердженого Наказом міністра енергетики та електрифікації СРСР № 313 від 03.10.83 р. Методичні вказівки можуть бути використані та іншими налагоджувальними організаціями, що виконують випробування гідравлічної стійкості прямоточних котлів.

1. ОСНОВНІ ПОКАЗНИКИ

1.1. Визначення гідравлічної стійкості: 1.1.1. Визначенню підлягають такі показники гідравлічної стійкості: теплогідравлічна розвірка; аперіодична стійкість; пульсаційна стійкість; застій руху. 1.1.2. Теплогідравлічна розвірка визначається за різницею витрат середовища в окремих паралельних елементах контуру та температур на виході в тих же елементах порівняно із середніми значеннями контуру. 1.1.3. Порушення аперіодичної стійкості, пов'язаної з багатозначністю гідравлічних характеристик, визначається: за стрибкоподібним зниженням витрати середовища в окремих елементах контуру (зі швидкістю 10 %/хв і більше) з одночасним підвищенням температури на виході в тих же елементах порівняно з середніми значеннями в контурі; або при перекиданні руху зі зміни знака витрати середовища в окремих елементах на зворотний, з підвищенням температури на вході в ці елементи. На котлах, які працюють із докритичним тиском у тракті, підвищення температури на виході елементів може не спостерігатися. 1.1.4. Порушення пульсаційної стійкості визначається за пульсаціями витрати середовища (а також температур) у паралельних елементах контуру з постійним періодом (10 с і більше) незалежно від амплітуди пульсацій. Пульсація витрати супроводжують пульсації температури металу труб в зоні, що обігрівається, і температури на виході елементів (при докритичному тиску останнє може не спостерігатися). 1.1.5. Застій руху визначається зниження витрати середовища (або перепаду тиску на вимірювальних пристроях витрати) в окремих елементах контуру до нуля або до значень, близьких до нуля (менше 30% середнього значення витрати). 1.1.6. Допускається у випадках, передбачених нормативним методом гідравлічного розрахунку [1], коли порушення гідравлічної стійкості того чи іншого виду свідомо неможливі, не визначати відповідних показників. Так, наприклад, не потрібна перевірка аперіодичної стійкості при суто підйомному русі в контурі. Перевірка пульсаційної стійкості не потрібна при надкритичному тиску, при відсутності на вході в контур недогріву до кипіння, а також для водогрійних котлів. При надкритичному тиску в більшості контурів не потрібна перевірка на застій, за винятком деяких випадків (підйомні топкові екрани, що сильно шлакуються, затінені кутові труби та ін.). 1.1.7. Визначенню підлягають також такі показники, потрібні для оцінки умов та меж гідравлічної стійкості: витрата та середня масова швидкість середовища в контурі, G кг/с та wr кг/(м 2 × с); температура середовища на вході та на виході з контуру, tвx і tвиx °С; максимальна температурана виході з елементів контуру, °С; недогрів до кипіння, D tнедо ° С (для водогрійних котлів); тиск середовища на виході з контуру (або на вході в контур, або наприкінці випарної частини парового котла), для водогрійних котлів - на вході та виході котла, РМПа; витрата та масова швидкість середовища в елементах контуру, Gел кг/с та ( wr)елкг/(м 2 × с); тепловосприйняття (прирощення ентальпії) у контурі, D i кДк/кг; температура металу окремих труб в зоні, що обігрівається, t vtn ° С. 1.1.8. При визначенні окремих (з числа зазначених у п. 1.1.1) показників гідравлічної стійкості або при випробуваннях дослідницького характеру додатковими показниками можуть також бути: перепад тиску в контурі (від входу до виходу), D Р докПа;температура на вході в елементи контуру, tел° C; коефіцієнти теплової розвірки, rq; гідравлічної розвірки, rq; нерівномірності тепловосприйняття, hT. 1.2. У необхідних випадках (для нових або реконструйованих схем, при попередній оцінці стійкості, для уточнення виду, характеру та причин виявлених порушень та ін.) проводиться розрахунок гідравлічних характеристик відповідних контурів або оцінка запасів надійності за даними заводських розрахунків. Розрахунок гідравлічних характеристик виконується на ЕЦВМ (за розробленими в Союзтехенерго програмах) або вручну згідно [1].

2. ПОКАЗНИКИ ТОЧНОСТІ ВИЗНАЧУВАНИХ ПАРАМЕТРІВ

Показники теплової та гідравлічної роботи контуру визначаються за вимірюваннями температури, витрати та тиску в контурі та його елементах. Похибка цих показників, отриманих в результаті обробки даних вимірювань, не повинна перевищувати значень, зазначених у таблиці. 1. Таблиця 1

Найменування

Похибка

Парові котли

Водогрійні котли

Витрата та середня масова швидкість середовища в контурі, %

Температура на вході та виході з контуру, °С

Температура на вході та виході з елементів контуру, °С

Недогрівання до кипіння, °С

Тиск на вході та виході з контуру, %

Перепад тиску в контурі (від входу до виходу), %

Примітка. Витрата середовища в елементах контуру, збільшення ентальпії, а також коефіцієнти теплової та гідравлічної розвірки та нерівномірності теплосприйняття визначаються без нормування точності. Температура металу в зоні, що обігрівається, визначається без нормування точності згідно методичних вказівок на відомчі натурні випробування. температурного режимуекранних поверхонь нагріву парових та водогрійних котлів.

3. МЕТОД ВИПРОБУВАНЬ

3.1. Наявні нормативні матеріали, в першу чергу [ 1 ] , дозволяють виконати наближену розрахункову оцінку основних показників гідравлічної стійкості котла. середовища трактом; збільшення ентальпії в контурі, тиск, перепад тисків (опір контуру); розподіл температур за елементами; значення відхилень параметрів у динамічних режимах реальної експлуатації; коефіцієнти теплової, гідравлічної розвірки і нерівномірності теплосприйняття та ін. З іншого боку, розрахункові методики не можуть охопити всього різноманіття специфічних конструктивних рішень, що застосовуються в котлах, особливо у новостворених. З огляду на це проведення натурних промислових випробувань служить основним методом визначення гідравлічної стійкості парових казанів. 3.2. Залежно від мети роботи та необхідного обсягу вимірювань випробування згідно з Прейскурантом на експериментально налагоджувальні роботи та роботи з удосконалення технології та експлуатації електростанцій та мереж проводяться за двома категоріями складності: 1 - перевірка існуючої або новорозроблюваної методики розрахунку та випробування; або виявлення умов роботи нових, ще не випробуваних у практиці гідравлічних контурів; чи перевірка на головному зразку поверхонь нагрівання котла; 2 – випробування однієї поверхні нагріву котла. 3.3. Випробування проводяться у стаціонарних та у перехідних режимах; в експлуатаційному чи розширеному діапазоні навантажень котла; при необхідності - також у режимах розпалювання. Крім планових дослідів, проводяться спостереження в експлуатаційних режимах. 3.4. Визначення показників гідравлічної стійкості проводиться для наступних типів гідравлічних контурів котла: трубні пакети і панелі з паралельно включеними обігріваються трубами, вхідними і вихідними колекторами; з паралельно включеними підпотоками, які входять поверхні нагріву, сполучні трубопроводи, поперечні перемички та інші елементи. 3.5. У двопотокових котлах за умови симетричної конструкції допускається виконання випробувань тільки для одного регульованого потоку з контролем режимних параметрів з обох потоків і котла в цілому.

4. СХЕМА ВИМІРЮВАНЬ

4.1. Схема експериментального контролю включає спеціальні експериментальні вимірювання, що забезпечують отримання дослідних значень температур, витрат, тисків, перепадів тисків відповідно до завдань випробувань. Засоби вимірювань експериментального контролю встановлюються на обох або одному регульованому потоці котла (див. п. 3.5). Використовуються також засоби вимірювання штатного контролю. 4.2. В об'єм експериментального контролю входять виміри наступних основних параметрів: - температур середовища по пароводяному тракту (по обох потоках), на вході та виході всіх послідовно включених поверхонь нагріву в економайзерно-випарювальній частині тракту (до вбудованої засувки, сепаратора та ін.), а також у пароперегрівальній частині та в тракті промперегріву (перед і за упорскуваннями та на виході з котла). Для цього встановлюються занурювальні термоелектричні перетворювачі (термопари) експериментального контролю, або використовуються штатні засоби вимірювань. У випробуваній поверхні встановлюються засоби вимірювання експериментального контролю. Засобами вимірювань пароводяним трактом котел рівною мірою оснащується і в тому випадку, якщо випробування охоплюють тільки одну або дві поверхні нагріву. Без цього неможливо з'ясувати належним чином вплив режимних факторів; - температур середовища на виході (а в необхідних випадках- також на вході) підтоків та окремих панелей у досліджуваному контурі (поверхні). Засоби вимірювань встановлюються у трубах, що відводять (занурювальні термопари; допускається використання поверхневих термопар при ретельній ізоляції місць їх встановлення). Вони охоплюють усі паралельні елементи. При великому числіпаралельних панелей допускається оснащувати частину з них, у тому числі середні та найбільш нетотожні (за конструкцією та обігрівом); - температур на виході змійовиків (обігріваються труб) випробуваних поверхонь; у необхідних випадках (у разі небезпеки перекидання, застою руху) - також на вході. Це наймасовіший за кількістю вид вимірів. Засоби вимірювань встановлюються в зоні змійовиків, що не обігріваються (поверхневі термопари); як правило, у тих самих панелях, де передбачені вимірювання температур середовища на виході. У багатотрубних панелях термопари встановлюються в "середніх" трубах рівномірно по ширині (з кроком у кілька труб) і в трубах з тепловою та конструктивною нетотожністю (крайні та сусідні з ними; пальники, що обгинають; відрізняються за підключенням до колекторів та ін.). у змійовиках випробуваної поверхні необігріваної зони (як це має місце, наприклад, на водогрійних котлах, згідно з їхньою конструкцією) для безпосереднього вимірювання температури воли на виході зазначених змійовиків встановлюються занурювальні термопари; - Витрати поживної води по потоках пароводяного тракту (допускається по одному потоку, якщо експериментальний контроль встановлений на одному потоці). Вимірювальним засобом зазвичай служить стандартна штатна діафрагма в поживній лінії, до якої, в паралель до штатного водоміру, приєднується датчик експериментального контролю; - витрати та масової швидкості середовища на вході в підпотоки контуру (у кожний) та в панелі (вибірково). Встановлюються на трубах, що підводять, напірні трубки ЦКТІ або ОТІ в панелях, за попередньою оцінкою найбільш небезпечних при порушеннях гідродинаміки, і відповідно до установки термопар; - Витрати та масової швидкості середовища на вході в змійовики. Встановлюються на вхідних ділянках труб у необігріваній зоні напірні трубки ЦКТІ або ВТІ. Кількість та розміщення засобів вимірювань визначається конкретними умовами, включаючи "середні" та найбільш небезпечні змійовики, узгоджено з встановленням термопар на виході змійовиків, а також температурних вставок (тобто на тих же змійовиках). Кошти вимірювань витрат в елементах контуру повинні бути розміщені таким чином, щоб вони в сукупності при мінімально можливій кількості відобразили всі передбачувані за попередньою оцінкою порушення стійкості в контурі; - Тиску в пароводяному тракті. Добірні пристрої для вимірювання тиску встановлюються в характерних точках тракту, у тому числі на виході випробуваної поверхні, наприкінці випарної частини перед вбудованою засувкою; для водогрійного котла – на виході котла (а також на вході); - перепаду тисків (гідравлічного опору) підпотоку, або поверхні нагрівання, або окремої ділянки випробуваного контуру. Добірні пристрої для вимірювання перепаду тиску встановлюються у спеціальних випадках: - при випробуваннях дослідницького характеру, при перевірці відповідності розрахункових даних фактичним, при утрудненнях у класифікації порушень стійкості та ін; - температури металу труб в зоні, що обігрівається. Температурні або радіометричні вставки для вимірювання температури металу встановлюються в випробуваних поверхнях, переважно в потоці, де є основна маса вимірювань, але також контрольні вставки по інших потоках. Вставки розміщуються по периметру і висоті топки в області максимальних теплонапруг і передбачуваних найбільших температур металу. Вибір труб для встановлення вставок повинен бути пов'язаний із встановленням вимірювань температур та витрат за змійовиками. 4.3. Засоби вимірювання експериментального контролю за п. 4.2 відноситься до суто прямоточних схем котла. У складних розгалужених гідравлічних схемах, властивих сучасним котлам, встановлюються інші необхідні засоби вимірювань відповідно до конкретних особливостей конструкції. Наприклад:контур з паралельними підпотоками та поперечною гідродинамічною перемичкою - вимірювання температури до врізання перемички і за нею на обох підпотоках; вимірювання витрати через перемичку; вимірювання перепаду тисків на кінцях перемички; котел з рециркуляцією середовища через екранну систему (насосний або безнасосний) - вимірювання температури середовища у відборах контуру рециркуляції до змішувача та за ним; вимірювання витрати середовища у відборах контуру рециркуляції та через екранну систему (за змішувачем); вимірювання тисків (перепадів тисків) у вузлових точках контуру та ін. 4.4. Показники роботи котла в цілому, показники режиму топки, а також загальноблочні фіксуються по приладах штатного контролю. 4.5. Обсяг, так само як і особливості схеми вимірювань визначаються цілями та завданнями випробувань, категорією складності, паропродуктивністю та параметрами котла, конструкцією котла та випробуваного контуру (радіаційні або конвективні поверхні, цільнозварні та гладкотрубні екрани, вид палива та ін.). Так наприклад, при випробуваннях НРЧ на газомазутному котлі моноблоку 300 МВт схема вимірювань може включати від 100 до 200 вимірювань температур в зоні, що не обігрівається, 10-20 температурних вставок, приблизно 10 вимірювань витрат і тисків; при випробуваннях водогрійного котла – від 50 до 75 вимірювань температур, 5-8 температурних вставок, приблизно 5 вимірювань витрат та тисків. 4.6. Всі вимірювання експериментального контролю в обов'язковому порядку виносяться на реєстрацію за допомогою вторинних приладів, що самопишуть. Побічні прилади розмішуються на щиті експериментального контролю. 4.7. Перелік вимірювань, місця їх розміщення по котлу та розбивка за приладами даються у документації за схемою вимірювань. Документація включає також схему комутації приладів, ескіз щита, схему розміщення температурних вставок та ін. 1, 2.
Мал. 1. Схема експериментального контролю НРЧ казана ТГМП-314:
1-3 – номери панелей; I-IV – номери ходів; - занурювальна термопара; - Поверхнева термопара; - температурна вставка; - напірна трубка ЦКТІ; - відбір тиску; -відбір перепаду тиску.
Кількість поверхневих термопар: на вході змійовиків фронтового напівпотоку А: I хід – 16; II хід – 12; III хід – 18; те ж заднього напівпотоку А: I хід – 12; II хід – 8; III – хід – 8; IV хід – 8 шт.; на перемичці А – 6 шт.; на перемичці Б – 4 шт. . 1 . На схемі показані вимірювання потоку А. По потоку Б встановлені занурювальні термопари аналогічно потоку А. 2. Вимірювання потоку Б аналогічні потоку А. 3. Нумерація панелей і змійовиків - від осей котла. 4. Вимірювання температур та витрат по пароводяному тракту виконуються відповідно до схеми КВП та А котла. Мал. 2. Схема експериментального контролю водогрійного котла КВГМ-100:
- Верхній колектор; - нижній колектор; - Поверхневі термопари на трубопроводах; - те саме на трубах і стояках; - занурювальні термопари в обгинальних змійовиках; - температурні вставки на позначці верхнього ярусу пальників; - відбір перепаду тиску;
1 – задній екран конвективної частини: 2 – бічний екран конвективної частини; 3 – ширми конвективної частини; 4 - пакет I; 5 - пакети II, III; 6 – проміжний екран топки; 7 – бічний екран топки; 8 - фронтовий екран

