Эксплуатация и наладка теплотехнического оборудования

 

 

 

 

 

 

2. По каким  показателям можно судить о  качестве работы топочного устройства?

 

Топочным  устройством или топкой называется часть котельного агрегата, предназначенная  для сжигания топлива, при этом химическая энергия топлива переходит в  тепловую энергию дымовых газов. Дымовые газы эту тепловую энергию передают экранным трубам, внутри которых происходит образование пароводяной смеси.

К топкам предъявляются следующие требования:

надежность  в работе;

простота  конструкции;

работа  с минимальным химическим и механическим недожогом;

возможность работы на резервном топливе;

возможность работы при широком диапазоне  регулировании тепловой нагрузки.

В реферате рассмотрены четыре основных способа  сжигания топлива:

слоевой

факельный

вихревой

в кипящем  слое

В заключении сформулированы сравнительные характеристики топок.

Слоевые топки

Слоевые топки используют только твердое  топливо, подразделяются на: топки с  плотным слоем и топки с  кипящим слоем.

В топках с плотным слоем топливо (1) сжигается в слое, который лежит на колосниковой решетке и продувается воздухом (2) снизу вверх. Применяют в котельных агрегатах производительностью до 40 т/ч пара для сжигания бурых и каменных углей, полуантрацитов, кускового торфа, горючего сланца и древесных отходов. Нецелесообразно использовать слоевые топки для сжигания антрацитов, антрацитового штыба, бурых углей, фрезерного торфа и отходов углеобогащения, т.к. сжигание этих видов топлива происходит с большими потерями от механического и химического недожога. Слоевые топки - первые устройства для сжигания твердого топлива, которые широко применяют.

Слоевые топки разделяют на 3 класса:[2]

с неподвижной  колосниковой решеткой и неподвижно лежащим на ней слоем топлива;

с неподвижной  колосниковой решеткой и перемещающимся по ней слоем топлива;

с движущейся колосниковой решеткой, перемещающей лежащий на ней слой топлива.

Наиболее  проста слоевая топка с неподвижной  горизонтальной колосниковой решеткой. На ней можно сжигать твердое  топливо всех видов, но необходимость ручного обслуживания ограничивает область ее применения котлами малой паропроизводительности (до 2 т/ч). Топливо подается на колосниковую решетку сверху через загрузочную дверцу. При горении топлива слой по высоте можно разделить на 3 зоны: свежезагруженное топливо, горящий кокс и шлаковая подушка. В 1-й (верхней) зоне происходят подогрев, подсушка и выделение летучих веществ; во 2-й — основные реакции горения углерода с образованием СО, а также летучей серы; в 3-й (твердой) — выделение золы, образование шлаков топливных и выжиг оставшихся кусочков топлива. В топках с неподвижным слоем шлак по мере прогорания слоя опускается вниз и скапливается на поверхности колосниковой решетки, образуя шлаковую подушку, которая защищает колосники от действия высокой температуры лежащей выше зоны горения кокса. Шлаковая подушка охлаждается снизу проходящим через нее холодным воздухом. Существенный недостаток таких топок - периодичность загрузки топлива и связанная с ней цикличность процесса горения.

Топки с неподвижной колосниковой решеткой и перемещающимся по ней слоем топлива основаны на различных принципах организации процессов движения и горения топлива. В топках с шурующей планкой топливо перемещается вдоль неподвижной горизонтальной колосниковой решетки особой формы планкой, движущейся возвратно-поступательно по колосниковому полотну. В котельных установках малой мощности распространены топки с подачей топлива на неподвижную решетку с помощью ротационных забрасывателей. Наиболее эффективны топки, оборудованные пневмомеханическими ротационными забрасывателями и решеткой с поворотными колосниками ПМЗ-РПК. Мелкие частицы топлива относятся воздухом и сгорают в объеме топки. Количество вторичного воздуха, подводимого к забрасывателю, составляет около 15 % общего количества необходимого для горения топлива. Топки ПМЗ-РПК рекомендуются для котельных установок с паропроизводительностью до 65 т/ч.

Топки с цепной решеткой очень чувствительны  к качеству топлива. Слоевые топки  с цепными решетками прямого  хода применяют для сжигания сортированных антрацитов, несортированных каменных углей с умеренной спекаемостью, кускового торфа и бурых углей с небольшими влажностью и зольностью. Для сжигания рядовых каменных и бурых углей и сланца с содержанием до 40% мелочи размером 0-6 мм применяют слоевые механические топки с комбинированным сжиганием топлива. Крупные куски сгорают в слое, а мелкие - во взвешенном состоянии в объеме топки. В таких топках топливо подается пневмомеханическими или пневматическими забрасывателями.

