П образный компенсатор газопровода примеры расчетов. Проектирование тепловых сетей промышленного предприятия г

Приложение 1. Методика определения концентрации контактных ингибиторов в рабочем растворе Приложение 2. Определение концентрации летучего ингибитора в воздухе Приложение 3. Краткие характеристики применяемых химических реагентов и меры предосторожности при работе с ними

Методические указания по консервации теплоэнергетического оборудования
РД 34.20.591-97
(утв. РАО "ЕЭС России" 14 февраля 1997 г.)

Настоящие Методические указания распространяются на энергетические и водогрейные котлы, а также турбоустановки тепловых электростанций.

Методические указания определяют основные технологические параметры различных способов консервации, устанавливают критерии выбора способов или комбинации (сочетания) способов, технологию их проведения на котлах и турбоустановках при выводе в резерв или ремонт с учетом резкого увеличения на электростанциях как количества остановов, так и продолжительности простоев оборудования.

С вводом настоящих Методических указаний утрачивают силу "Методические указания по консервации теплоэнергетического оборудования: РД 34.20-591-87" (М.: Ротапринт ВТИ, 1990).

1. Общие положения

1.1. Консервацию котлов и турбоустановок проводят для предотвращения коррозии металла внутренних поверхностей как при режимных остановах (вывод в резерв на определенный и неопределенный сроки, вывод в текущий, средний и капитальный ремонт, аварийный останов), так и при остановах в продолжительный резерв или ремонт (реконструкцию) на срок свыше 6 мес.

1.2. На основе Методических указаний на каждой электростанции должно быть разработано и утверждено техническое решение по организации консервации конкретного оборудования, определяющее способы консервации при различных видах остановов и продолжительности простоя, технологическую схему и вспомогательное оборудование консервации. При разработке технического решения целесообразно привлечение специализированной организации.

1.3. Способы консервации, не предусмотренные Методическими указаниями, допускаются к применению с разрешения Департамента науки и техники РАО "ЕЭС России".

1.4. При разработке технологической схемы консервации целесообразно максимально использовать штатные установки коррекционной обработки питательной и котловой воды, установки химической очистки оборудования, баковое хозяйство электростанции.

Технологическая схема консервации должна быть по возможности стационарной, надежно отключаться от работающих участков тепловой схемы.

Необходимо предусматривать нейтрализацию или обезвреживание сбросных вод, а также возможность повторного использования консервирующих растворов.

1.5. В соответствии с принятым техническим решением составляется и утверждается инструкция по консервации оборудования с указаниями по подготовительным операциям, технологии консервации и расконсервации, а также по мерам безопасности при проведении консервации.

1.6. При подготовке и проведении работ по консервации и расконсервации необходимо соблюдать требования Правил техники безопасности при эксплуатации тепломеханического оборудования электростанций и тепловых сетей. Также при необходимости должны быть приняты дополнительные меры безопасности, связанные со свойствами используемых химических реагентов.

1.7. Нейтрализация отработанных консервирующих растворов химических реагентов должна осуществляться в соответствии с указаниями "Типовая инструкция по эксплуатации установок для очистки производственных сточных вод тепловых электростанций: ТИ 34-70-043-85 (М.: СПО Союзтехэнерго, 1985).

2. Способы консервации барабанных котлов

2.1. Сухой останов котла

2.1.1. Дренирование котла при давлении выше атмосферного позволяет после опорожнения за счет тепла, аккумулированного металлом, обмуровкой и изоляцией, сохранить температуру металла в котле выше температуры насыщения при атмосферном давлении. При этом происходит подсушка внутренних поверхностей барабана, коллекторов и труб.

2.1.2. Сухой останов (СО) применяется для котлов на любое давление при отсутствии в них вальцовочных соединений труб с барабаном.

2.1.3. Сухой останов котла проводится при плановом останове в резерв или ремонт на срок до 30 сут, а также при аварийном останове.

2.1.4. Для предотвращения попадания в котел влаги в период простоя необходимо предусматривать надежное его отключение от трубопроводов воды и пара, находящихся под давлением, за счет плотного закрытия запорной арматуры, установки проглушек, ревизионных вентилей.

2.1.5. После останова котла в процессе его естественного остывания или расхолаживания дренирование начинают при давлении 0,8-1,0 МПа.

Промежуточный пароперегреватель обеспаривают на конденсатор. После дренирования и подсушки закрывают все вентили и задвижки пароводяной схемы котла, лазы и шибера топки и газохода, открывают ревизионные вентили, а также устанавливают при необходимости проглушки.

2.1.6. В период консервации после полного остывания осуществляют периодический контроль за попаданием воды или пара в котел путем прощупывания участков возможного попадания их в районе запорной арматуры, кратковременного открытия дренажей нижних точек коллекторов и трубопроводов, вентилей пробоотборных точек.

Если обнаружено попадание воды в котел, следует принять меры к устранению этого попадания. После этого растапливают котел, поднимают в нем давление до 1,5-2,0 МПа, выдерживают это давление в течение нескольких часов, а затем производят СО вновь.

При невозможности устранения причин попадания влаги или проведения растопки котла выполняют консервацию путем поддержания в котле избыточного давления (см. п. 2.2).

2.1.7. Если при простое котла выполнялись ремонтные работы на поверхностях нагрева и возникла необходимость опрессовки, то после опрессовки продолжают консервацию поддержанием в котле избыточного давления (см. п. 2.2).

2.1.8. При выводе котла из СО убирают установленные проглушки и приступают к растопочным операциям в соответствии с инструкцией по пуску котла.

2.2. Поддержание в котле избыточного давления

2.2.1. Поддержание в котле давления выше атмосферного предотвращает доступ в него кислорода воздуха.

2.2.2. Избыточное давление (ИД) поддерживается при протоке через котел деаэрированной воды.

2.2.3. Консервация при поддержании ИД применяется для котлов любых типов и на любое давление.

2.2.4. Способ ИД осуществляется при выводе котла в резерв или ремонт, не связанный с работами на поверхностях нагрева, на срок до 10 сут.