5. ЗАСОБИ ВИПРОБУВАНЬ

5.1. При випробуваннях повинні застосовуватися стандартизовані засоби вимірювань, метрологічно забезпечені відповідно до ГОСТ 8.002-86 та ГОСТ 8.513-84. і від інших зовнішніх факторів, що впливають. технічну документацію, що свідчать про їхню придатність, і забезпечувати необхідну точність. 5.2. Вимоги до точності вимірів: 5.2.1. Допустима похибка вимірювання вихідних величин, що забезпечує необхідну точність визначених показників (див. разд. 2), не повинна перевищувати для: температури води, пари, металу в зоні, що не обігрівається: парового котла - 10 ° С; водогрійного котла - 5 ° С; витрати води і пара - 5%; тиск води і пара - 2%. 5.2.2. Вказані в цьому розділі вимоги належать до типових випробувань котлів. При проведенні випробувань на дослідному, або модернізованому, або принципово новому обладнанні, або при перевірці нових методів випробувань у програмі випробувань повинні бути зумовлені додаткові вимоги до засобів вимірювань та точності. 5.3. Для вимірювання параметрів, які не вимагають при випробуваннях нормування точності (див. Розд. 2), можуть бути використані індикатори. Конкретні типи індикаторів, що використовуються, вказуються в програмі випробувань. 5.4. Вимірювання температури: 5.4.1. Температура вимірюється за допомогою термоелектричних перетворювачів (термопар). При вимірюваннях на відносно низькому рівні температур, що вимагають високої точності, можуть використовуватися також термоелектричні термометри (термометри опору) за ГОСТ 6651-84. (400-600 ° С) діаметром дроту 1,2 або 0,7 мм. Ізоляцію термоелектронних проводів рекомендується виконувати кремнеземистою чи кварцовою ниткою шляхом подвійної обмотки. Детальні характеристики термопар містяться у спеціальній літературі [2 та ін.]. 5.4.2. Для безпосереднього вимірювання температури води та пари використовуються стандартні занурювальні термопари типу ТХА. Занурювальні термопари встановлюються на прямій ділянці трубопроводу в гільзі, ввареній у трубопровід. Довжина елемента вибирається в залежності від діаметра трубопроводу з розрахунку розташування робочого кінця термопари елемента по осі потоку. Мінімальна довжина стандартного елемента 120 мм. У трубопроводах малого діаметра можуть встановлюватися занурювальні термопари нестандартного виготовлення, але з дотриманням правил установки (наприклад, при випробуваннях водогрійних котлів, див. п. 4.2.3). 5.4.3. Поверхневі термопари встановлюються поза зоною обігріву на вихідних (або вхідних) ділянках змійовиків, поблизу колектора, а також на трубах, що відводять (або підводять) панелей. З'єднання з металом труби (робочий кінець термопари) рекомендується виконувати шляхом зачеканки термоелектродів в металеву бобишку (окремо два отвори), яка в свою чергу приварюється до труби. Робочий кінець термопари може також виконуватися зачеканкою термопари в тіло труби. Початкова ділянка ізольованої поверхневої термопари довжиною не менше 50-100 мм від її робочого кінця повинна бути щільно притиснута до труби. Місце встановлення термопари та трубопровід у цій зоні повинні бути ретельно закриті тепловою ізоляцією. 5.4.4. Вимірювання температур металу труб в зоні, що обігрівається (за допомогою температурних вставок Союзтехенерго з термопарним кабелем КТМС або термопарами ХА, або радіометричних вставок ЦКТІ з термопарами ХА) слід виконувати згідно "Методичних вказівок на відомчі натурні випробування температурного режиму екранних поверхонь. Вставки не є стандартизованими засобами вимірювань і при випробуваннях гідравлічної стійкості є індикаторами (див. п. 5.3). 5.4.5. Як вторинні прилади при вимірюванні температури за допомогою термопар застосовуються самопишучі електронні багатоточкові потенціометри з аналоговою, цифровою або іншою формою запису (безперервною або з періодичністю реєстрації не більше 120 с). Зокрема, уживані прилади КСП-4 класу точності 0,5 на 12 точок (з циклом 4 с і рекомендованою швидкістю протяжки стрічки 600 мм/год). вимірювання температури за допомогою термометрів опору застосовуються вимірювальні мости постійного струму. 5.5. Вимірювання витрати води та пари: 5.5.1. Витрата вимірюється за допомогою витратомірів з пристроями, що звужують (вимірювальними діафрагмами, соплами) згідно з "Правилами вимірювання витрати газів і рідин стандартними звужуючими пристроями" РД 50-213-80. Витратоміри з пристроями, що звужують, встановлюються на трубопроводах з однофазним середовищем внутрішнім діаметром не менше 50 мм. Витратомірний пристрій, його встановлення та сполучні (імпульсні) лінії повинні відповідати зазначеним правилам. 5.5.2. У випадках, коли не допускаються додаткові втрати тиску, а також на трубопроводах внутрішнім діаметром менше 50 мм, як індикатор витрати встановлюються витратоміри з трубками напірними (трубками Піто) конструкції ЦКТІ або ВТІ [2]. Стрижневі трубки ЦКТІ, як і круглі трубки ВТІ, мають невелику втрату тиску, що не відновлюється. Напірні трубки придатні тільки для потоку однофазного середовища. 3, 4. Мал. 3. Конструкції напірних трубок для вимірювання швидкостей циркуляції води
Мал. 4. Значення коефіцієнтів витрати стрижневих та циліндричних трубок 5.5.3. Як первинні перетворювачі (датчики) при вимірюванні витрат застосовуються дифманометри (ГОСТ 22520-85). Від вимірювального пристрою до датчика прокладають сполучні лінії відповідно до правил РД 50-213-80. 5.6. Відбір сигналів за статичним тиском здійснюється через отвори (штуцери) у трубопроводах або колекторах поверхні нагріву поза зоною обігріву. Добірні пристрої слід встановлювати у місцях, захищених від динамічного впливу робочого потоку. Як датчики використовуються манометри з електричним виходом (ГОСТ 22520-85). 5.7. Вимірювання перепаду тисків проводиться за допомогою відборів статичного тиску на початку і в кінці ділянки контуру, що вимірюються, які виконуються за типом вимірювання тиску. Як датчики застосовуються дифманометри. 5.8. Тип і клас точності датчиків та вторинних приладів, що застосовуються при вимірюванні витрати, перепаду тиску та тиску, наводяться в табл. 2. Таблиця 2 Примітка. Для вимірювання витрати замість датчиків ДМЕ та Сапфір 22-ДЦ, що дають лінійний сигнал перепаду тиску, можуть застосовуватися датчики ДМЕР та Сапфір 22-ДЦ з БІК (з блоком вилучення квадратного коренята переходом до витратної шкали). Так як при випробуваннях шкали зазвичай нестандартні і повинні бути придатними для різних умов, то частіше зручнішими виявляються комплекти з лінійною шкалою перепадів (з подальшим перерахунком при обробці). 5.9. Вибір датчиків діапазону вимірювання перепаду тисків проводиться з ряду значень за ГОСТ 22520-85. Орієнтовно вживані значення: витрата поживної води – 63; 100; 160 кПа (0,63; 1,0; 1,6 кгс/см 2); витрата (швидкість) води в панелях та змійовиках - 1,6; 2,5; 4,0; 6,3 кПа (160; 250; 400; 630 кгс/см 2); для казанів СКД-40 МПа (400 кгс/см 2), для казанів ВД-16; 25 МПа (160; 250 кгс/см 2); для водогрійних котлів – 1,6; 2,5 МПа (16; 25 кгс/см 2). 5.10. Нижня гарантована межа вимірювання для датчиків витрати (ДМЕР) становить 30% верхньої межі. У тих випадках, коли в ході випробувань потрібно охопити великий діапазон витрат (або тисків), включаючи малі та розпалювальні навантаження котла, до вимірювального пристрою приєднуються паралельно два датчики на різні межі виміру, кожен зі своїм вторинним приладом. 5.11. Для фіксації основних значень витрати і тиску застосовуються зазвичай одноточкові вторинні прилади з безперервним записом (з швидкістю, що рекомендується, протяжки стрічки 600 мм/год). Безперервний запис необхідний з огляду на велику швидкість протікання гідродинамічних процесів, особливо при порушеннях стійкості. 2 (на 6 або 12 точок із циклом не більше 4 с). 5.12. Щит експериментального контролю монтується поблизу БЩУ (переважно), або у приміщенні котельного цеху (на позначці обслуговування за наявності хорошого зв'язку з БЩУ). Щит обладнується електричним живленням, освітленням, запорами. 5.13. Матеріали: 5.13.1. Кількість та номенклатура матеріалів, необхідних для монтажу з'єднувальних електричних та трубних проводок, а також електро- та теплоізоляційних матеріалів, визначається у робочій програмі випробувань або в замовленій специфікації залежно від паро- чи теплопродуктивності котла, його конструкції та обсягу вимірювань. 5.13.2. Первинна комутація засобів вимірювання температури до збірних коробок (СК) проводиться: від занурювальних термопар і температурних вставок компенсаційним проводом (мідь-константан для термопар ХА, хромель-копель для термопар ХК); від поверхневих термопар термопарним проводом. Вторинна комутація від СК до щита експериментального контролю виконується багатожильним кабелем (бажано компенсаційним, за відсутності такого – мідним або алюмінієвим). В останньому випадку для компенсації температури вільного кінця вимірювальних термопар від СК до приладу прокидається так звана компенсаційна термопара. 5.13.3. Комутація сигналів щодо витрати та тиску від місця відбору до датчика проводиться з'єднувальними трубками (зі сталі 20 або 12Х1МФ) із запірними вентилями. d y 10 мм на відповідний тиск. Електричне з'єднання між датчиком і щитом виконується чотирижильним кабелем (у разі небезпеки наведень - екранованим).

6. УМОВИ ВИПРОБУВАНЬ

6.1. Випробування проводяться в стаціонарних режимах котла, у перехідних (при збуреннях режиму, зниженні та підйомі навантаження), а також у разі потреби в режимах розпалювання. 6.2. При проведенні випробувань у стаціонарних режимах мають витримуватись зазначені в табл. 3 граничні відхилення від середніх експлуатаційних значень параметрів роботи котла, які контролюються за повіреними штатними приладами. Таблиця 3

Найменування

Граничні відхилення, %

Парові котли паропродуктивністю, т/год.