С появлением камерных топок слоевые топки стали применяться в котельных установках небольшой мощности и промышленных печах.

Факельные топки

Факельные топки - топки паровых  и водогрейных котлов или печей, в которых топливо (1) (угольная пыль, распыл, мазут или газ) сгорает в факелах, занимающих в отличие от слоевой топки большую часть объема топочной камеры. Факельные топки были разработаны для сжигания твердого топлива в пылевидном состоянии в факельном процессе, что позволило с высокой надежностью и экономичностью использовать топливо пониженного качества, значительно повысить единичную производительность котлоагрегатов. Топливо перед подачей в топку очищают, измельчают и высушивают в системе пылеприготовления топлива. Факельные топки весьма удобны для сжигания газообразного и жидкого котельного топлива, при этом газообразное топливо не требует предварительной подготовки, а жидкое должно быть распылено форсунками.[2]

Факельные топки для пылевидного топлива подразделяют на следующие:

с удалением шлака  в твердом состоянии (сухое шлакоудаление);

с жидким шлакоудалением.

В зависимости от расположения горелок факелы могут  не иметь поворота в топке (при  подовом или сводовом расположении горелок) либо поворачиваться на 90° (при горизонтальном расположении горелок) или на 180° (U-oбразный факел). Температура факела в ядре горения доходит до 2000°С, постепенно снижаясь примерно до 1000°С на выходе из топки. Для факельных топок характерно интенсивное теплоизлучение пламени на стены топки. Стены топки обычно покрыты экранами из водоохлаждаемых труб, а у современных мощных паровых котлов состоят из плавниковых труб, сваренных между собой. При этом тяжеловесная наружная обмуровка из огнеупорных кирпичей, применявшаяся на старых котлах, заменяется лёгкой изоляцией, навешиваемой с наружной стороны на экранные плавниковые трубы. Большая часть современных топок – факельные.

Вихревые (циклонные) топки

Циклонная топка, в которой осуществляется спиральное движение газо-воздушного потока (2), несущего частицы топлива (1) и шлака. Вихревые топки используются в качестве предтопков камерных топок  на тепловых электростанциях и как  технологические печи, например, для обжига медных руд. В вихревых топках частицы топлива поддерживаются во взвешенном состоянии за счёт несущей силы мощного вихря, вследствие чего в ней не выпадают даже крупные частицы (5-10 мм и более). В современных вихревых топках сжигаются куски твёрдого топлива размером 2-100 мм, при скорости струи подаваемого воздуха 30—150 м/сек. В результате интенсивного горения в топке развиваются температуры, близкие к адиабатным (до 20000С). Зола угля плавится, жидкий шлак стекает по стенкам. Существуют горизонтальные и вертикальные циклонные предтопки, причём последние применяются значительно реже. Диаметр горизонтальных циклонных предтопков 1, 2-4 м, относительная длина их не превышает 1, 5-1, 6. Топки этого типа широко используются за рубежом. Вихревые топки характеризуются высоким тепловым напряжением сечения топочной камеры и степенью улавливания шлака до 90%. В камерной топке тепловое напряжение объёма в 10-20 раз меньше, а степень улавливания шлака не превышает 80%. Одна крупная вихревая топка позволяет обеспечить паропроизводительность котла лишь до 150—180 тонн пара в час, поэтому у котлов большой мощности устанавливают до 12-14 горизонтальных циклонныхпредтопков. 
 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3. Укажите требования  правил Госгортехнадзора к приборам  безопасности.

 

1) ограничителем предельного  груза (ОПГ);  
    2) анемометрами (для подъемников с высотой подъема более 22 м);  
    3) устройством ориентации пола люльки в горизонтальном положении во всей зоне обслуживания; при этом угол наклона пола люльки не должен превышать 5 град.;  
    4) устройством (устройствами), ограничивающим зону обслуживания;  
    5) устройством блокировки подъема и поворота колен при не выставленном на опоры подъемнике, кроме винтовых опор, устанавливаемых вручную;  
    6) устройством блокировки подъема опор при рабочем положении стрелы, кроме винтовых опор, устанавливаемых вручную;  
    7) устройством аварийного опускания люльки при отказе гидросистемы, электропривода или привода гидронасоса;  
    8) устройством, предназначенным для эвакуации рабочих из люлек, находящихся ниже основания, на котором стоит подъемник;  
    9) устройством, предохраняющим выносные опоры подъемника от самопроизвольного выдвижения (поворота) во время движения подъемника;  
    10) устройством (указателем) угла наклона подъемника;  
    11) системой аварийной остановки двигателя с управлением из люльки и с нижнего пульта, которая должна быть снабжена кнопками "Стоп";  
    12) переговорным устройством (для подъемников с высотой подъема более 22 м).  
    2.3.2. Устройства и приборы безопасности, указанные в п. 2.3.1 (п. п. 1, 4, 5, 6, 11), должны работать на отключение движений элементов подъемника.  
    В случае срабатывания приборов безопасности движения элементов подъемника должны отключаться без выключения силовой установки.  
    2.3.3. Ограничитель предельного груза должен обеспечивать подачу звукового предупредительного сигнала в случае превышения номинальной грузоподъемности подъемника не более 10% и отключать механизмы увеличения вылета и высоты подъема при увеличении нагрузки более 110% от номинальной грузоподъемности.  
    После действия ограничителя предельного груза должны быть прекращены все движения подъемника и проведена разгрузка люльки до допустимой нагрузки.  
    Для подъемников с двумя люльками подача звукового сигнала и отключение механизмов должны обеспечиваться в зависимости от суммарной нагрузки на две люльки, если конструкция подъемника предусматривает нагружение каждой люльки нагрузкой, равной номинальной грузоподъемности подъемника.  
    Защитная панель или релейный (электронный) блок ограничителя предельного груза должны быть опломбированы.  
    2.3.3. Световые приборы подъемников должны соответствовать требованиям государственных стандартов. 