На котлах с вальцовочными соединениями труб с барабаном допускается применение способа ИД на срок до 30 сут.

2.2.5. Для поддержания в котле ИД может быть использована питательная или подпиточная вода.

Применение подпиточной воды возможно при условии, что значение рН этой воды не ниже 9,0, а содержание кислорода в ней не более, чем содержание кислорода в питательной воде консервируемого котла.

2.2.6. На блочных электростанциях для подачи питательной или подпиточной воды в котел на период консервации необходимо смонтировать коллектор и трубопроводы к нему от каждого деаэратора на давление 0,6 МПа или коллектор от напорной стороны перекачивающих насосов подпиточной воды, а также трубопроводы от коллектора к напорному трубопроводу питательных насосов каждого блока.

2.2.7. На электростанциях с поперечными связями подача питательной воды в котел может осуществляться по существующему или специально смонтированному байпасу питательного узла диаметром 20-50 мм (с дроссельной шайбой).

Для использования подпиточной воды от перекачивающих насосов монтируются перемычки от трубопровода заполнения котлов к питательным трубопроводам перед экономайзером (Э).

На электростанциях, где имеется специальный насос консервации (рис. 1), для подачи в котел питательной воды может быть использован этот насос. При реализации этой схемы вода подается на вход в водяной экономайзер и к выходным коллекторам пароперегревателя.

2.2.8. Сброс консервирующей воды из котла осуществляется через дренажи выходных участков пароперегревателя в дренажные баки или при реализации схемы, приведенной на рис. 1 , через нижние точки котла в деаэратор или нижние баки.

Сбрасываемая из котла вода должна использоваться в пароводяном цикле электростанции, для чего на блочных электростанциях необходимо предусмотреть перекачку этой воды на соседние блоки.

2.2.9. На трубопроводах подвода и отвода консервирующей воды для отключения их от котла во время его эксплуатации необходимо предусмотреть установку запорной арматуры, ревизионных вентилей или проглушек.

2.2.10. После останова котла и снижения давления до атмосферного дренируют из него воду, после чего приступают к заполнению котла консервирующей водой и организации ее протока через котел.

Заполнение котла контролируют по воздушникам, а давление и проток воды регулируют с помощью вентилей на входных и выходных трубопроводах. На блочных электростанциях при возможности включают в схему протока ПВД.

2.2.11. В период консервации на котле поддерживают давление 0,5-1,5 МПа и проток воды со скоростью 10-30 . Ежесменно отбирают пробы воды из чистого и солевого отсеков пароперегревателя для определения содержания кислорода.

При выходе значения давления за указанные пределы его регулируют входными и выходными вентилями.

2.4.1.7. Рабочий раствор реагентов готовится в баке-мернике из расчета одной обработки с некоторым запасом. Для быстрейшего обеспечения в котле необходимых концентраций реагентов с учетом водяного объема котла и производительности насосов-дозаторов концентрация гидразина в рабочем растворе должна быть 5-20%, а аммиака 1-5%.

2.4.1.8. Потребность 20%-ного гидразина для одной обработки зависит от загрязненности поверхностей нагрева котла, частоты проведения обработки и обычно не превышает 1 л гидразина на 1 водяного объема котла (без перегревателя). Потребность в 25%-ном аммиаке не превышает 0,5 л на 1 водяного объема котла.

2.4.1.9. Для сброса использованного консервирующего раствора после обработки должен быть предусмотрен трубопровод от нижнего дренажного коллектора котла в бак реагентов (см. рис. 2) или какой-либо дренажный бак, бак слива из котла, бак низких точек, приямок для последующей перекачки насосом на узел нейтрализации.

2.4.1.10. Для проведения обработки на блоке с барабанным котлом блок разгружают до минимально допустимой нагрузки и параллельно снижают температуру перегретого пара. Котел переводится на растопочный расход топлива. При расходе топлива не выше 30% номинального открывается БРОУ (ПСБУ) и отключается турбина, а промежуточный пароперегреватель обеспаривают на конденсатор.

Уменьшением расхода топлива температуру свежего пара понижают до 350-400°С, после чего постепенно открывают сброс пара в атмосферу из главных паропроводов или из трубопровода за РОУ и закрывают БРОУ (ПСБУ), поддерживая в котле давление около 10 МПа.

Котел подпитывают водой до уровня +100 мм выше верхнего допустимого уровня, закрывают непрерывную продувку и начинают дозировку реагентов в барабан. Включают линию рециркуляции котловой воды из барабана на вход Э. Отключение линии рециркуляции производят только на период подпиток котла водой.

Обработка начинается при достижении в чистом отсеке значения и содержании гидразина в зависимости от продолжительности простоя:

Простой, сут

Если концентрация гидразина в первый час обработки уменьшается по сравнению с исходной на 25-30%, то необходимо ввести в котел дополнительное количество реагентов.

Обработка заканчивается при снижении содержания гидразина в воде солевого отсека в 1,5-3 раза по сравнению с исходным. Общая продолжительность обработки должна составлять не менее 3 ч.

В процессе обработки контролируют pH, содержание гидразина в чистом и солевом отсеках.

2.4.1.11. На электростанциях с поперечными связями котел для проведения обработки разгружают до минимальной нагрузки, открывают запорную арматуру на линии сброса пара в атмосферу и закрывают задвижки на паропроводах к общестанционной магистрали. Котел переводят на растопочное топливо, расход которого должен обеспечивать температуру перегретого пара 350-400°С при рабочем давлении за котлом (но не выше 10 МПа). Котел подпитывают водой до уровня +100 мм выше верхнего допустимого уровня, закрывают непрерывную продувку и начинают дозировку реагентов в барабан. Включают линию рециркуляции котловой воды из барабана на вход Э. Отключение линии рециркуляции производят только на период подпиток котла водой.

Значение pH, содержание гидразина в чистом и солевом отсеках, продолжительность обработки, объем химического контроля, а также операции по окончании обработки должны соответствовать п. 2.4.1.10 .