Водогрійні котли

Паропродуктивність

Витрата поживної води

Тиск

Температура перегрітої пари (первинної та проміжної)

Температура води (на вході та виході з котла)

Навантаження котла не повинно перевищувати встановлену максимальну паропродуктивність (або теплопродуктивність). Кінцева температура перегрітої пари (або температура води на виході з котла) і тиск середовища не повинні бути вищими за вказані в інструкції заводу-виробника. 2 год. Між дослідами слід передбачати достатній час для перебудови та стабілізації режиму (на газі та мазуті – не менше 30-40 хв, на твердому паливі – 1 год). При кількох видах палива, що спалюється, а також в залежності від зовнішнього забруднення поверхонь нагріву котла та інших місцевих умов досліди розбиваються на серії, що проводяться в різний час.6.3. Під час проведення випробувань у перехідних режимах перевіряється впливом геть гідравлічну стійкість організованих збурень режиму. Параметри роботи котла повинні при цьому витримуватись у межах, обумовлених програмою випробувань.6.4. Під час випробувань котел має подаватися паливо, якість якого передбачена програмою випробувань.

7. ПІДГОТОВКА ДО ВИПРОБУВАНЬ

7.1. В обсяг робіт з підготовки до випробувань входить: ознайомлення з технічною документацією по котлу та енергоблоку, станом обладнання, режимами експлуатації; складання та узгодження програми випробувань; розробка схеми експериментального контролю та технічної документації до неї; технічний нагляд за монтажем схеми експериментального контролю; налагодження схеми експериментального контролю та введення її в дію. 7.2. До складу технічної документації, яка потребує ознайомлення, входять насамперед: креслення котла та його елементів; схеми пароводяного та газоповітряного трактів, КВП та автоматики; розрахунки котла: тепловий, гідравлічний, тепломеханічний, температури стін, гідравлічних характеристик (якщо є); інструкція з експлуатації казана, режимна карта; документація з пошкоджень труб та ін. Проводиться ознайомлення за місцем з обладнанням котла та системи пилоприготування, з енергоблоком загалом, зі штатними КВП. Виявляються експлуатаційні особливості обладнання, що підлягає випробуванням. 7.3. Складається програма випробувань, в якій мають бути зазначені ціль, умови та організація проведення дослідів, вимоги до стану котла, необхідні параметри роботи котла, кількість та основні характеристики дослідів, їх тривалість, календарні терміни. Вказуються нестандартизовані засоби вимірювань, що використовуються. Програма погоджується з керівниками відповідних підрозділів ТЕС (КГЦ, ЦНДІ, ЦТАІ) і затверджується головним інженером ТЕС або РЕУ. , в енергосистемах, теплових та електричних мережах", затвердженому Міненерго СРСР 14.08.86 р. 7.4. Зміст схеми експериментального контролю дано в розд. 4. У ряді випадків при великому обсязівипробувань складається технічне завданняна проект схеми експериментального контролю, згідно з яким спеціалізована організація чи підрозділ розробляють схему. При невеликому обсязі схема складається безпосередньо бригадою, яка проводить випробування. 7.5. На підставі схеми експериментального контролю складається та передається замовнику документація з підготовчих робіт до випробувань: підготовчих робіт(в якому доцільно вказати обсяг монтажних робіт, що виконуються безпосередньо на котлі); специфікація на необхідні прилади та матеріали, що поставляються замовником; ескізи пристроїв, що вимагають виготовлення (температурні вставки, бобишки, панелі щита та ін.). , що постачаються Союзтехенерго. У додатку 2 надаються приблизні зразкизазначеної документації. 7.6. Нагляд за монтажем: 7.6.1. Перед початком монтажу здійснюється розмітка місць встановлення вимірювальних пристроїв, а також вибір місць для СК, щита, стендів датчиків. До розмітки необхідно ставитися з особливою увагою, як до операції, що визначає якість наступних вимірювань. 7.6.2. Приварювання бобишок поверхневих термопарів проводиться під безпосереднім наглядом представників бригади. Основне при цьому - не допустити перепалу дроту (зварювання електродами 2-3 мм, мінімальним струмом), а у разі перепалу - відновити заново. Рекомендується перевіряти наявність ланцюга безпосередньо після приварювання. 7.6.3. Прокладання термопарного та компенсаційного дроту до СК проводиться у захисних трубах. Відкрите прокладання джгутом допускається в окремих випадках на короткий часале не рекомендується. Прокладку слід виконувати цілісним дротом, уникаючи проміжних з'єднань. Особливу увагу слід звертати на можливі місця ушкодження ізоляції проводів (перегини, повороти, кріплення, вхід до захисних труб та ін.), захищаючи їх додатковою посиленою ізоляцією. Для виключення можливих наведень ЕРС компенсаційні дроти та кабелі не повинні перетинатися з трасами силових кабелів. 7.6.4. Напірні трубки встановлюються на прямих ділянках труб, на відстані від згинів і колекторів. Пряма ділянка стабілізації потоку перед трубкою повинна становити (20 30) D (D - внутрішній діаметр труби), але не менше 5 D. Занурення напірної трубки становить 1/2 або 1/3 D. Трубка повинна бути вварена отворами, що сприймають сигнал, строго вздовж осьової лінії труби; добірні штуцери розташовуються горизонтально. Корінні вентилі мають бути доступні для обслуговування. 7.6.5. Прокладання з'єднувальних ліній вимірювань витрати та тиску має відповідати вимогам РД 50-213-80. При прокладанні з'єднувальних труб треба суворо дотримуватись одностороннього ухилу або горизонтальності ліній; не допускати проходу з'єднувальних труб у місцях з високою температурою, щоб уникнути закипання або нагрівання нерухомої води в них. 7.6.6. Датчики для вимірювання витрат і перепадів тисків встановлюються нижче (або на рівні) вимірювальних пристроїв, зазвичай, на нульовій позначці та на позначці обслуговування. Датчики вмонтовуються на групові стенди. Для нормального обслуговування передбачаються пристрої для продування датчиків (причому на кожній лінії продувки, щоб уникнути нещільностей ставиться по два запірні вентилі). Повний комплект на один датчик складає 9 запірних вентилів (корінні, перед датчиком, продувні та один зрівняльний). 7.6.7. Перед встановленням датчиків на стенд слід ретельно перевірити їх у метрологічній службі ТЕС та провести градуювання. Після установки на стенди необхідно перевірити положення "нулів" і максимальні значення перепадів. значень у нестаціонарних режимах). В будь-яких особливих випадках, коли можливий рух потоку обидві сторони, " нуль " приладу виставляється на 50 %, тобто. на середину шкали (наприклад, перекидання потоку, сильна пульсація, випробування гідродинамічної перемички та ін.). При зміщенні нуля прилад використовується як індикатор. 7.7. Після закінчення підготовчих монтажних робіт проводиться налагодження схеми експериментального контролю (продзвонювання комутації, опресування та пробне включення датчиків, включення та налагодження вторинних приладів, виявлення та усунення дефектів). 7.8. Перед проведенням випробувань повинна бути перевірена готовність котла та його елементів до випробувань (газоплотність, внутрішня та зовнішня забрудненість поверхонь нагріву, щільність та справність арматури та ін.). Особлива увага приділяється штатним КВП: справності необхідних для випробувань засобів вимірювань, правильності їх показань, наявності діючих повірних клейм (для водомірів та інших приладів), відповідності експериментальних та штатних приладів. Стан котла повинний відповідати вимогам, зазначеним у програмі випробувань.

8. ПРОВЕДЕННЯ ВИПРОБУВАНЬ

8.1. Робоча програма дослідів: 8.1.1. Перед початком випробувань, на підставі затвердженої програми випробувань, складаються та узгоджуються з керівництвом ТЕС робочі програми дослідів. Робоча програма складається на окремий досвід чи серію дослідів. Вона містить вказівки щодо організації досвіду, за станом що бере участь у досвіді устаткування, значення основних параметрів і межі їх відхилень, що допускаються, опис послідовності виконуваних операцій. 8.1.2. Робоча програма затверджується головним інженером ТЕС та є обов'язковою для персоналу. 8.1.3. На час досвіду повинен виділятись відповідальний представник від ТЕС, який здійснює оперативне керівництво проведенням досвіду. Керівник випробувань від "Союзтехенерго" здійснює технічне керівництво. Вахтовий персонал усі свої дії під час досвіду проводить за вказівками (або з відома) керівника випробувань, що передаються через відповідального представника ТЕС. У додатку 3 наводиться приблизна робоча програма дослідів. 8.2. Протягом усього часу досвіду має забезпечуватись відповідність робочій програмі наступних величин: надлишку повітря; частки рециркуляції димових газів; витрати палива; витрати та температури поживної води; тиску середовища за казаном; витрати пари (тільки для парового казана); температури свіжої пари (або води) за казаном; топкового режиму; режиму роботи системи пилоприготування 8.3. У разі невідповідності параметрів роботи котла вимогам, встановленим у розд. 6 та у робочій програмі, досвід припиняється. Досвід припиняється також у разі аварійної ситуації на енергоблоці (або електростанції). У разі досягнення граничних значень температури середовища та металу, зазначених у програмі, або припинення (або різкого зниження) витрати середовища в окремих елементах котла, або появи інших порушень гідродинаміки згідно з приладами експериментального контролю - котел переводиться в легший для обладнання режим (знімаються раніше внесені обурення або ухвалюються необхідні рішення). Якщо порушення не становлять безпосередньої небезпеки, досвід може продовжуватися без подальшого посилення режиму, що перевіряється. 8.4. Випробування розпочинаються з попередніх дослідів. У ході попередніх дослідів проводиться ознайомлення з роботою обладнання та особливостями експлуатаційних режимів, остаточне налагодження схеми вимірювань, відпрацювання організаційного розпорядку в бригаді та взаємовідносин з вахтовим персоналом. 8.5. Стаціонарні режими: 8.5.1. Випробування у стаціонарних режимах включають досліди: на номінальному навантаженні котла; двох-трьох проміжних навантаженнях (зазвичай на навантаженнях 70 і 50% як відповідних заводським розрахункам, а також на навантаженні, що переважає в умовах експлуатації); мінімального навантаження (встановленого в експлуатації або узгодженого для випробувань). Для парових котлів проводяться також досліди зі зниженою температурою поживної води (з відключеними ПВД). Для водогрійних котлів проводяться також досліди: різною температуроюводи на вході; з мінімальним тиском на виході; з мінімально допустимою витратою води. Визначаються статичні характеристики (залежність від навантаження котла) температур та тисків трактом; показники гідравлічної стійкості випробуваних контурів у стаціонарних режимах; допустимий діапазон навантажень котла згідно з цими показниками. 8.5.2. У стаціонарних дослідах за основу приймається режим експлуатаційної режимній карті. Перевіряється також вплив основних режимних факторів (надлишку повітря, завантаження ДРГ, різних поєднань працюючих пальників або млинів, мазутного підсвічування, температури живильної води, зашлаковки котла та ін.). 8.5.3. На котлах, що працюють на двох видах палива, досліди проводяться на обох видах (на резервному паливі та на суміші палив допускається у зменшеному обсязі). На пилогазових котлах досліди на природному газіза умови забруднення екранів повинні проводитися після тривалої безперервної кампанії на газі. На шлакуючих паливах досліди при необхідності проводяться на початку та наприкінці кампаній, на "чистому" та на зашлакованому котлі. 8.5.4. Для котлів СКД, що працюють на ковзному тиску, випробування гідравлічної стійкості слід проводити з урахуванням методичних вказівок щодо випробувань прямоточних котлів у режимах розвантаження на ковзному тиску середовища. 8.5.5. На даному навантаженні котла для отримання більш достовірних експериментальних матеріалів слід проводити по два дублюючі досвіди, причому не один день (бажано з розривом у часі). За потреби проводяться додаткові контрольні досліди. 8.5.6. Випробування у стаціонарних режимах мають передувати дослідам із обуреннями. 8.6. Перехідні режими: 8.6.1. Найбільш несприятливими за гідравлічною стійкістю котельних контурів є, як правило, нестаціонарні умови, пов'язані з обуреннями режиму та тими або іншими відхиленнями параметрів від нормальних (середніх) умов. при розбалансі співвідношення "вода-паливо" та при теплових перекосах. Контролюються максимальні зниження витрат і підвищення температур в елементах контуру, розбіжність між окремими елементами, і навіть характер відновлення вихідних значень після зняття обурення. 8.6.2. Для парових котлів перевіряються наступні обурення режиму: різке збільшення витрати палива; різке зменшення витрати поживної води; відключення окремих пальників при збереженні загальної витрати палива (вплив теплового перекосу по ширині та глибині топки); відключення (або зменшення завантаження) ДРГ; а також інші дії за місцевими обставинами (включення обдувних апаратів, перехід на інше паливо та ін.). Залежно від схеми контуру іноді може знадобитися перевірка поєднання розбалансу з перекосом (наприклад скидання води при відключених пальниках). Для водогрійних котлів перевіряються обурення режиму різким зменшенням витрати поживної води та зниженням тиску середовища та ін. 8.6.3. Значення і тривалість збурень не нормуються і встановлюються на основі наявного досвіду та реальних експлуатаційних режимів залежно від конструкції котла, його динамічних характеристик, виду палива та ін. % і тривалістю 10 хв (тобто. за наявним досвідом майже до стабілізації параметрів трактом). При великих збуреннях (20-30 %) за умовою утримання температури перегріву тривалість зазвичай менше 3-5 хв без стабілізації параметрів, що дає впевненості у виявленні всіх особливостей гідродинаміки контуру. Обурення менше 15% мають порівняно слабкий вплив на пароводяний тракт. 8.6.4. Обурення можуть проводитися по обом або лише по одному регульованому потоку пароводяного тракту (або одній стороні котла), для якого виконуються випробування. 8.6.5. Перед нанесенням збурень котел повинен пропрацювати у стаціонарному режимі не менше 0,5-1,0 год до стабілізації параметрів. 8.6.6. Досліди з обуреннями режиму проводяться на двох-трьох навантаженнях котла (включаючи мінімальне). Зазвичай вони поєднуються з дослідами на необхідному навантаженні у стаціонарному режимі та проводяться після закінчення такого. 8.7. У разі потреби (наприклад нова технологіярозпалювання, пошкодження у пускових режимах, викликають побоюваннярезультати попередніх розрахунків та ін.) проводиться перевірка показників гідравлічної стійкості випробуваного контуру в режимах розпалювання котла. Розпалювання ведеться відповідно до експлуатаційної інструкції та робочої програми. 8.8. Під час досвіду здійснюється безперервний контроль за роботою котла та його елементів за приладами штатного та експериментального контролю. Необхідно постійно стежити за вимірами експериментального контролю та своєчасно виявляти ті чи інші порушення гідродинаміки. Виявлення порушень гідродинаміки є основним завданням випробувань. 8.9. Ведеться оперативний журнал із фіксацією ходу досвіду, операцій, що виконуються вахтовим персоналом, основних показників режиму та збурень. Виконуються регулярні записи до журналів спостережень параметрів котла по штатним приладам. Періодичність запису 10-15 хв у стаціонарних режимах, 2 хв при збуреннях. Контролюються надлишки повітря (за киснемірами або приладами Орса). Необхідно стежити за режимом горіння, оглядаючи топку. 8.10. Здійснюється ретельний нагляд за справністю приладів експериментального контролю, у тому числі: за положенням "нуля", положенням та протяжкою стрічки, чіткістю відбою показань на стрічці, правильністю показань приладів та окремих точок. Несправності слід усувати негайно. Звіряється відповідність показань експериментальних та штатних приладів за подібними параметрами*. Перед кожним досвідом проводиться реєстрація та встановлення "нулів" датчиків витрати та тиску. Після закінчення досвіду реєстрація "нулів" повторюється. * Різниця показань не повинна перевищувати , де і 1 і і 2 - класи точності приладів 8.11. Регулярно на початку, кінці та протягом досвіду для синхронізації показань приладів проводиться одночасна позначка часу на всіх стрічках. Позначка проводиться вручну або за великої кількості приладів за допомогою спеціальної електричної схеми позначки часу (одночасного закорочення ланцюгів приладів). 8.12. Отриманий експериментальний матеріал рекомендується, наскільки можна, піддавати експрес-обробці відразу після дослідів. Попередній аналіз результатів раніше проведених дослідів дозволяє цілеспрямованіше проводити подальші досліди зі своєчасним коригуванням програми випробувань при необхідності. 8.13. У період випробувань, окрім планових дослідів, проводяться спостереження за експлуатаційними режимами котла за приладами штатного та експериментального контролю. Мета спостережень - отримати підтвердження представницькості та повноти досвідчених режимів, дані про стабільність або нестабільність параметрів котла в часі (що особливо важливо на пилокутних котлах), а також отримувати поточну інформацію про стан вимірювань штатного контролю для підготовки до наступних дослідів. Результати спостережень використовуються як допоміжного матеріалу.