 

 

 

 

      4. Как производится надзор за состоянием подземных трубопроводов тепловых сетей?

 

Трубопроводы тепловых сетей  являются частью систем теплоснабжения, способность которых обеспечивать в течение заданного времени  требуемые режимы, параметры и  качество теплоснабжения (отопления, вентиляции, горячего водоснабжения) оценивается по техническому состоянию труб.  
 
В процессе эксплуатации под воздействием различных факторов, основным из которых является внешняя и внутренняя коррозия металла труб, происходит изменение технических параметров трубопровода (например, уменьшение толщины стенки трубы), что приводит к снижению показателей надежности эксплуатации. При достижении определенного в нормативных документах [1] значения, считается, что трубопровод не соответствует требованиям надежной эксплуатации (неработоспособное состояние) и требуется проведение капитальных ремонтных работ (перекладки). 
 
Задачей организаций эксплуатации трубопроводов является своевременное выявление участков трубопроводов, находящихся в неработоспособном состоянии, и проведение различного вида ремонтных работ. 
 
Ремонтные работы подразделяются на локальные (ремонтируемый объект), осуществляемые на единичных интервалах длиной до 10-20м с целью продления рабочего ресурса трубопровода, и капитальные (неремонтируемый объект), включающие перекладку труб на значительном по протяженности участке. 
 
С целью обеспечения безаварийной эксплуатации трубопроводов осуществляется их техническое освидетельствование (диагностика), периодичность которых устанавливается Правилами [1].  В процессе диагностики определяется текущее техническое состояние трубопровода на основании действующих критериев [1,3]. 
 
В соответствии с  РД 153-34.0-20.522-99 [3], при обнаружении утонения стенки трубы более чем на 20% от проектной толщины, для принятия решения о допустимости дальнейшей эксплуатации трубопровода, необходимо осуществить расчет на прочность для выявления зон повышенных механических напряжений. На основании полученных результатов делается заключение о допустимости дальнейшей эксплуатации или необходимости проведения ремонтных работ. Для участков трубопроводов, для которых, по результатам технического освидетельствования (диагностики), допускается дальнейшая эксплуатация, необходимо определить временной интервал этой эксплуатации, т.е. остаточный  ресурс.  
 
Применительно к трубопроводам тепловых сетей, в настоящее время, известны следующие методы диагностики, которые осуществляются без вскрытия теплотрассы: 
 
·         Оценки напряжений по остаточной магнитной памяти металлов [4]; 
 
·         Метод магнитной томографии [5]; 
 
·         Метод акустической эмиссии [6]; 
 
·         Метод акустической томографии. 
 
Метод акустической томографии (АТ) основывается на известном физическом явлении эмиссии (излучении) сигналов зонами (интервалами) повышенных напряжений. К таким зонам относятся также и интервалы, на которых имеется утонение стенки трубы за счет коррозии (внутренней и внешней). Исследования на стенде и на действующих трубопроводах показали, что дефекты размером в поперечнике несколько десятков сантиметров и более излучают сигналы в диапазоне частот от 300 до 5000 Гц - акустический диапазон. Таким образом, данный способ относится к методам акустической эмиссии. 
 
С помощью спектрального анализа указанный способ позволяет выделить относительно слабые сигналы эмиссии на фоне значительной зашумленности. С помощью корреляционного анализа осуществляется определение местоположения источника излучения (дефекта) и по значению функции взаимной корреляции производится оценка уровня напряжений. Таким образом, по используемым операциям выделения и анализа сигналов указанный способ относится к корреляционным методам диагностики. 
 