2.4.1.12. Для проведения обработки на ранее остановленном котле его необходимо растопить в соответствии с эксплуатационной инструкцией, поднять параметры и выполнить обработку, а затем вывести котел в резерв или ремонт в соответствии с пп. 2.4.1.10 или 2.4.1.11 .

2.4.1.13. В случае крайней необходимости проведения опрессовки котла в период простоя допускается заполнение котла водой на срок не более 1 сут с последующим дренированием воды.

2.4.1.14. Перед растопкой котла специальных водных отмывок поверхностей нагрева не проводят.

2.4.2. Гидразинная "выварка" поверхностей нагрева котла

2.4.2.1. При гидразинной "выварке" (ГВ) защитная пленка на поверхности металла формируется в условиях более низкой температуры среды по сравнению с ГРО.

2.4.2.2. Гидразинная "выварка" осуществляется при давлении в котле около 1,5 МПа и поддержании в чистом отсеке барабана содержания гидразина 150-200 мг/кг и значения pH более 10,5 (за счет дозирования аммиака). Продолжительность режима 20-24 ч.

2.4.2.3. Гидразинная "выварка" применяется на котлах, использующих гидразин для коррекционной обработки питательной воды, вместо ГРО, если шум от сброса пара в атмосферу при проведении ГРО мешает окружающему населению.

2.4.2.4. Гидразинная "выварка" проводится в случаях, указанных в п. 2.4.1.4 , а также может вестись как непосредственно в процессе останова, так и при специальной растопке консервируемого котла.

2.4.2.6. Потребность 20%-ного гидразина обычно не превышает 1,5 л гидразина, а 25%-ного аммиака 0,5 л на 1 водяного объема котла (без пароперегревателя).

2.4.2.7. На блочных электростанциях после останова блока давление в котле снижают с допустимой скоростью сбросом пара через БРОУ (ПСБУ) в конденсатор. Пароперегреватель обеспаривают на конденсатор.

После снижения давления в котле до 1,5 МПа включают 2-3 форсунки, открывают задвижку на линии сброса пара в атмосферу и закрывают БРОУ (ПСБУ). Давление в котле поддерживают в пределах 1,5-2,0 МПа, для этого допускается периодически открывать запорную арматуру на линии сброса пара в атмосферу.

Концентрация гидразина в чистом отсеке барабана должна быть не менее 150-200 мг/кг, значение рН > 10,5. Продолжительность режима составляет 20-24 ч.

В процессе обработки контролируют значение pH, содержание гидразина в чистом отсеке.

По окончании обработки останавливают котел и при выводе его в ремонт после снижения давления до атмосферного опорожняют, направляя раствор на нейтрализацию.

При выводе котла в резерв консервирующий раствор можно сливать перед началом растопки котла.

2.4.2.8. На электростанциях с поперечными связями после останова котла и отключения его от общестанционной магистрали открывают запорную арматуру на линии сброса пара в атмосферу.

После снижения давления в котле до 1,5 МПа включают 2-3 форсунки, поддерживая давление 1,5-2,0 МПа, периодически открывая арматуру на линии сброса пара в атмосферу.

Котел подпитывают водой до уровня +100 мм выше верхнего допустимого уровня, закрывают непрерывную продувку и начинают дозировку реагентов в барабан. Включают линию рециркуляции котловой воды на вход Э, отключая ее только на период подпитки котла водой.

Значение pH, содержание гидразина в чистом отсеке, продолжительность обработки, объем химического контроля, а также операции по окончании обработки должны соответствовать п. 2.4.2.7 .

2.4.2.9. Для проведения обработки на ранее остановленном котле его необходимо растопить в соответствии с эксплуатационной инструкцией, поднять параметры и выполнить обработку в соответствии с пп. 2.4.2.7 или 2.4.2.8 , а затем вывести котел в резерв или ремонт.

2.4.2.10. В случае крайней необходимости проведения опрессовки котла в период простоя допускается заполнение котла водой на срок не более 1 сут с последующим дренированием воды.

2.4.2.11. Перед растопкой котла специальных водных отмывок поверхностей нагрева не проводят.

2.5. Трилонная обработка поверхностей нагрева котла

2.5.1. Пассивация поверхностей нагрева раствором трилона Б основана на термическом разложении предварительно образованных комплексонатов железа.

На первом этапе обработки при температуре среды около 150°С происходит подготовка поверхностей нагрева Э и экранов к созданию на них защитной пленки за счет комплексования железа из отложений и перевода его в раствор. На втором этапе при температуре среды более 250°С происходит термолиз части комплексонатов железа с образованием защитной пленки на поверхности металла.

В процессе разложения комплексонатов железа выделяются газообразные продукты, в том числе водород и аммиак, которые удаляются с паром и пассивируют пароперегреватель.

Технология трилонной обработки (ТО) регламентирована РД 34.37.514-91 "Методические указания по комплексонной обработке воды барабанных котлов давлением 3,9-9,8 МПа" (М: СПО ОРГРЭС, 1993).

2.5.2. Пассивация трилоном Б поверхностей нагрева совмещается с растопкой котла.

Расчетная концентрация трилона Б в воде, заполняющей котел перед растопкой, должна быть 300-500 мг/кг.

На первом этапе обработки в течение 1,5-2 ч в котле поддерживается давление 0,5-1,0 МПа, а второй этап осуществляется в процессе дальнейшей растопки по эксплуатационной инструкции.

2.5.3. Обработка трилоном Б применяется для всех типов барабанных котлов давлением выше 3,9 МПа независимо от режимов коррекционной обработки питательной воды (гидразинно-аммиачной или аммиачной) и котловой воды (фосфатной или комплексонной).

2.5.4. На котлах, где предусмотрена коррекционная , ТО проводится после химической очистки (предпусковой и эксплуатационной), до капитального ремонта и после него трилонная обработка может также проводиться перед выводом котла в резерв или ремонт на срок до 60 сут. В этих случаях ТО замещает ГРО, ГВ, ГРП.