9. ОБРОБКА РЕЗУЛЬТАТІВ ВИПРОБУВАНЬ

9.1. Обробка результатів випробувань проводиться за такими формулами G ел = (wr)ел × F ел; D i = iвих - iвх ; h Т = rq × rr × hkде F -внутрішній поперечний переріз трубопроводу, м 2; t нас -температура насичення тиску середовища на виході контуру, °С; a -коефіцієнт витрати вимірювальної трубки; D Різм -перепад тисків на вимірювальній трубці, кгс/м2; v- питомий обсяг середовища, м3/кг; F ел- внутрішній поперечний переріз елемента, м 2; і вх,i вих- ентальпія середовища на вході та на виході з контуру, кДж/кг (ккал/кг), береться по термодинамічних таблицях, i = f(t,P), тиск береться на вході та на виході контуру; hk -коефіцієнт конструктивної нетотожності елемента (окремої труби), береться за проектними даними відповідно до [1]. буквеним позначеннямдив. пп. 1.1.7 та 1.1.8.9.2. Похибки визначення показників за результатами вимірів визначаються таким чином: d (wr) = d (G); D ( tвх) = D ( t); D ( tвих) = D ( t); D ( tел) = D ( t); d(D Р до) = d(D Р).Абсолютна похибка D( t нас) знаходиться по термодинамічних таблицях і дорівнює половині одиниці розряду останньої значущої цифри. Абсолютна похибка вимірювання температури, що допускається, визначається за формулою де D ТП- допустима похибка термопар; D л.с -похибка лінії зв'язку, викликана відхиленням термо-ЕРС подовжувальних проводів; D пр- Основна похибка приладу; D¶ i- Додаткова похибка приладу від i-го фактора, що впливає навколишнього середовища; п пр- Число факторів, що впливають на прилад. Допустима відносна похибка вимірювання витрати, перепаду тисків і тиску визначається за формулами: де dсу - допустима відносна похибка пристрою, що звужує; d ¶ - Допустима відносна похибка датчика; dпр - Основна відносна похибка приладу; d ¶ i , dпрi - додаткові відносні похибки датчика та приладу від i-го зовнішнього фактора, що впливає; п ¶ - число факторів, що впливають на датчик. 9.3. Перед початком обробки уточнюються часові інтервали дослідів і робиться розмітка часу на діаграмних стрічках самописців (для стаціонарних режимів – з інтервалом 5-10 хв, для режимів з обуреннями – через 1 хв або через кожен відбій). Перевіряється суміщення часу стрічок всіх приладів. Зняття показань зі стрічок здійснюється за допомогою спеціальних шкал, які градуюються за стандартними шкалами або за даними індивідуальних градуювань приладів та датчиків. Непредставницькі результати вимірів виключаються з обробки. 9.4. Результати вимірювань у стаціонарних режимах усереднюються за часом за досвід: параметри котла за записами в журналах спостережень, решта стрічок самописців згідно з розміткою. Особливої ​​уваги вимагає обробка результатів вимірювань температур і тисків середовища по пароводяному тракту, так як за ними визначається ентальпія та розраховуються збільшення ентальпії в поверхнях нагріву, що є основою великої частини обробки. Слід враховувати можливість значних похибок визначення ентальпії при СКД у зоні великих теплоємностей (при докритичному тиску – у випарній частині). Тиск у проміжних точках тракту визначається інтерполяцією з урахуванням прямих вимірів та гідравлічного розрахунку котла. Усереднені результати обробки заносяться в таблиці та подаються у вигляді графіків (розподілу температур та ентальпій середовища по тракту, температурних та гідравлічних розвірок, залежності показників теплової та гідравлічної роботи контуру від навантаження котла та від режимних факторів тощо). 9.5. Завданням випробувань у перехідних режимах є визначення відхилень витрат і температур в елементах контуру від вихідних стаціонарних значень (за величиною та швидкістю зміни). З огляду на це результати обробки не усереднюються і подаються у вигляді графіків залежно від часу. Ділянки з порушеннями стійкості доцільно виносити на окремі графіки зі збільшеним масштабом часу або давати фотокопії стрічок. Розпалювальні режими обробляються також у формі графіків за часом. 9.6. При обробці гідравлічних вимірювань застосовуються індивідуальні шкали, що відповідають градуванню датчика. Відлік проводиться від "нулів", зазначених на стрічці під час проведення дослідів. Для стаціонарних режимів при вимірюванні витрати проводиться перерахунок показань перепаду тисків на вимірювальному пристрої, знятих зі стрічки, значення витрати або масової швидкості. Перерахунок провадиться за формулами, наведеними в п. 9.1, або за допоміжними залежностями ( wr), Gвід D Різм, побудованим на основі зазначених формул (для робочого діапазону температур і тисків середовища). Різм(Показуючи наближені значення витрати за допомогою другої шкали на графіку). 9.7. На значення вимірюваного тиску вноситься виправлення на висоту стовпа води в сполучній лінії (від точки відбору до датчика); на виміряного перепаду тисків - виправлення на різницю висот стовпа води між точками відбору. 9.8. Найважливішою частиною обробки результатів випробувань є зіставлення, аналіз та тлумачення одержаних матеріалів, оцінка їх достовірності та достатності. Попередній аналіз проводиться на проміжних етапах обробки, що дозволяє вносити необхідні корективи в процесі роботи. У деяких складніших випадках (наприклад, коли отримані результати, відмінні від очікуваних, для оцінки меж стійкості за межами дослідних даних та ін) доцільно виконати додаткові розрахунки гідравлічної стійкості з урахуванням експериментального матеріалу.

10. СКЛАДАННЯ ТЕХНІЧНОГО ЗВІТУ

10.1. За результатами випробувань складається технічний звіт, який затверджується головним інженером підприємства чи його заступником. Звіт повинен містити матеріали випробувань, аналіз матеріалів та висновки щодо роботи з оцінкою гідравлічної стійкості котла, умов та меж стійкості, а також, при необхідності, з рекомендаціями щодо підвищення стійкості. Звіт має бути оформлений відповідно до СТП 7010000302-82 (або з ГОСТ 7.32-81). 10.2. Звіт складається з наступних розділів: "Реферат", "Вступ", "Короткий опис котла та випробуваного контуру", "Методика випробувань", "Результати випробувань та їх аналіз", "Висновки та рекомендації". визначається принциповий підхід до їх проведення та обсяг роботи. Опис котла повинен включати конструктивні характеристики, обладнання, необхідні дані із заводських розрахунків. та їх аналіз висвітлюються умови роботи котла в період випробувань, даються докладні результати вимірювань та їх обробки, а також оцінка похибки вимірювань; дається аналіз результатів, розглядаються отримані показники гідравлічної стійкості, зіставляються з наявними розрахунками, порівнюються результати з відомими результатами за іншими випробуваннями подібного обладнання, обґрунтовуються оцінки стійкості та пропонованих рекомендацій. навантаження котла, інших режимних факторів та від впливу нестаціонарних процесів. У разі виявлення недостатньої стійкості даються рекомендації щодо підвищення надійності роботи (режимні та реконструктивні). 10.3. Графічний матеріал включає: креслення (або ескізи) котла та його вузлів, гідравлічну схему випробуваного контуру, схему вимірювань (з необхідними вузлами), креслення нестандартних вимірювальних пристроїв, графіки результатів проведених розрахунків, графіки результатів вимірювань (первинний матеріал та узагальнюючі залежності), ескізи по реконструкції (якщо такі є). Графічний матеріал повинен бути досить повний і переконливий, щоб читач (замовник) міг отримати ясне уявлення про всі існуючі аспекти проведених випробувань та про обґрунтованість зроблених висновків та рекомендацій. 10.4. У звіті наводиться також список використаної літератури та список ілюстрацій. До додатку до звіту включаються зведені таблиці даних випробувань та розрахунків та копії необхідних документів(Актів, протоколів).

11. ВИМОГИ БЕЗПЕКИ

Особи, які беруть участь у проведенні випробувань, повинні знати та виконувати вимоги, викладені в [3], та мати запис у посвідченні про перевірку знань.