Представление результатов акустической томографии (АТ) (уровня напряжений) осуществляется через параметр «поток отказов» [8], нормативные значения для которого получены на основании статистического анализа данных по авариям на ранее продиагностированных участках. 
 
Для принятия решения о допустимости дальнейшей эксплуатации или необходимости проведения ремонтных работ (предельное состояние) используются специальные критерии. Эти критерии разработаны на основании статистического анализа результатов акустической томографии и данных, которые были получены методами неразрушающего контроля [9], [10], [11] для участков трубопроводов тепловой сети, относящихся к неремонтируемому объекту и требующих проведения капитального ремонта (перекладки). 
 
Таким образом, осуществляя техническое освидетельствование трубопроводов с помощью диагностики трубопроводов тепловых сетей АТ-методом, организация ответственная за их эксплуатацию получает информацию о текущем состоянии трубопроводов на каждом конкретном участке и заключение: 
 
·         о допустимости дальней эксплуатации - работоспособное или неработоспособное состояние; 
 
·         о целесообразности проведения ремонтных работ - ремонтируемый или неремонтируемый объект.   
 
Одним из требований условий энергоэффективной эксплуатации действующих трубопроводов является определение их остаточного ресурса, т.е суммарной наработки объекта от момента контроля его технического состояния до перехода в предельное состояние. По Техническому заданию Московского комитета по науке и технологиям были проведены исследования динамики изменения во времени показателя технического состояния трубопровода (коэффициента аварийно-опасности), используемого в АТ-методе. Это позволило разработать методику для количественного прогноза процесса «старения» труб и расчета параметра «время наработки до предельного состояния (ВНПС)».  
 
По всем элементам АТ-метода проведены исследования в части точности и достоверности получаемых результатов. Эти работы проведены путем сопоставления данных по диагностики с фактическим состоянием трубопроводов, полученных при вскрытии теплотрасс: 
 
·                                                                                                                                                                                                                                                  Точность определения местоположения дефектов: 
 
- в режиме обнаружения течи                        - 1% от базы постановки датчиков; 
 
- в режиме обнаружения дефектов                - 2,5% от базы постановки датчиков 
 
·                                                                                                                                                                                                                                                  Достоверность определения типа дефекта                       - 80%

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

5. Каковы задачи и основы методики гидравлических испытаний тепловых сетей?

 

1.1.Всоответствии с «Правилами  эксплуатации теплопотребляющих  установок и

тепловых сетей Потребителей»  и «Правилами техники безопасности при эксплуатации

теплопотребляющих установок и  тепловых сетей потребителей» должныпроводиться

ежегодные гидравлические испытания  на прочность и плотность: тепловых сетей, элева-

торных узлов, калориферов, систем отопления и горячего водоснабжения, находящихся на

балансе потребителей.

1.2. Индивидуальные испытания систем горячего водоснабжения, отопления, вен-

тиляции проводятся в соответствии с требованиями СНиП 3.05.01-85 "Внутренние сани-

тарно-технические системы", тепловых сетей - по указаниям СНиП 3.05.03-85 "Тепловые

сети", технологических теплопотребляюших установок – в соответствии с требованиями

СНиП 3.05.05-84 "Технологическое оборудование и технологические трубопроводы".

1.3.Работы по испытанию тепловой  сети, отдельных ее элементов  и конструкций и

теплопотребляющих систем (ТПС) должныпроизводиться:

- персоналом специализированной  организации имеющей лицензию  Госэнерго-

надзора на право проведения таких  работ, за счет потребителя по специальной

программе, согласованной с начальником  тепловой инспекции «Хабаровскгос-

энергонадзор»;

- специализированным персоналом потребителя, по специальной программе, ут-

вержденной главным инженером  предприятия и согласованной  с начальником

тепловой инспекции «Хабаровскгосэнергонадзор».

1.4..Программа испытаний должна  содержать: 

1.4.1. Документ на основании которого проводятся работыпо опрессовке: наряд-

допуск, подписанный гл.инженером  предприятия, на балансе которого находятся  испы-

туемые участки системы теплоснабжения.

1.4.2. Схему испытуемых участков  тепловых сетей и тепловых  узлов с указанием

мест отбора давления.

1.4.3. Пофамильный перечень лиц  проводящих испытания, с указанием  ответст-

венного лица от предприятия-потребителя  тепловой энергии.

1.4.4. Схему расположения персонала,  участвующего в испытаниях и  средств связи

между ними.

1.4.5. Методику проведения и обработки результатов испытаний.

1.5. При гидравлической опрессовке  применять пружинные манометрыкласса

точности не ниже 1,5 с диаметром  корпуса не менее 160 мм, шкалой на номинальное  дав-