На электростанциях, где применение гидразина запрещено санитарными нормами по условиям снабжения, паром потребителей, ТО проводится помимо указанных случаев еще и не менее одного раза в год, например, после осенне-зимнего максимума.

Для ТО перед выводом в резерв или ремонт необходимо предусматривать не ранее, чем за одну-две недели до останова, специальную растопку котла с выходом на рабочие параметры.

Если ТО проводится непосредственно перед выводом котла в резерв или ремонт, целесообразно при останове выполнить СО.

2.5.5. Для проведения ТО необходимо предусмотреть бак для приготовления рабочего раствора трилона Б, насос для подачи раствора в котлы и трубопроводы для заполнения котлов через нижние точки экранов и дренажи Э (см. рис. 2). К баку необходимо подвести трубопровод подпиточной воды. Вместимость бака должна быть не менее водяного объема наибольшего котла.

Для приготовления рабочего раствора трилона Б могут быть использованы баки и насосы кислотной промывки и трубопроводы заполнения котлов водой.

2.5.6. Ориентировочная потребность трилона Б для одной обработки котла составляет 0,5-1,0 кг товарного продукта на 1 водяного объема (без пароперегревателя) котла.

2.5.7. Раствор трилона Б концентрацией 300-500 мг/кг готовят в количестве, достаточном для заполнения котла до растопочного уровня. Если вместимость бака недостаточна для этого, то концентрация раствора увеличивается с учетом того, чтобы после подпитки котла до растопочного уровня концентрация трилона Б в котловой воде была в указанных пределах.

Засыпку в бак товарного продукта ведут порциями через сетчатую корзину, смывая реагент водой из шланга, при рециркуляции воды по схеме "бак-насос-бак".

2.5.8. После заполнения через нижние точки экранов и дренажи Э приступают к растопке котла.

На весь период растопки непрерывная продувка котла должна быть закрыта. Линия рециркуляции котловой воды на вход в Э закрывается только на период подпитки котла водой.

По достижении в котле давления 0,5-1,0 МПа делают выдержку в течение 1,5-2,0 ч. В процессе выдержки отбирают каждые 20-30 мин пробы воды чистого и солевого отсеков для определения концентраций свободного трилона. Если пробы воды мутные и содержат взвесь или содержание свободного трилона менее 30 мг/кг, растопку прекращают, раствор из котла дренируют. Затем вновь заполняют котел свежим раствором трилона Б концентрацией более 30 мг/кг и приступают к растопке.

После окончания выдержки при давлении 0,5-1,0 МПа или после заполнения котла свежим раствором растопку ведут по эксплуатационной инструкции для подключения котла к турбине.

2.6. Фосфатно-аммиачная "выварка"

2.6.1. Фосфатно-аммиачная "выварка" (ФВ) при повышенных содержаниях фосфатов в котловой воде по сравнению с эксплуатационными и давлении в котле 0,8-1,0 МПа способствует фосфатной пассивации металла внутренних поверхностей нагрева экранов и удалению части рыхлых отложений.

При этом пароперегреватель заполняется паром, содержащим аммиак, что способствует пассивации металла пароперегревателя и защищает его при конденсации пара после останова котла.

2.6.2. Фосфатно-аммиачная "выварка" осуществляется в режиме растопки котла при давлении около 1,0 МПа, начальной концентрации фосфатов в котловой воде 400-500 мг/кг и аммиака около 1 г/кг. Продолжительность обработки около 8 ч.

2.6.3. Фосфатно-аммиачная "выварка" применяется на котлах давлением 3,9 и 9,8 МПа, подпитываемых умягченной водой.

2.6.4. Фосфатно-аммиачная "выварка" проводится при выводе котла в резерв на срок до 60 сут или выводе в средний или капитальный ремонт.

2.6.6. Ориентировочная потребность для одной обработки - 1-1,5 кг товарного тринатрийфосфата и 3-3,5 л 25%-ного аммиака на 1 водяного объема котла.

2.6.7. Раствор реагентов с концентрацией фосфатов около 500 мг/кг и аммиака концентрацией около 1 г/кг готовят в баке (см. рис. 1 и ) в количестве, достаточном для заполнения котла до растопочного уровня. Если вместимость бака недостаточна для этого, то концентрация раствора увеличивается с учетом того, чтобы после подпитки котла до растопочного уровня концентрация фосфата и аммиака в котловой воде достигла указанных.

Засыпку тринатрийфосфата ведут в соответствии с п. 2.5.7 .

2.6.8. После заполнения через нижние точки приступают к растопке котла. На весь период обработки непрерывная продувка закрывается, в котле поддерживается давление 1,0 МПа, ФВ ведется 8 ч. Каждые 1-2 ч проводят продувку нижних точек экранов, начиная с панелей солевых отсеков. Продолжительность открытия вентилей периодической продувки составляет 30 с.

По окончании ФВ останавливают котел и после снижения давления до атмосферного опорожняют его, направляя раствор на нейтрализацию.

2.6.9. Перед пуском котла в эксплуатацию специальных водных отмывок поверхностей нагрева не проводят.

2.7. Заполнение поверхностей нагрева котла защитными щелочными растворами

2.7.1. При заполнении поверхностей нагрева котла защитным щелочным (ЗЩ) раствором обеспечивается устойчивость ранее образованной на поверхностях металла защитной пленки в течение длительного времени даже при попадании в котел кислорода.

В качестве щелочных растворов могут быть использованы раствор аммиака или раствор едкого натра с тринатрийфосфатом.

2.7.2. При осуществлении данного способа котел полностью (за исключением промежуточного пароперегревателя) заполняется щелочным раствором на весь период останова.

При использовании аммиачного раствора значение pH его должно быть 10,5-11 (содержание аммиака 0,5-1,0 г/кг), а фосфатно-щелочной раствор должен содержать 0,3-1 г/кг едкого натра и 0,1-0,2 г/кг тринатрийфосфата.

В период консервации должна быть обеспечена возможность подкачки раствора в случае утечки части его из котла.

2.7.3. Заполнение раствором аммиака применяется для котлов любых давлений.