Додаток 1

КОНСТРУКЦІЯ НАПІРНИХ ТРУБОК

При виборі тієї чи іншої конструкції вимірювальних напірних трубок (трубок Піто) слід керуватися необхідним перепадом тисків, прохідним перерізом труб, враховувати складність виготовлення тієї чи іншої конструкції трубки, а також зручність їх монтажу. . 3. Стрижнева трубка ЦКТІ (див. рис. 3,а) зазвичай встановлюється на глибині 1/3 D, що має важливе значення для труб невеликого діаметра. На рис. 3,б наведена конструкція циліндричної трубки ВТІ. Для екранних труб із внутрішнім діаметром 50-70 мм діаметр вимірювальної трубки приймається рівним 8-10 мм, їх встановлюють на глибину 1/2 внутрішнього діаметра труби. До недоліків циліндричних трубок перед стрижневими слід віднести велику захаращеність ними внутрішнього перерізу, а до переваг - їх простіше виготовлення і менший коефіцієнт витрати, що призводить до збільшення перепаду тисків датчика при тому самому витраті води. Поряд з наведеними конструкціями напірних трубок для вимірювання швидкостей води в контурах знаходять застосування і циліндричні наскрізні трубки (див. рис. 3, в), які відрізняються простотою виготовлення - тільки токарна робота та свердління каналів. Коефіцієнт витрати у цих трубок той самий, що й у циліндричних трубок ВТИ. Частини трубок зварюються посередині з установкою між ними перегородки, так щоб не було повідомлення між лівою та правою порожнинами трубки. Отвори відбору сигналу тиску просвердлюються поблизу перегородки якомога ближче один до одного. Після зварювання трубок місце зварювання слід ретельно зачистити. Для правильного встановлення вимірювальних трубок будь-якої конструкції по потоку води на зовнішній частині торця циліндра або штуцерів слід зробити ризики. На рис. 4,а наведені результати градуювання стрижневих трубок з довжиною вимірювальної частини, що дорівнює 1/2, 1/3, 1/6 D(D -внутрішній діаметр труби). Зі зменшенням довжини вимірювальної частини значення коефіцієнта витрати трубки збільшується. Для труби з h = 1/6Dкоефіцієнт витрати наближається до одиниці. Зі збільшенням внутрішнього діаметра труби коефіцієнт витрати падає при всіх довжинах активної частини вимірювача. З рис. 4 а видно, що найменший коефіцієнт витрати, а отже і найбільший перепад тисків, мають трубки з довжиною вимірювальної частини, що дорівнює 1/2 D. При застосуванні їх суттєво знижується вплив внутрішнього діаметра трубопроводу. На рис. 4,б наведено результати градуювань трубок ВТІ діаметром 10 мм із встановленням вимірювальної частини на 1/2 D.Залежність коефіцієнта витрати aвід відношення діаметра вимірювальної трубки до внутрішнього діаметра труби, в якій вона встановлюється, дана на рис. 4,в.Наведені коефіцієнти витрати справедливі під час встановлення вимірювальних трубок в екранних трубах, тобто. для чисел Re, що знаходяться на рівні 10 3 , і набувають постійних значень для трубок ЦКТІ при числах Re³ (35 ¸40) ×10 3 , а для трубок ВТІ при Re³ 20 × 10 3. На рис. 4,г наведено коефіцієнт витрати для наскрізної циліндричної трубки діаметром 20 мм в залежності від довжини стабілізуючої ділянки Lтруби з внутрішнім діаметром 145 мм. показано залежність коефіцієнта витрати та поправочного коефіцієнта від відношення діаметрів вимірювальної трубки та труби, в якій вона встановлюється. Фактичний коефіцієнт витрати в цьому випадку складе: a ф= a × Доде К -коефіцієнт, що враховує інші фактори. Правильність встановлення напірних трубок підвищує точність визначення швидкостей. Отвори в трубці, що сприймають сигнал тиску, повинні розташовуватися строго по осі труби, в якій вона встановлюється. Можливі спотворення показань трубки при неточній установці, отримані на стенді, показані на рис. 4,е.Порівняння напірних трубок конструкції ЦКТІ та ВТІ з активною довжиною вимірювальної частини, що дорівнює 1/2 Dпоказує, що перепад тисків, створюваний при однаковій витраті у трубок ВТІ для екранних труб з внутрішнім діаметром 50 і 76 мм відповідно в 1,3 і 1,2 рази більше, ніж у трубок ЦНТІ. Це забезпечує більшу точність вимірів, особливо при малих швидкостях води. Тому, коли захаращеність внутрішнього перерізу труби вимірювальною трубкою не має вирішального значення (для трубопроводів щодо великого діаметра), для вимірювання швидкостей води слід застосовувати трубки ВТИ. Трубки ЦКТІ чаші застосовуються на змійовиках малого внутрішнього діаметра (аж до 20 мм). -9 кгс/м 2), що менше ніжньої гарантованої межі вимірювань для датчиків, які застосовуються при вимірюванні витрати.

Додаток 2

ПІДГОТОВЧІ РОБОТИ ДЛЯ ПРОВЕДЕННЯ ВИПРОБУВАНЬ ЕКРАНІВ КОТЛА ТГМП-314 КОСТРОМСЬКОЇ ГРЕЗ

Найменування

Кількість, шт.

Виготовлення температурних вставок

Врізання температурних вставок у НРЧ та СРЧ

Розтин ізоляції на колекторах та трубопроводах (НРЧ, СРЧ, ВРЧ)

25 ділянок

Встановлення та приварювання поверхневих термопар

Комутація термопар та вставок до сполучних коробок (СК)

Установка СК-24

Прокладка компенсаційного кабелю KMTB-14

Установка напірних трубок (зі свердлінням у трубах, що підводять, і змійовиках НРЧ)

Установка для відбору сигналу тиску

Установка для відбору сигналів розпалювальної витрати поживної води (від штатної діафрагми)

Прокладання сполучних (імпульсних) труб

Встановлення датчиків витрати

Виготовлення та встановлення щита на 20 приладів

Встановлення вторинних приладів (КСП, КСУ, КОД)

Підготовка робочого приміщення

Технічний огляд (ревізія) штатних систем вимірювань пароводяним трактом

Монтаж освітлення шиту.

Підпис: _________________________________________________ (керівник випробувань від Союзтехенерго)ПРИЛАДИ ТА МАТЕРІАЛИ, ПОСТАЧУВАНІ ЗАМОВНИКОМ ДЛЯ ПРОВЕДЕННЯ ВИПРОБУВАННЯ ЕКРАНІВ КОТЛУ Підпис: _________________________________________________ (керівник випробувань від СоюзтехенергоЗМІСТ ТЕБЕЛЬ) ХЕНЕРГО ДЛЯ ПРОВЕДЕННЯ ВИПРОБУВАНЬ ЕКРАНІВ КОТЛА

Найменування

Кількість, шт.

Датчик перепаду тиску ДМ, 0,4 кгс/см 2 (на 400 кг/см 2)

Датчик тиску ПЕД 0-400 кгс/см 2

Датчик перепаду тиску ДМЕ, 0-250 кгс/см 2 (на 400 кгс/см 2)

Прилад КОД одноточковий

Прилад КСУ одноточковий

Прилад КСП-4, 0-600 °, ХА, 12-точковий

Компенсаційний провід МК

Термоелектродний провід ХА

Склопанчоха

Стрічка кремнеземна (скляна)

Ізоляційна стрічка

Діаграмна стрічка для КСП, 0-600 °, ХА

Діаграмна стрічка для КСУ (КСД), 0-100%,

Батарейки плоскі

Батарейки круглі

Підпис: _________________________________________________ (керівник випробувань від Союзтехенерго)

Додаток 3

Затверджую:
Головний інженер ДРЕС

РОБОЧА ПРОГРАМА ПРОВЕДЕННЯ ДОСВІДІВ ВИПРОБУВАНЬ ГІДРАВЛІЧОЇ СТІЙКОСТІ НРЧ І СРЧ-1 КОТЛА № 1 (З ПВД)

1. Досвід 1. Встановити наступний режим: навантаження енергоблоку - 290-300 МВт, паливо - пил (без підсвічування мазутом), надлишок повітря - 1,2 (3-3,5% по кисню), температура живильної води - 260 ° С ,в роботі 2-го та 3-го упорскування (30-40 т/год на потік). Інші параметри витримуються згідно з режимною картою та діючою інструкцією. Під час досвіду, по можливості, не робити жодних змін у режимі. Діяльність вся діюча автоматика.Тривалість досвіду - 2 год.Досвід 1 a. Перевіряється вплив на стійкість гідродинаміки небалансу "Вода-паливо". Встановити такий самий режим, як у досвіді 1. Вимкнути регулятор палива. Через 10 хв за погодженням з представником Союзтехенерго відновити початкову витрату води. Допустимі межі короткочасного відхилення температури свіжої пари - 525-560°С (не більше 3 хв), температур середовища трактом котла ±50°С від розрахункових (не більше 5 хв, див. п. 4 цього додатка).Тривалість досвіду - 1 ч. 2. Досвід 2. Встановити наступний режим: навантаження енергоблоку - 250-260 МВт, паливо - пил (без підсвічування мазутом), надлишок повітря - 1,2-1,25 (3,5-4 % за киснем), температура поживної води - 240-245°С, у роботі 2-го і 3-го упорскування (25-30 т/год на потік). Інші параметри витримуються згідно з режимною картою та діючою інструкцією. Під час досвіду, по можливості, не робити жодних змін у режимі. Діяльність вся діюча автоматика.Тривалість досвіду -2 год.Досвід 2а. Перевіряється вплив перекосу по пальникам. Встановити такий самий режим, як у досвіді 2, але на 13 пиложивильниках (відключені пиложивильники № 9,10,11). Тривалість досвіду - 1,5 год. Досвід 2б. Перевіряється вплив небалансу "Вода-паливо". Встановити такий самий режим, як у досвіді 2а. Вимкнути регулятор палива. Різко знизити витрати поживної води по потоку "А" на 70 т/год без зміни витрати палива. Через 10 хв за погодженням з представником Союзтехенерго відновити початкову витрату води. Під час досвіду регулювання температур трактом котла проводити впорскуванням. Допустимі межі короткочасного відхилення температури свіжої пари 525-560°С (не більше 3 хв), температур середовища трактом котла ±50°С від розрахункового (не більше 5 хв, див. п. 4 цього додатку).Тривалість досвіду - 1 год .3. Досвід 3. Встановити наступний режим: навантаження енергоблоку 225-230 МВт, паливо - пил (в роботі не менше 13 пилопоживачів, без підсвічування мазутом), надлишок повітря - 1,25 (4-4,5% по кисню), температура живильної води - 235-240°С, у роботі 2-го і 3-го упорскування (20-25 т/год на потік). Інші параметри витримуються згідно з режимною картою та діючою інструкцією. Під час досвіду, по можливості, не робити жодних змін у режимі. Діяльність вся діюча автоматика.Тривалість досвіду -2 год.Досвід 3а. Перевіряється вплив небалансу "Вода-паливо" та включення пальників. Встановити такий режим, як у досвіді 3. Збільшити надлишок повітря до 1,4 (6-6,5 % по кисню). Вимкнути регулятор палива. Різко збільшити витрату палива підвищенням частоти обертання пилопоживачів на 200-250 об/хв без зміни витрати води по потоках. Через 10 хв за погодженням із представником Союзтехенерго відновити початкову частоту обертання. Стабілізувати режим. Різко збільшити витрату палива одночасним включенням двох пиложивачів у лівій напівтопці без зміни витрати води по потоках. Через 10 хв за погодженням з представником Союзтехенерго відновити початкову витрату палива. Під час досвіду регулювання температур трактом котла проводити упорскуваннями. Допустимі межі короткочасного відхилення температури перегріву - 525-560°С (не більше 3 хв), температур середовища трактом котла ±50°С від розрахункових (не більше 5 хв, див. п. 4 цього додатка).Тривалість досвіду - 2 год .Примітки: 1. КТЦ виставляє на кожен досвід відповідального представника. 2. Усі оперативні дії під час досвіду вахтовий персонал провадить за вказівкою (або з відома та за погодженням) відповідального представника Союзтехенерго. 3. У разі виникнення аварійних ситуацій досвід припиняється, і вахтовий персонал діє відповідно до відповідних інструкцій. 4. Граничні короткочасні температури середовища по тракту котла, ° С: за СРЧ-П 470 до ВЗ 500 за ширмами- I 530 за ширмами- II 570. Підпис: _________________________________________________ (керівник випробувань від Союзтехенерго) Узгоджено: _____________________________________________

Список використаної літератури

1. Гідравлічний розрахунок котелень (нормативний метод). М.: " Енергія " , 1978,- 255 з. 2. Кемельман Д.М., Ескін Н.Б., Давидов А.А. Налагодження котлоагрегатів (довідник). М: "Енергія", 1976. 342 с. 3. Правила техніки безпеки під час експлуатації тепломеханічного обладнання електростанцій та теплових мереж. М.: Вища школа, 1985, 232 с.

16.1 Гідравлічне випробування котла на міцність тиском 1.5 від робочого призначається інспектором Реєстру після проведення на корпусі котла серйозного ремонту, пов'язаного із зміною міцності деталей.

Випробування на міцність проводиться зазвичай при демонтованій арматурі, замість якої встановлюються заглушки.

У місцях зварних швів, заварки дефектів та інших місцях за вказівкою інспектора Реєстру повинна бути знята теплоізоляція.

16.2 Гідравлічне випробування котла на густину тиском 1,25 від робочого проводиться при огляді котла в термін, встановлені ПравиламиРеєстру, а також після поточного ремонту, заміни труб, змійовиків при допуску котла до роботи після тривалої більше 1 року перерви в роботі і т.зв.

Утилізаційні водотрубні котли, недоступні для внутрішнього огляду, піддаються гідравлічному випробуванню при кожному черговому огляді.

Гідравлічне випробування на щільність проводиться при встановленій арматурі, при цьому тарілки запобіжних клапанів повинні бути притиснуті до сідла за допомогою спеціальних затискачів; якщо це неможливо, запобіжні клапани повинні бути демонтовані.

16.3 Гідравлічні випробування на міцність та щільність проводяться у присутності інспектора Реєстру.

16.4 Гідравлічне випробування котла робочим тиском проводиться за рішенням СТМ у таких випадках:

Після глушіння труб або змійовиків;

Після заварювання нориць на трубах або змійовиках;

Після підвальцювання труб;

Для визначення місць течі та нещільностей;

Якщо котел вводиться в дію після тривалого хропіння або хімічної очистки.

16.5 Пароперегрівачі, пароохолоджувачі, економайзери, окремі секції утилізаційного котла та сепаратор пари, де це можливо, допускається випробовувати окремо від котла.

16.6 У зимовий часгідравлічне випробування повинне проводитися при температурі повітря в машинному відділенні не нижче +5°С.