Раствор едкого натра с тринатрийфосфатом применяется для котлов, подпитываемых умягченной водой, а также при условии возможности полного дренирования всех поверхностей нагрева пароперегревателя.

2.7.4 Заполнение щелочным раствором проводится при выводе котла в резерв на срок до 4 мес.

Если перед заполнением щелочным раствором провести обработку ГО (ГРО или ГВ) или ТО (ГРО+ЗЩ; ТО+ЗЩ), то можно вывести котел в резерв на срок до 6 мес.

2.7.5. В случае применения раствора едкого натра с тринатрийфосфатом необходимо предусмотреть возможность отмывки пароперегревателя от консервирующего раствора (см. рис. 1). Использование такой схемы позволяет, кроме того, организовывать рециркуляцию раствора в котле, что необходимо при относительно малой вместимости бака для приготовления раствора.

рис. 2 , следует учесть, что вместимость бака должна быть не менее водяного объема наибольшего котла (с пароперегревателем).

Схемы консервации должны также предусматривать сбор отработанных растворов с последующей откачкой их на установку нейтрализации.

2.7.6. Ориентировочная потребность реагентов для заполнения котла в расчете на 1 водяного объема составляет: не более 4 л 25%-ного аммиака при приготовлении аммиачного раствора, а при использовании едкого натра с тринатрийфосфатом не более 2 л 40%-ной щелочи и 1 кг товарного тринатрийфосфата.

2.7.7. При использовании для приготовления реагентов схемы, приведенной на рис. 2 , готовят раствор необходимой концентрации в объеме, достаточном для заполнения котла.

При использовании схемы, приведенной на рис. 1 , концентрация реагентов увеличивается с таким расчетом, чтобы после подпитки котла водой и перемешивания раствора путем рециркуляции ("бак-котел-бак") концентрация достигла необходимой.

Приготовление растворов ведут в соответствии с п. 2.5.7 .

2.7.8. Выведенный в резерв и опорожненный котел заполняют консервирующим раствором через нижние точки экранов и дренажи Э. Заполнение котла контролируют с помощью воздушников.

Если осуществляется перемешивание раствора в котле путем рециркуляции (см. рис. 1), то окончание его определяют по выравниванию концентрации раствора в пробоотборных точках по пароводяному тракту.

После заполнения котла закрывают всю запорную арматуру пароводяного тракта.

2.7.9. В период консервации котла регулярно проверяют плотность закрытия вентилей и задвижек, своевременно устраняют протечки и неплотности сальников.

При частичном опорожнении подпитывают котел свежим раствором реагентов.

2.7.10. По окончании консервации раствор из котла дренируют в бак реагентов, используя при необходимости для заполнения другого консервируемого котла или направляя на установку нейтрализации.

Если котел консервировался раствором едкого натра с тринатрийфосфатом, перед растопкой ведут водную отмывку пароперегревателя в течение 30-60 мин со сбросом воды через нижние точки котла. Трубопровод промывки пароперегревателя должен надежно отключаться от работающего котла.

2.8. Заполнение поверхностей нагрева котла азотом

2.8.1. Заполнение внутренних поверхностей нагрева химически инертным азотом с последующим поддержанием в котле его избыточного давления предотвращает доступ кислорода, что обеспечивает устойчивость ранее образованной защитной пленки на металле в течение длительного времени.

2.8.2. Заполнение котла азотом осуществляется при избыточном давлении в поверхностях нагрева. В процессе консервации расход азота должен обеспечивать небольшое избыточное давление в котле.

2.8.3. Консервация азотом применяется на котлах любых давлений на электростанциях, имеющих азот от собственных кислородных установок. При этом допускается применение азота при его концентрации не ниже 99%.

2.8.4. Заполнение азотом проводится при выводе котла в резерв на срок до одного года.

2.8.5. Схема консервации должна предусматривать подвод азота к выходным коллекторам пароперегревателей и в барабан через воздушники.

Подвод к воздушникам осуществляется посредством врезок трубок с арматурой высокого давления. Отводы от воздушников следует объединить в общий коллектор, который соединяется с трубопроводом подвода азота. Коллектор, объединяющий отводы от воздушников, должен надежно отключаться от азотного трубопровода путем установки арматуры высокого давления. На этом коллекторе необходимо иметь ревизионный вентиль, открытый во время эксплуатации котла.

Конкретная схема трубопроводов азота разрабатывается с учетом возможностей кислородной установки и типов установленных котлов.

2.8.6. При останове котла на срок до 10 сут консервация выполняется без слива воды из поверхностей нагрева.

После останова котла и снижения давления в барабане до 0,2-0,5 МПа открывают вентили на линиях подвода азота к пароперегревателю и в барабан и приступают, при необходимости, к дренированию котла, после чего дренажи закрываются.

В процессе консервации давление газа в котле поддерживают на уровне 5-10 кПа.

2.8.7. В период консервации принимают меры к установлению возможных утечек газа и их устранению.

2.8.8. При необходимости проведения небольших ремонтных работ возможно кратковременное прекращение подачи газа в котел.

2.9. Консервация котла контактным ингибитором

2.9.1. Контактный ингибитор М-1 является солью циклогексиламина и синтетических жирных кислот.

В виде водного раствора контактный ингибитор (КИ) защищает от коррозии чугун и стали различных марок. Его защитные свойства обусловлены наличием в ингибиторе аминогрупп в гидрофобной части молекулы. При контакте с поверхностью металла ингибитор адсорбируется по аминогруппе, оставляя во внешней среде гидрофобную часть молекулы. Такое строение адсорбционного слоя препятствует проникновению влаги или электролита к металлу. Дополнительным препятствием являются вышележащие слои молекул ингибитора, усиливающие адсорбционный слой. Проникающие в глубь этого слоя молекулы воды и газов (, и др.) приводят к гидролизу части молекулы ингибитора. При этом освобождаются циклогексиламины и жирные кислоты. Циклогексиламины связывают кислые газы, а кислоты, адсорбируясь, поддерживают гидрофобность поверхности металла.

Контактный ингибитор создает на металле защитную пленку, сохраняющуюся и после слива консервирующего раствора.

2.9.2. Для консервации поверхностей нагрева котел заполняют водным раствором ингибитора концентрацией 0,5-1,5% в зависимости от продолжительности простоя, состава и количества отложений на поверхностях нагрева. Конкретная концентрация раствора ингибитора устанавливается после химического анализа состава отложений.

2.9.3. Консервация КИ применяется для любых типов котлов независимо от применяемых режимов коррекционной обработки питательной и котловой воды.

2.9.4. Консервация ингибитором М-1 проводится при выводе котла в резерв или ремонт на срок от 1 мес. до 2 лет.

2.9.5. Для осуществления консервации должна быть предусмотрена специальная отдельная схема приготовления водного раствора ингибитора и подачи его в котел (рис. 3). Схема включает бак хранения и приготовления раствора вместимостью не менее полного водяного объема котла и насос для перемешивания раствора и подачи его в котел. К баку должен быть предусмотрен подвод конденсата или обессоленной воды.

Заполнение котла раствором ингибитора проводится по трубопроводу от напорной стороны насоса к нижнему дренажному коллектору котла. По этому же трубопроводу консервирующий раствор из котла сбрасывается при расконсервации в бак хранения.

2.9.6. Для приготовления рабочего раствора фляги с товарным ингибитором предварительно разогревают, опустив их в ванну с водой, нагретой до 70°С. Ориентировочное время разогрева - 8-10 ч.

Разогретый товарный ингибитор заливают в бак консервирующего раствора при рециркуляции воды по схеме "бак-насос-бак". Температура циркулирующей воды должна быть около 60°С. Время циркуляции раствора 1 ч. Концентрацию ингибитора в рабочем растворе определяют в соответствии с методикой приложения 1 .

2.9.7. Предварительно опорожненный котел заполняют приготовленным раствором ингибитора при температуре барабана не выше 60°С. Заполнение ведут через дренажи нижних точек экранов и Э при открытых воздушниках котла.

Барабан котла заполняют полностью, через него пароперегреватель. Воздушники по тракту котла закрывают по мере его заполнения после появления сплошной струи раствора.

При выводе в ремонт для образования на металле защитной пленки консервирующий раствор должен находиться в котле не менее 24 ч, после чего раствор сливают в бак хранения. При необходимости в процессе ремонта резки труб несливаемой ступени пароперегревателя сначала сливают раствор из других ступеней, откуда раствор может попасть в указанную несливаемую ступень.

При резке труб несливаемой ступени необходимо обеспечить сбор сливаемого раствора и принять меры предосторожности, предусмотренные при работе с токсичными веществами.

2.9.8. В период простоя на консервации следует не допускать попадания воды или пара в котел.

2.9.9. Для расконсервации котла после простоя в резерве раствор ингибитора сливают из котла в бак хранения раствора.

Поскольку при повышении температуры ингибитор разлагается, не давая потенциально кислых продуктов, специальная отмывка котла не производится, а растопка осуществляется в соответствии с инструкцией по пуску котла.

2.9.10. Контактный ингибитор М-1 многократного действия, поэтому слитый из котла раствор должен использоваться для последующих консерваций котлов. Необходимо лишь проверить концентрацию раствора и, если нужно, добавить некоторое количество товарного ингибитора.

3. Способы консервации прямоточных котлов

3.1. Сухой останов котла

3.1.1. Сухой останов применяется на всех прямоточных котлах независимо от принятого водно-химического режима.

3.1.2. Сухой останов котла проводится при любых плановых и аварийных остановах котла на срок до 30 сут.

3.1.3. После погашения топки и отключения котла от турбины закрывают запорную арматуру на питательных трубопроводах.

Пар из котла через БРОУ (ПСБУ) частично выпускают в конденсатор так, чтобы в течение 20-30 мин давление в котле снизилось до 3-4 МПа, при этом ВЗ остаются открытыми.

Открывают дренажи входных коллекторов НРЧ и Э для вытеснения воды из котла собственным паром, при этом ПСБУ (БРОУ) закрывают.

После снижения давления в котле до нуля в течение 30 мин проводят вакуумную сушку поверхностей нагрева, для чего снова открывают ПСБУ (БРОУ). Затем закрывают запорную арматуру на паропроводах и на всех линиях, соединяющих котел с конденсатором.

Промежуточный пароперегреватель обеспаривают на конденсатор открытием запорной арматуры на сбросных линиях из горячих паропроводов. Вакуум в системе поддерживают в течение не менее 15 мин.

При выводе в резерв вентиляцию газовоздушного тракта проводят в соответствии с ПТЭ, а при останове в ремонт - до охлаждения поверхностей нагрева.

3.2. Гидразинная обработка поверхностей нагрева при рабочих параметрах котла

3.2.1. Под воздействием среды, содержащей гидразин, при высоких температурах на поверхности металла создается защитная оксидная пленка, надежно предохраняющая металл от коррозии в течение длительного времени.

Концентрация гидразина при обработке значительно превышает эксплуатационную норму и зависит от продолжительности обработки.

3.2.2. При обработке гидразином при рабочих параметрах в зависимости от продолжительности простоя содержание гидразина в питательной воде составляет 0,3-3 мг/кг, а продолжительность обработки - от 1-2 до 24 ч.

3.2.3. Гидразинная обработка применяется на котлах при ведении гидразинно-аммиачного или гидразинного режима.

3.2.4. Обработка проводится в сочетании с СО при выводе котла в резерв на срок до 3 мес. или выводе в средний или капитальный ремонт.

3.2.5. Дозирование гидразина осуществляют с помощью штатной гидразинной установки на стороне всасывания питательных насосов или в основной конденсат за БОУ.

Непосредственно перед обработкой в баке-мернике установки готовят раствор требуемой концентрации с учетом производительности насоса-дозатора и предполагаемой нагрузки котла.