Різниця температур води та зовнішнього повітря повинна виключати можливість відпітування.

16.7 Гідравлічні випробування на міцність та щільність повинні проводитися за допомогою ручного насоса.

16.8 Крім манометра на насосі, на період випробувань на котлі повинні бути встановлені два перевірені манометри.

16.9 Заповнення котла (секції) водою повинно проводитися таким чином, щоб було забезпечене повне видалення повітря із трубної системи та колекторів. Повітряні клапаниповинні закриватися тільки після того, як з них піде вода без бульбашок повітря

16.10 Гідравлічне випробування на міцність та щільність повинні проводитися в наступному порядку:

а) поступовий підйом тиску до робітника протягом 5-10 хвилин;

б) попередній огляд казана під робочим тиском;

в) підйом тиску до пробного;

г) витримка та огляд під пробним тиском з відключеним насосом протягом 5-10 хвилин;

д) зниження тиску до робітника та огляд при робочому тиску;

е) поступове рівномірне за часом зниження тиску.

16.11 Під час витримки під пробним тиском не повинно бути падіння тиску.

16.12 Під час витримки під робочим тиском усі нові зварні шви та місця заварювання дефектів повинні піддаватися рівномірному обстукуванню легкими ударами мідним або свинцевим молотком масою не більше 1 кг з рукояткою довжиною не більше 300 мм.

16.13 Котел визнається таким, що витримав випробування, якщо при огляді не виявлено течі, місцевих випучин, залишкових деформацій, тріщин або ознак порушення цілісності будь-яких частин та сполук. Краплі, що не стікають протягом витримки під пробним тиском у вальцювальних з'єднаннях, течю не вважаються. Поява цих ознак у зварних швах не допускається.

16.14 Виправлення виявлених при гідравлічному випробуванні дефектів допускається після спуску води з котла.

Виправлення нещільностей у зварних швах зачеканкою забороняється.

Огляд котла класифікаційним товариством

17.1 Усі парові котли з робочим тиском понад 0,07 МПа (0,7 кгс/см 2 ) та водогрійні котли з температурою підігріву води понад 115°С експлуатуються під наглядом Реєстру чи іншого класифікаційного товариства.

17.2 Котел повинен представлятися інспектору Реєстру:

а) для перевірки у дії – при щорічному огляді;

6) для внутрішнього огляду:

Водотрубні котли – через кожні два роки, починаючи з другого року експлуатації судна;

Вогнетрубні котли – через кожні два роки протягом перших восьми років експлуатації, потім щорічно;

Внутрішньому огляду котел повинен також піддаватися після ремонту котла до введення його в експлуатацію; після пошкодження корпусу чи аварії котла;

в) для гідравлічного випробування на щільність – через один черговий класифікаційний огляд, починаючи з другого;

а також після ремонту казана. Для котлів, недоступних для внутрішнього огляду, гідравлічне випробування на щільність проводиться при кожному черговому огляді;

г) для гідравлічного випробування на міцність після проведення ремонту котла, пов'язаного зі зміною міцності корпусу котла.

17.3 СТМ повинен забезпечити пред'явлення котла до зовнішнього та внутрішнього огляду Реєстром у визначений термін.

17.4 Котел повинен бути підготовлений для огляду відповідно до вимог [I].

17.5 При щорічній перевірці котла у дії повинні пред'являтися у дії запобіжні клапани, системи сигналізації та захисту, верхнє та нижнє продування, ВУП, живильні засоби, аварійні приводи головного парового стопорного клапана та БЗКТ.

Усі перелічені кошти мають бути відрегульовані, налаштовані та підготовлені до перевірки.

Вказівки щодо налаштування запобіжних клапанів див. 11.4.

17.7 Перевірку запобіжних клапанів утилізаційного котла допускається стиснутим повітрям на місці або на стенді з подальшим пломбуванням.

17.8 До внутрішнього огляду котел повинен бути наданий після очищення як з водяного боку, так і з газового, з розкритими лазами, лючками та щитами.

При внутрішньому огляді вогнетрубного котла інспектору Реєстру повинні надаватися вимірювання діаметрів жарових труб котла.

17.9 Ремонт котла повинен здійснюватись під наглядом Реєстру. До початку робіт інспектору Реєстру надається котел для внутрішнього огляду, а також погоджується акт дефектації, перелік намічених ремонтних робіт та обсяг пред'явлень якості виконаних робіт у процесі ремонту.

Ремонт колекторів водотрубних котлів та корпусів вогнетрубних котлів, а також інші складні ремонтні роботиповинні проводитись за схваленою Реєстром документації.

Після ремонту котел повинен пред'являтися інспектору Реєстру для внутрішнього огляду та проведення гідравлічних випробувань. Одночасно має надаватися документація, що підтверджує якість виконаних робіт.

Характерні несправності та пошкодження котлів, їх причини та способи усунення

Таблиця А.1 - Зміна параметрів пари (при постійному навантаженні котла)

Несправність	Причина несправності
1. Тиск у казані падає	а) Лопнула випарна або димогарна труба в котлі (тиск падає швидко, одночасно йде рівень води з водовказівного приладу, можлива бавовна в топці; виходить пара з топки, димової труби) б) Свищ у трубі в) Несправний автоматичний регулятор г) Закритий імпульсний клапан або засмічився трубопровід до регулятора тиску пари	Екстрено вивести котел із дії. Після охолодження котла трубу, що лопнула, заглушити або замінити Котел вивести з дії, пошкоджену трубу заглушити або замінити Перевірити дію автоматичних регуляторівта усунути несправність Перейти на ручне керуваннягорінням та усунути несправність
2. Тиск у казані зростає	а) Причина, зазначена в пункті 1, перерахування в і г б) Несправний запобіжний клапан	Див. пункт 1, перелік і г Відрегулювати запобіжний клапан або вивести котел з дії для усунення несправності
3. Температура перегрітої пари знизилася	а) Порушилася нормальна робота регулятора температури перегрітої пари б) Пароохолоджувач пропускає (свищ) в) Підвищилася вологість насиченої пари внаслідок високого рівня води та (або) високої концентрації солей у котлі г) Підвищилася вологість насиченої пари внаслідок несправності паросепаруючого пристрою д) Поверхня нагріву пароперегрівача занесена сажею	Усунути несправність регулятора Відключити пароохолоджувач і продовжувати експлуатацію котла або вивести котел з дії та усунути пошкодження Знизити рівень води в котлі, довести продуванням солевміст котлової води до норми Вивести котел з дії, розкрити пароводяний колектор та усунути несправність Здійснити обдування пароперегрівача; після припинення дії котла оглянути пароперегрівач та провести його чищення
4. Температура перегрітої пари підвищилася	а.	Див. пункт 3, перелік а Зменшити тиск повітря. Перевірити густину обшивки. Нещільності усувати негайно або, якщо це неможливо, з приходом до порту Провести сажеобдув. При черговому виході котла з дії зробити зовнішнє чищення поверхонь нагріву котла З'ясувати причини та вжити заходів, зазначених у таблиці А.4, пункт 4 Підвищити температуру поживної води до специфікаційної

Примітка: Якщо вжитих заходів недостатньо і температура перегрітої пари вища за нормальну, знизити навантаження котла.

Таблиця А.2 Зміна рівня води

Несправність	Причина несправності	Рекомендований спосіб усунення несправності
1. Рівень води у вказівному приладі підвищується або знижується	а) Водовказівний прилад показує неправильний рівень б) Порушено нормальну роботу регулятора живлення в) Порушено нормальну роботу поживного насоса	Продути водовказівний прилад Перейти на ручне керування, усунути несправність Посилити спостереження за рівнем Пустить другий насос, відрегулювати або зупинити несправний, негайно усунути несправність
2. Рівень води у вказівному приладі не видно.	а) Вода з котла втрачена (при продуванні приладу вода не з'являється) б) Котел переживлений (при продуванні рівень з'являється, але швидко йде вгору за межі водовказівного приладу)	Вжити заходів, вказаних у 11.2 тексту РНД Зменшити горіння, прикрити стопорні клапани, зменшити живлення котла (цілком поживний клапан не закривати); з'ясувати та усунути причину переживлення котла
3. Рівень води у водовказівному приладі різко коливається	а) Засмічені канали у водовказівному приладі або неправильно встановлені прокладки; б) Засмічені канали до водовказівного приладу.	Продути прилад, якщо це результатів не дало, замінити прилад запасним. Зняти прилад, очистити канали до сіючих клапанів.

Примітка - При значному переживанні котла наявність води у вказівному приладі важко визначити навіть продуючи його. Виникає сумнів у наявності води у приладі. У цьому випадку потрібно перекрити січучі клапани до приладу від парового та водяного простору котла та відкрити клапан продування приладу. За наявності води в приладі рівень повільно опуститься під впливом тиску та власної ваги та буде добре видно.

Таблиця А.3 Зміна параметрів води за економайзером

Несправність	Причина несправності	Рекомендований спосіб усунення несправності
1. Температура води за економайзером підвищилася	а) Поверхні нагріву котла занесені сажею б) Температура живильної води підвищилася в) Розпилювання палива незадовільне, що призводить до догоряння палива в газоході	Див. таблицю А. 1, пункт 4, перелік Довести температуру поживної води до необхідної З'ясувати причини та вжити заходів, зазначених у таблиці А. 4, пункт 4
2. Температура води за економайзером знизилася	а) Занесені сажею зовнішні поверхні нагріву економайзера або є відкладення накипу на внутрішніх поверхняхтруб б) Температура живильної води знизилася	Виконати сажеобдув. Після припинення дії котла зробити за необхідності внутрішнє промиванняабо хімічне очищення поверхні нагріву економайзера Довести температуру поживної води до необхідної
3. Тиск води перед економайзером підвищився	а) Роз'єднувальний безповоротно-запірний клапан між економайзером і котлом повністю не відкритий;	Перевірити відкриття клапана Налагодити роботу регулятора живильного насоса Після припинення дії котла оглянути та очистити трубу Після припинення дії котла провести промивання труб економайзера

Таблиця А.4 Зміна параметрів газоповітряного середовища та неполадки при горінні

Несправність	Причина несправності	Рекомендований спосіб усунення несправності
1. Температура повітря за повітропідігрівачем підвищилася	Причина, зазначена в таблиці А. 1, пункт 4, перерахування	таблицю А.1, пункт 4, перерахування в
2. Температура повітря за повітропідігрівачем знизилася	Поверхні нагріву повітропідігрівача занесені сажею	Виконати сажообдувку повітропідігрівача
3. Тиск повітря за повітропідігрівачем знизився	Нещільності труб повітропідігрівача та повітронапрямних пристроїв	Збільшити подачу повітря. При найближчому ремонті усунути нещільності
4. Розпорошення палива незадовільне (ознаки див. у таблиці А.1, пункт 4, таблиця А.3, пункт 1, таблиці А.4, пункти 5,7,8, 11 та 12)	а) Температура підігріву палива низька б) Тиск палива низький в) Паливні канали форсунки засмічилися г) Парові канали засмічилися або в паропроводі перед форсунками накопичився конденсат (для паромеханічних форсунок) д) Зношені розпилювачі форсунок, головки закоксовані е) неправильної установки або деформації повітронаправляючих пристроїв	Підвищити температуру палива Підняти тиск палива до нормального Продути пором або розібрати форсунку і прочистити Продути паропровід перед форсунками і парові канали, підвищивши тиск пари, або змінити форсунку Перевірити відповідність розпилювачів кресленням, змінити зношені деталі Перевірити установку повітронаправляючих дефектів
	ж) Форсунки або дифузор неправильно встановлені вздовж осі фурми з) Є пропуски та підтікання палива через неправильне складання форсунок	Пересунути форсунку або дифузор (відцентрувати форсунку) Змінити форсунку. Перевірити стан та припасування поверхонь деталей розпилювачів
5. Чорний дим на виході, із труби	а) Нестача повітря б) Розпилювання палива незадовільне в) Припинилася подача повітря (несправний або зупинився вентилятор)	Перевірити положення дифузорів та заслінок повітронаправляючих пристроїв. Підняти тиск повітря. Усунути можливі нещільності повітряних каналах. З'ясувати причини та вжити заходів, зазначених у пункті 4 Зменшити навантаження котла. За необхідності припинити подачу палива. Вжити заходів для усунення несправностей вентилятора
6. Білий дим на виході із труби	а) У паливо потрапляє вода б) Причина, зазначена в таблиці А.1, пункт 1, перерахування а та б, пункт 4, перерахування б	Вжити заходів, зазначених у 8,4.11 тексту РНД Див. таблицю А.1, пункт 1, перерахування а і б, пункт 4, перерахування б
	в) Перегрів палива	Довести температуру палива до норми
7. Викидання іскор із труби	а) Надмірне форсування котла б) Скупчення сажі в газоході в) Загоряння сажі в котлі чи газоході	Зменшити навантаження Здійснити чищення газоходу Див. 11.5. тексту РНД
8. Чорні смуги у смолоскипі, дим у топці, удари полум'я об кладку та стінки топки	Причини, зазначені у пунктах 4 та 5, перерахування а	пункт 4 і пункт 5, перелік а
9. Пульсація та бавовна факела, вібрація фронту котла	а) Підвищена кількість води в паливі б) Причини, зазначені в пункті 4, перерахування живе пункті 5, перерахування а в) Коливання тиску палива	Вжити заходів, зазначених у 8.4.11 тексту РНД Див. пункт 4, перерахування та пункт 5, перерахування а Перевірити роботу регулятора тиску палива. Усунути несправності паливного насоса
10. Шипіння та згасання факела	а) Попадання води у паливо б) Підвищений вміст механічних домішок у паливі	Вжити заходів, зазначених у 8.4.11 тексту РНД Перевірити справність та чистоту паливних фільтрів та форсунок. Перейти на прийом палива з іншої цистерни
11. Закоксовування фурм	а) Причини, зазначені у пункті 4, перерахування е і ж	пункт 4, перерахування е і ж
	б) Порушено геометрію фурми	Відновити геометрію фурми відповідно до креслення
12. Утворення коксу на стінках топки та випарних трубах (особливо при спалюванні парафінистих мазутів)	а) Причини, зазначені у пункті 4	пункт 4
13. Загальне потемніння полум'я та викидання його з топки	а) Причина, зазначена у пункті 5, перерахування а б) Занесення газового тракту	пункт 5, перелік а Вжити заходів, зазначених у таблиці А.1, пункт 4, перерахування в
14. Поява в топці рваного полум'я з іскрами	б) Надмірне підігрів палива перед форсунками	пункт 10, перерахування б Довести температуру підігріву палива до норми
15. Відрив або згасання факела під час роботи на малих навантаженнях	а) Значний перегрів палива б) Підвищений або знижений тиск пари (для паромеханічних форсунок)	Зменшити температуру підігріву палива Відрегулювати тиск пари