3.2.6. Гидразинную обработку проводят непосредственно перед плановым остановом. В зависимости от продолжительности простоя котла ориентировочная продолжительность обработки и содержание гидразина в питательной воде составляют:

В процессе обработки контролируют содержание гидразина, отбирая пробы воды из пробоотборной точки на линии питательной воды перед котлом.

По окончании ГО выполняют СО.

3.2.7. При последующем пуске котла также необходимо в течение 24 ч поддерживать в питательной воде содержание гидразина 1-3 мг/кг до стабилизации качества питательной воды на нормируемом уровне.

3.3. Кислородная обработка поверхностей нагрева при рабочих параметрах котла

3.3.1. Обработка проводится для восстановления нарушенных защитных пленок за счет повышенных по сравнению с эксплуатационными дозировок кислорода. Содержание кислорода в питательной воде увеличивается до 1-2 мг/кг за несколько часов до останова котла.

3.3.2. Кислородная обработка применяется на котлах при ведении различных модификаций кислородного водного режима.

3.3.3. Обработка проводится в сочетании с СО при выводе котла в резерв на срок до 3 мес. или выводе в средний или капитальный ремонт.

В период обработки котел работает в нормальном режиме и несет требуемую нагрузку.

3.3.4. Обработку осуществляют с помощью штатных установок дозирования кислорода или воздуха.

3.3.5. В период обработки перед плановым остановом котла содержание кислорода в питательной воде увеличивается до 1-2 мг/кг за 8-10 ч до останова.

В процессе обработки контролируют содержание кислорода в питательной воде перед котлом.

По окончании заданного времени выполняют СО.

3.3.6. При пусках котла также необходимо в течение 30-40 ч поддерживать в питательной воде содержание кислорода 1 мг/кг до стабилизации качества питательной воды на нормируемом значении.

3.4. Заполнение поверхностей нагрева котла азотом

3.4.1. Заполнение котла азотом осуществляется при избыточном давлении в поверхностях нагрева. В процессе консервации расход азота должен обеспечивать небольшое избыточное давление в котле.

3.4.2. Консервация азотом применяется на котлах любых давлений на электростанциях, имеющих азот от собственных кислородных установок. При этом допускается применение азота при его концентрации не ниже 99%.

3.4.3. Заполнение азотом проводится при выводе котла в резерв на срок до одного года.

3.4.4. Целесообразно предусматривать подвод азота в трубопровод отвода пара из расширителя на давление 2,0 МПа и к холодным линиям промежуточного перегрева.

Схема подвода азота к котлу должна быть выполнена в соответствии с п. 2.8.5 .

3.4.5. После останова котла и снижения давления в нем до 0,2-0,5 МПа открывают вентили на линиях подвода азота к расширителю.

Перед заполнением азотом выполняют вакуумную сушку промежуточного пароперегревателя.

После расхолаживания котла давление в нем поддерживают на уровне 5-10 кПа.

При наличии неотключенного промежуточного пароперегревателя выполняют его постоянную продувку азотом с часовым расходом, равным 10% объема продуваемого контура.

3.4.6. В период консервации принимают меры к установлению возможных утечек газа и их устранению.

3.4.7. При необходимости проведения небольших ремонтных работ возможно кратковременное прекращение подачи газа в котел.

3.5. Консервация котла контактным ингибитором

3.5.1. Контактный ингибитор М-1 создает на металле защитную пленку, сохраняющуюся и после слива консервирующего раствора (см. п. 2.9.1).

3.5.2. Для консервации поверхностей нагрева котел заполняют водным раствором ингибитора концентрацией 0,5-1,5% в зависимости от продолжительности простоя, состава и количества отложений на поверхностях нагрева. Конкретная концентрация раствора ингибитора устанавливается после химического анализа состава отложений.

3.5.3. Консервация КИ применяется для любых типов котлов независимо от применяемого водно-химического режима.

3.5.4. Консервация ингибитором М-1 проводится при выводе котла в резерв или ремонт на срок от 1 мес. до 2 лет.

3.5.5. Приготовление консервирующего раствора осуществляется в соответствии с пп. 2.9.5 и 2.9.6 .

Раствор ингибитора из бака приготовления подается в деаэратор.

Необходимо также предусмотреть слив раствора из питательных магистралей и котла после консервации в бак хранения с использованием для этой цели дренажных баков.

3.5.6. Перед консервацией осуществляют дренирование деаэратора, питательных трубопроводов, ПВД по водяной стороне и самого котла.

Заполнение котла, питательных магистралей и ПВД ведут бустерным насосом, контролируя заполнение с помощью воздушников. При появлении из воздушников по ходу среды сплошной струи производят их закрытие.

При простое в резерве котел оставляют заполненным консервирующим раствором, плотно закрыв всю запорную арматуру на котле.

При выводе в ремонт для образования на металле защитной пленки консервирующий раствор должен находиться в котле не менее 24 ч, после чего раствор сливают в бак хранения.

3.5.7. Для расконсервации котла консервирующий раствор после простоя в резерве сливают из питательных магистралей, ПВД и котла в бак хранения для последующего использования.

Специальных водных отмывок от консервирующего раствора при растопке не производят.

4. Выбор способов консервации энергетических котлов в зависимости от вида и продолжительности простоя

4.1. Способы консервации барабанных котлов выбираются в соответствии с приведенной таблицей .

Для меньших сроков простоя допускается использование способов, предлагаемых для любого большего срока.

На каждом котле должны быть предусмотрены не только способ или способы, предохраняющие при консервации ранее образованную защитную пленку на поверхности металла (СО, ИД, ЗЩ, КИ, А), но и способ или способы, образующие и восстанавливающие эту пленку (ГРО или ГВ, ТО, ФВ).

Гидразинную обработку при рабочих параметрах целесообразно проводить не только перед остановом, но и в соответствии с ПТЭ при любом пуске котла, если не предполагается выполнение ТО.