Таблиця А.5 Несправності запобіжних клапанів

Несправність	Причина несправності	Рекомендований спосіб усунення несправності
1. Запобіжний клапанпропускає	а) Під клапан потрапив бруд, накип б) Опорні поверхні мають вибоїни або роз'їдені в) Є нещільності між гніздом та корпусом клапана	Вивести котел із дії, відключити його та осушити. Очистити клапан Те саме. Ретельно протерти і проточити клапанне гніздо разом з тарілкою клапана і наступним притиранням. Усунути нещільності між гніздом та корпусом клапана.
2. Тиск закриття клапана після підриву нижче необхідного	а) Шток клапана в напрямній заїдає б) Якість пружини клапана незадовільна	Усунути неспіввісність напрямної та штока клапана Перевірити жорсткість пружини, при необхідності замінити її

Таблиця А.6. Різні несправності

Несправність	Причина несправності	Рекомендований спосіб усунення несправності
1. Перегрів обшивки котла	а) Догорання палива в газоходах б) Цегляна кладка зруйнувалася, кладка прогоріла	З'ясувати причину та вжити заходів, зазначених у таблиці А.4, пункт 4. При значному руйнуванні кладки вивести котел з дії. Усунути дефекти в цегляній кладці та ізоляції
2. Потужний звуковий удар з викидом топкових газів із топки	Вибух газів у топці	Припинити подачу палива. Погасити полум'я. Провентилювати топку протягом 10 хвилин; провести огляд котла та газоходів. За відсутності пошкоджень знову запалити форсунку
3. Пожежа в повітропідігрівачі, економайзері, конвективному пучку, що виявляється за різким підвищенням температури обшивки, повітря або газів.	а) Інтенсивне відкладення сажі при малих навантаженнях і займання її при подальшому переході на нормальне навантаження при несвоєчасному проведенні сажообдування б) Пропуски повітря в газову сторону через просідання або ослаблення труб у трубних дошках повітропідігрівачів, наявності тріщин у трубних дошках пошкодження самих труб	Вжити заходів, зазначених у 11.5 тексту РНД Те саме. При першій нагоді усунути пропуски повітря в газову сторону повітропідігрівача.

Таблиця А.7 Характерні пошкодження котлів та заходи щодо їх попередження

Несправність	Причина несправності	Рекомендований спосіб усунення несправності
1. Деформація жарових труб, вогневих камер, барабанів, колекторів	а) Місцевий перегрів стінок через значний шар накипу б) Попадання нафтопродуктів на поверхні нагріву з пароводяної сторони в) Неприпустиме зниження рівня води в котлі (упуск води) г) Наявність сторонніх предметів у котлі д) Не відцентрована форсунка-факел направлений убік	Дотримуватись встановленого водного режиму котла; при появі накипу ретельно проводити очищення поверхонь нагріву Дотримуватись інструкції з експлуатації конденсатно-живильної системи. При попаданні нафтопродуктів у котел вивести його з дії і зробити вилуговування Ретельно спостерігати за рівнем води та технічним станомводовказівних приладів Розкрити лази, перевірити чистоту труб. Ретельно оглядати котел перед закриттям горловин та лазів Не допускати роботу котла з невідцентрованою форсункою
2. Випучини, деформація, розриви та перепалювання випарних труб внаслідок їх перегріву	а) Причини, зазначені у пункті 1 б) Часткова чи повна закупорка труб в) Значні теплові перекоси по газовій стороні	пункт 1 Див. пункт 1, перерахування а і г Ретельно регулювати процес горіння, проводити своєчасне очищення газоходів
	г) Потонання труб в результаті зносу та обгорання д) Порушення ("перекидання") циркуляції у водотрубних котлах	Виконувати своєчасно контроль зносу та заміну труб Дотримуватися вимог інструкції щодо виконання нижнього продування, особливо екранних колекторів Дотримуватися інструкцій з експлуатації щодо продування пароперегрівача
3. Пропуски води або пари в кінці котельних труб, в заклепувальних швах і зв'язках (виявляються по сольових потоках у місцях пропусків)	а) Ослаблення вальцювальних з'єднань і заклепувальних швів під дією різких змін температур б) Поява нориць і корозійних роз'їдань через скупчення сажі у кінців (коренів) труб	Витримувати норми часу щодо введення та виведення котла з дії згідно з інструкцією з експлуатації Слідкувати за правильною роботою сажообдувальних пристроїв; при виведенні котла з дії очищати котел від сажі та інших відкладень повністю Дотримуватись технології вальцювання, не допускаючи підрізування труб
4. Роз'їдання барабанів та випарних труб зсередини, жарових та димогарних труб зовні	а) Скупчення бруду та шламу у водяному просторі; підшламова корозія	Дотримуватись режимів продувок котла та водного режиму; своєчасно видаляти з котла окисли заліза та міді, проводити хімічне очищення
	б) Дія на метал кислот, солей, розчиненого кисню, Вуглекислий газв) Попадання вологи на пароводяні поверхні при тривалому "сухому" зберіганні; г) Зберігання котла частково заповненого водою	Дотримуватись норм водного режиму. Після проведення хімічних очищень при постановці котла на зберігання проводити його ретельне промивання Дотримуватися правил зберігання котлів Зберігати котел згідно з розділом 12 тексту
5. Корозія труб зовні	а) Попадання вологи на труби, занесені сажею б) Відсутність сушіння котла від вологи після миття або недостатнє сушіння	При зберіганні котла оберігати труби від попадання вологи Виконувати промивання котла від сажі безпосередньо перед введенням його в дію або сушити, запалюючи форсунку
6. Тріщини в обмуровці, ушкодження цегляної кладки	а) Неприпустимо швидке підйом пари в котлі або різке охолодження при охолодженні б) Просочування обмурівки водою при миття котла в) Велика довжинасмолоскип	Дотримуватись інструкції з часу підйому пари та виведення котла з дії Див. 14.2.4 тексту РНД Відрегулювати довжину факела

Додаток Б (довідковий)

Таблиця Б.1

Вода

Показник якості

Од. змін.

Головні, допоміжні та утилізаційні котли

Головні котли (водотрубні) тиском

газотрубним тиском до 2 МПа (20 кгс/см 2 )

газоводотрубні та водотрубні тиском до 2 МПа (20 кгс/см 2 )

понад 2 до 4 МПа (20-40 кгс/см2)

понад 4 до 6 МПа (40-60 кгс/см2)

понад 6 до 9 МПа (60-90 кгс/см2)

Поживна

Загальна жорсткість

мг-екв/л

не більше 0,5

не більше 0,3

не більше 0,02

не більше 0,002

не більше 0,001

Вміст олії та нафтопродуктів

мг/л

не більше 3

не більше 3

відсутність

відсутність

відсутність

Зміст кисню Про 2

мг/л

не більше 0,1

не більше 0,1

не більше 0,05

не більше 0,03

не більше 0,02

З'єднання заліза

мкг/кг

–

–

–

не більше 100

не більше 100

З'єднання міді

мкг/кг

–

–

–

не більше 50

не більше 50

Конденсат

Хлориди С1

мг/л

не більше 50

не більше 10

не більше 2

не більше 0,2

не більше 0,1

Дистилят або хімічно оброблена вода

Загальна жорсткість

мг-екв/л

–

не більше 0,5

не більше 0,02

не більше 0,001

не більше 0,001

Прісна

Загальна жорсткість

мг-екв/л

не більше 8

не більше 5

–

–

–

Котлова

Загальний солевміст

мг/л

не більше 13000

не більше 3000

не більше 2000

не більше 300

не більше 250

Хлориди С1-

мг/л

Лужне число, NaOH

мг/л

150-200

150-200

100-150

10-30

10-15

Фосфатне число, РВ

мг/л"

10-30*

10-30*

20-40

30-50

10-20

Нітратне число, NаNО

мг/л

75-100*

75-100*

50-75

5-15

–

Жорсткість залишкова

мг-екв/л

не більше 0,4

не більше 0,2

не більше 0,05

не більше 0,02

не більше 0,02

* Для котлів, переведених на фосфатно-нітратний режим Примітки: 1. Нижні межі лужних чисел відповідають нижчим значенням загального вмісту солі котлової води. 2. Значення нітратних чисел мають становити 50 % від фактичного лужного числа.

Додаток В (довідковий)

Таблиця В.1

Примітки.

1. Внутрішньокотлова обробка води проводиться відповідно до затверджених інструкцій.

2. При застосуванні фосфатно-лужного режиму для попередження міжкристалітної корозії металу в місцях можливих пропарювань через нещільність відносна лужність котлової води повинна бути не вищою за 20 %, тобто. значення загального солевмісту котлової води не повинно падати нижче за величину, що дорівнює п'ятикратному значенню встановленого лужного числа.

У разі застосування складу поживної води натрій-котіонованої додаткової води з підвищеною лужністю для зниження надлишкового лужного числа котлової води склад останньої необхідно коригувати введенням иононатрийфосфата.

Додаток Д (довідковий)

Таблиця Д.1

Вода	Контрольовані показники	Примітка
Для котлів у всіх цистернах Дистилят та хімічно оброблена Конденсат головних та допоміжних конденсаторів Поживна для газотрубних котлів Те ж саме, для газоводотрубних та водотрубних котлів до 2 МПа (20 кгс/см 2) Те саме, для водотрубних котлів до 6 МПа (до ) см 2) Те ж саме, для водотрубних котлів понад 6 МПа (60 кгс/см 2) Котлова вода для котлів, що працюють на фосфатно-лужному режимі Те ж саме, для котлів, що працюють на фосфатно-нітратному режимі Те ж саме, для котлів, що працюють на фосфатному режимі	Хлориди (хлор-іон) Хлориди, загальна жорсткість Хлориди, масло Загальна жорсткість, хлориди, масло Загальна жорсткість, хлориди, олія, кисень Те ж Загальна жорсткість, хлориди, олія, кисень, сполуки заліза, міді Лужне число, хлориди , фосфатне число, нітратне число, жорсткість Лужне число, хлориди, фосфатне число	Порівнювати результати з аналізом спочатку прийнятої води Визначати в процесі приготування води – – – – – Не рідше ніж раз на 2-3 доби проводити перевірку залишкової жорсткості.

Додаток Е (довідковий)

Таблиця Е.1 "Мокрий" спосіб зберігання

Таблиця Е.2 "Сухий" спосіб зберігання

Примітки.

1. Перед застосуванням хлористого кальцію взяти пробу для аналізу. За наявності вільного хлору використовувати хлористий кальцій як вологопоглинач забороняється.

2. Селікагель перед використанням прожарити протягом 3-4 годин за температури 150-170°С.

Міністерство транспорту України

Державний департамент морського та річкового транспорту

Нормативний документморського транспорту України

Теплотехнічні випробування котла проводять для того, щоб встановити відповідність його характеристик технічним умовам на поставку (вимогам замовника), тобто визначити придатність випробуваного котла для енергетичної установки судна. Випробування проводять на повному, максимальному, мінімальному та частковому навантаженні при ручному та автоматичному управлінні.

При випробуваннях визначають:

- специфікаційні характеристики котла - витрата палива, паропродуктивність, параметри пари, що видається котлом, вологість насиченої пари, коефіцієнт корисної дії, величину газоповітряних опорів, коефіцієнт надлишку повітря, а також теплохімічні характеристики котла (соломміст котлової води, перегрітої пари, режим продування і т. д. .);

– надійність роботи котла в цілому та всіх його елементів, про яку судять за температурним режимом елементів, міцністю конструкції котла, щільністю арматури та обшивки, якістю цегляної кладки та ізоляції, стійкістю процесу горіння та підтримання рівня води в пароводяному колекторі тощо;

– маневрені характеристики котла – тривалість розведення, підйому та скидання навантаження, стійкість параметрів пари;

- експлуатаційні особливості котла - зручність, доступність і тривалість розбирання та складання окремих частин котла (горловин, лазових затворів, внутрішніх частин пароводяного колектора, колектора ПП та ін.) доступність чищення та оглядів, ремонтопридатність (зручність глушення труб, що вийшли з ладу, ремонту , ПП, ВЕ, ВП), ефективність сажообдувальних пристроїв, зручність контролю за роботою котла.

Теплотехнічні випробування здійснюють у два етапи:

1) налагоджувальні – на стенді заводу-виробника, під час яких відпрацьовують усі системи управління та захисту, виробляють налагодження процесу горіння та водного режиму, перевіряють відповідність отриманих характеристик проектним, готують котел до здавальних випробувань;

2) гарантійно-здатні - в умовах, коли всебічно враховують особливості роботи суднової енергетичної установки (СЕУ), для якої призначений випробуваний котел; ці випробування виконують при номінальному та максимальному навантаженнях, а також на пайових режимах, відповідних 25-, 50-, 75-і 100%-вої навантажень з витрат палива. Теплотехнічні випробування утилізаційних казанів проводять під час випробувань СЕУ.

Налагоджувальні випробування передують детальні огляди котла і обслуговуючих його систем, а також парова проба. Її мета – перевірка щільності та міцності котла та окремих його частин, а також деформації елементів котла при поступовому прогріванні. За результатами парової проби налаштовують запобіжні клапани.

До початку здавальних випробувань котел повинен опрацювати без чищення не менше 50 год. На основі результатів здавачів остаточно встановлюють всі характеристики котла і коригують документацію; технічні умовина постачання, технічний формуляр, опис та інструкції з експлуатації.

Схема стендової установки щодо теплотехнічних і теплохімічних випробувань показано на рис. 8.1.

Пар із пароводяного колектора котла 1 надходить через дросельно-зволожувальний пристрій 2 у конденсатор 6 звідки конденсатний насос 7 направляє конденсат у мірні баки 9 . Зазвичай один бак наповнюють, а з іншого насосом 10 здійснюється живлення котла. Стрілкою 5 відзначено підживлення котла додатковою водою. Для зміни хімічного складу котлової води є мірні баки. 5 , що заповнені розчинами різних хімічних реагентів. Подача реагентів може здійснюватися безпосередньо в котел спеціальними дозаторами-витіснятелями.

Для забезпечення котла паливом та виміру його витрати є мірні паливні баки. 13 один з яких заповнений паливом, а з іншого паливо подається через фільтри 15 насосом 14 до форсунки. Під час роботи котла на мазутах та моторних паливах використовується паливопідігрівач та система рециркуляції для попереднього підігріву палива до температури 65–75°С. Повітря в котел надходить від вентилятора 18 .

На головному паропроводі встановлено паровідбірний пристрій, з якого проба пари прямує до конденсатора. 3 . Отриманий конденсат надходить безпосередньо в солемір, або в колбу 4 і далі – до лабораторії для хімічного аналізу. Результати аналізу дозволяє визначити вологість пари. Відбір проб котлової води здійснюється через холодильник 17 , з якого охолоджена вода зливається в посудину 16 для подальшого хімічного аналізу Склад продуктів згоряння визначають за допомогою газоаналізатора. Ці дані використовують із розрахунку коефіцієнта надлишку повітря. Вода, віддалена з котла при верхньому та нижньому продуванні через холодильник 12 надходить у мірну ємність 11 . Параметри пари, поживної води, повітря, продуктів

Умовні позначення приладів

<жиннь/й монометр для замера (г) давлений пара р } топлива р?л

TJ~ образний нанометр Зля виміру ^ 2 статичних тисків в повітряному коробі Ъ. в, Втопці. Г) Вдимна-

®иеЬ, А Термометри (термопари) для is міра температур повітря tr B j7ion/lu-ва t 7 fi, газів, що йдуть ^ х.

Мал. 8.1. Принципова схема стенду для проведення теплотехнічних та теплохімічних випробувань котлів

згоряння вимірюють за допомогою приладів, частина яких мають пристрої автоматичного запису показань. Для того щоб визначити теплотехнічні та експлуатаційні характеристики котла у широкому діапазоні навантажень, проводять його балансові випробування за стаціонарного режиму роботи.

Паропродуктивність котла визначають за витратою поживної води при незмінному рівні води в пароводяному колекторі та щільно закритих клапанах верхнього та нижнього продування, в цих умовах
.

Витрати поживної води та палива вимірюють за допомогою заздалегідь тарованих мірних баків. Для цього необхідно виміряти зміну рівня
води (палива) у баку за час .

Тоді витрата поживної води (палива) можна розрахувати за формулою

Витрата пари визначають також за допомогою витратомірних діафрагм, встановлених на головному паропроводі. Температуру води, палива, повітря вимірюють технічними ртутними термометрами, а температуру газів – термопарами; тиск пари, поживної води та палива – пружинними манометрами, а тиск у газоповітряному тракті – U-подібними водяними манометрами. Показання всіх приладів стенду фіксують за загальним сигналом через 10-15 хв. Тривалість виходу на стаціонарний режим – 2 год. Режим вважають стаціонарним (встановленим), якщо показання приладів, що вимірюють основні параметри, не виходять за межі відхилень від середнього значення, що допускаються. При вимірюваннях допускаються відхилення: тиск пари ±0,02 МПа, тиску газів та повітря ±20 Па; температура поживної води та газів, що йдуть ±5°С. Середні значення показань приладів у часі знаходять середньоарифметичні за час випробувань. У розрахунок не приймають значення, від середнього, більш допустимого. Якщо кількість таких показань перевищує 17% від загальної кількості вироблених вимірів, то досвід повторюють.

К. п. д. котла визначають за формулами (3.13) і (3.14), теплові втрати з газами, що йдуть. і від хімічного недопалу формулам (3.3), (3.24), (3.26) та (3.27), а втрати у навколишнє середовище , розраховують за рівнянням теплового балансу

Для розрахунку коефіцієнта надлишку повітря використовують дані газового аналізу та розрахункові залежності (2.35)–(2.41). За результатами випробувань будують графіки (Рис. 8.2), що становлять залежність від витрати палива У. Такий повний обсяг випробувань призначений для новостворених котлів. Для серійних зразків обсяг випробувань може бути скорочено, що передбачається спеціальними програмами.

Високоекономічна та безпечна експлуатація котла на судні може бути забезпечена за умови виконання всіх вимог Регістру СРСР, який здійснює нагляд за їхньою реалізацією. Цей нагляд починається з розгляду технічної документації, креслень, розрахунків, технологічних карт тощо. буд. Нагляду підлягають всі головні, допоміжні та утилізаційні котли, їх перегрівачі, економайзери з робочим тиском 0,07 МПа і більше.

Представники Реєстру СРСР піддають котли огляду, які можуть збігатися за часом з оглядом судна загалом або проводитись самостійно. Вони бувають початкові, чергові та щорічні.

Початковеогляд проводять для того, щоб встановити можливість присвоєння класу судну (при цьому враховують технічний стан та рік будівництва судна, механізмів, у тому числі і котлів), чергове, – щоб відновити клас судну та перевірити відповідність технічного стану механічного обладнання та котлів вимогам Реєстру СРСР; щорічнеогляд необхідно для контролю роботи механізмів та котлів. Після ремонту чи аварії судно проходить позачерговий огляд. Під час оглядів представник Реєстру може проводити внутрішні та зовнішні огляди, гідравлічні випробування котлів, регулювання та перевірку на спрацювання запобіжних клапанів; огляд засобів підготовки та подачі поживної води, палива та повітря, арматури, контрольно-вимірювальних приладів, систем автоматики; перевірку спрацьовування захисту тощо.

Пробні тиски гідравлічних випробувань становлять зазвичай
, але не менше, ніж
МПа ( робочий тиск). Для пароперегрівачів та їх елементів
якщо вони працюють при температурі , що дорівнює 350°С і вище.

0,1 0,2 0,3 В, кг/с

Мал. 8.2. Характеристики котла

Паровий котел та його елементи (ПП, ВЕ та ПЗ) витримують при пробному тиску протягом 10 хв, потім тиск знижують до робочого і продовжують огляд котла та його арматури. Гідравлічні випробування вважаються успішними, якщо пробний тиск протягом 10 хв не знижувався, а при огляді не виявлено течі, видимі зміни форми та залишкові деформації деталей котла.

Регулювання запобіжних клапанів має бути виконане на наступні тиски відкриття: для
МПа;
для
МПа. Максимальний тиск при дії запобіжного клапана
.

При огляді здійснюють зовнішні огляди котлів разом з трубопроводами, арматурою, механізмами і системами при робочому тиску пари.

Результати огляду заносять до реєстрової книги парового котла та головного паропроводу, яка видається інспектором Реєстру СРСР при початковому огляді кожного котла.

Для перевірки міцності конструкції, якості її виготовлення всі елементи котла, а потім котла в зборі піддаються гідравлічним випробуванням пробним тиском. рпр. Гідравлічні випробування проводять після закінчення всіх зварювальних робіт, коли ізоляція та захисні покриття ще відсутні. Міцність та щільність зварних та вальцювальних з'єднань елементів перевіряють пробним тиском рпр = 1.5 рр, але не менше рр + 0.1 МПа ( рр – робочий тиск у казані).

Розміри елементів, що випробовуються пробним тиском рр + 0.1 МПа, а також елементів, що випробовуються пробним тиском вищим, ніж зазначено вище, повинні піддаватися перевірному розрахунку цього тиску. При цьому напруги не повинні перевищувати 0.9 межі плинності матеріалу t s , МПа.

Після остаточного складання та встановлення арматури котел піддається остаточному гідравлічному випробуванню тиском. рпр = 1.25 рр, але не менше рр + 0.1 МПа.

При гідравлічних випробуваннях котел заповнюють водою та доводять робочий тиск води до пробного тиску. рспеціальним насосом. Результати тестів визначають візуальним оглядом котла. А також за швидкістю падіння тиску.

Котел визнається таким, що витримав випробування, якщо тиск у ньому не падає і при огляді не виявляються течі, місцеві випучини, видимі зміни форми та залишкові деформації. Відпотівання і поява дрібних крапельок води у вальцювальних сполук течією не вважається. Проте поява роси та сльозинок у зварних швів не допускається.

Парові котли після встановлення на судно повинні бути піддані паровій пробі при робочому тиску, яка полягає в тому, що котел приводиться в експлуатаційний стан і перевіряється у дії при робочому тиску.

Газові порожнини утилізаційних котлів зазнають повітрям тиском 10кПа. Газоходи допоміжних та комбінованих ПК випробувань не піддаються.

4. Зовнішній огляд казанів під паром.

Зовнішній огляд котлів у комплекті з апаратурою, обладнанням, механізмами обслуговування і теплообмінними апаратами, системами і трубопроводами проводиться під парою при робочому тиску і по можливості поєднується з перевіркою в дії суднових механізмів.

Під час огляду необхідно переконатися у справному стані всіх водовказівних приладів (водомірного скла, пробних кранів, дистанційних покажчиків рівня води тощо), а також у справній дії верхнього та нижнього продування котла.

Повинно бути перевірено стан апаратури, справність дії приводів, відсутність пропусків пари, води та палива у сальниках, фланцях та інших з'єднаннях.

Запобіжні клапани повинні бути перевірені у дії спрацьовування. Клапани повинні бути відрегульовані на наступний тиск:

тиск відкриття клапана

Рвідкр ≤ 1.05 Рраб для Рраб ≤ 10 кгс/см 2 ;

Рвідкр ≤ 1.03 Рраб для Рраб > 10 кгс/см 2 ;

Максимально допустимий тиск при дії запобіжного клапана Р max ≤ 1.1 Рроб.

Запобіжні клапани пароперегрівачів мають бути відрегульовані на спрацювання з деяким випередженням котельних клапанів.

Повинні бути перевірені у дії ручні приводи підриву запобіжних клапанів.

При позитивних результатах зовнішнього огляду та перевірки у дії один із котельних запобіжних клапанів повинен бути опломбований інспектором.

Якщо перевірка запобіжних клапанів на утилізаційних котлах на стоянці не є можливою внаслідок необхідності тривалої роботи головного двигуна або неможливості подачі пари від допоміжного котла, що працює на паливі, то перевірка регулювання та опломбування запобіжних клапанів може бути здійснена судновласником у рейсі з оформленням відповідного акта.

Під час огляду має бути перевірена дія систем автоматичного регулювання котельної установки.

При цьому слід переконатися, що сигналізація, захист та блокуючі пристрої працюють безвідмовно і спрацьовують своєчасно, зокрема при зниженні рівня води в котлі нижче за допустимий, при припиненні подачі повітря в топку, при погашенні факела в топці та в інших випадках, передбачених системою автоматики.

Слід також перевірити роботу котельної установки під час переходу з автоматичного на ручне керування та навпаки.

Якщо при зовнішньому огляді будуть виявлені дефекти, причина прояву яких не може бути встановлена ​​даним оглядом, інспектор може вимагати проведення внутрішнього огляду або гідравлічного випробування.