Продолжительность останова	Вид останова	Способы консервации
		Котлы на давление 3,9 МПа		Котлы на давление 9,8 МПа				Котлы на давление 13,8 МПа
						Обработка питательной воды гидразином		Без обработки питательной воды гидразином		Обработка питательной воды гидразином
			Возможная замена		Возможная замена		Возможная замена		Возможная замена		Возможная замена
Плановый останов
						ГРП+СО, ГО				ГРП+СО, ГО
						ГРП+СО, ГО				ГРП+СО, ГО
							ГРП+СО, ТО, ЗЩ				ГРП+СО, ТО, ЗЩ
							ГРП+СО, ТО				ГРП+СО, ТО
				до - ТО+КИ, после - ТО	ТО до и после	до - ТО+КИ, после - ТО	ТО до и после, до - ГО, ГРП+СО, после - ТО	до - ТО+КИ, после - ТО	ТО до и после	до - ТО+КИ, после - ТО	ТО до и после, до - ГО, ГРП+СО, после - ТО
							ТО+ЗЩ, ГО+ЗЩ				ТО+ЗЩ, ГО+ЗЩ
				до - ТО+КИ, после - ТО	ТО до и после	до - ТО, после - КИ+ТО	ТО до и после	до - ТО, после - КИ+ТО	ТО до и после	до -ТО+КИ, после - ТО	ТО до и после
				до - ТО+КИ, после - ТО		до - ТО+КИ, после - ТО		до - ТО+КИ, после - ТО		до - ТО+КИ, после - ТО
Аварийный останов
		СО - первый этап, дальнейшая консервация зависит от последующего срока ремонта, резерва
Примечания: 1. На котлах давлением 9,8 и 13,8 МПа без обработки питательной воды гидразином должна проводиться ТО не реже одного раза в год. 2. А - заполнение поверхностей нагрева котла азотом. 3. ГРП+СО - гидразинная обработка при рабочих параметрах котла с последующим сухим остановом; ГО+ЗЩ, ТО+ЗЩ, ФВ+ЗЩ - заполнение котла щелочным раствором с предшествующей реагентной обработкой; 4. ТО+КИ - консервация контактным ингибитором с предшествующей трилонной обработкой; 5. "До", "после" - до ремонта и после него.

Гидразинная или кислородная обработка в сочетании с СО выполняется при выводе котла в резерв на срок до 3 мес. или ремонт на срок до 5-6 мес.

В случае более продолжительных сроков резерва или ремонта следует для консервации котлов использовать КИ или азот (А).

При выводе прямоточного котла в резерв или ремонт на срок более 1 мес. целесообразно по возможности заполнять конденсатный тракт и деаэратор раствором аммиака, для чего в конденсат за БОУ дозируется штатным насосом аммиак за 0,5-1 ч до останова для достижения значения pH за деаэратором не менее 9,2.

4.3. В условиях резкого увеличения количества и продолжительности простоев энергетического оборудования для поддержания в работоспособном состоянии всех систем котла (энергоблока), а не только поверхностей нагрева, необходимо организовать режим работы электростанции таким образом, чтобы простой каждого котла (энергоблока) в резерве не превышал 3 мес., а при достижении этого срока или ранее в зависимости от конкретной ситуации котел (энергоблок) включался в работу и останавливался в резерв другой.

4.4. При выводе котла в резерв на неопределенный срок следует выбирать способ консервации, ориентируясь на максимальный срок резерва, характерный для практики данной электростанции.

Понятие "неопределенный срок" подразумевает останов в резерв на какой-то, чаще непродолжительный, срок с последующим, возможно и неоднократным, продлением срока.

4.5. При выводе котла в резерв или ремонт (реконструкцию) на срок свыше 5-6-мес. необходимо разработать специальное техническое решение с учетом конкретных условий (типа котла, вида и продолжительности простоя, имеющегося оборудования для консервации, загрязненности внутренних поверхностей нагрева), а также рассмотреть вопрос о целесообразности проведения перед консервацией химической очистки котла.

5. Способы консервации водогрейных котлов

5.1. Консервация раствором гидроксида кальция

5.1.1. Способ основан на высокоэффективных ингибирующих способностях раствора гидроксида кальция .

Защитной концентрацией гидроксида кальция является 0,7 г/кг и выше.

При контакте с металлом раствора гидроксида кальция устойчивая защитная пленка формируется в течение 3-4 нед.

При опорожнении котла от раствора после контакта в течение 3-4 нед. или более защитное действие пленок сохраняется в течение 2-3 мес.

Данный способ регламентирован "Методические указания по применению гидроксида кальция для консервации теплоэнергетического и другого промышленного оборудования на объектах Минэнерго РД 34.20.593-89" (М.: СПО Союзтехэнерго, 1989).

5.1.2. При осуществлении данного способа водогрейный котел полностью заполняется раствором. Если требуется проведение ремонтных работ, раствор после выдержки в котле в течение 3-4 нед. может быть сдренирован.

5.1.3. Гидроксид кальция применяется для консервации водогрейных котлов любых типов на электростанциях, имеющих водоподготовительные установки с известковым хозяйством.

5.1.4. Консервация гидроксидом кальция проводится при выводе котла в резерв на срок до 6 мес. или выводе в ремонт на срок до 3 мес.

5.1.5. Раствор гидроксида кальция готовится в ячейках мокрого хранения извести с плавающим устройством всасывания (рис. 4). После засыпки извести (пушонки, строительной извести, отходов гашения карбида кальция) в ячейки и перемешивания известковому молоку дают отстояться в течение 10-12 ч до полного осветления раствора. Вследствие малой растворимости гидроксида кальция при температуре 10-25°С его концентрация в растворе не превысит 1,4 г/кг.

При откачке раствора из ячейки необходимо следить за положением плавающего устройства всасывания, не допуская захвата отложений на дне ячейки.

5.1.6. Для заполнения котлов раствором целесообразно использовать схему кислотной промывки водогрейных котлов, приведенных на рис. 4 . Также могут быть использованы и бак с насосом для консервации энергетических котлов (см. рис. 2).

5.1.7. Перед заполнением котла консервирующим раствором воду из него дренируют.

В бак приготовления реагентов перекачивают раствор гидроксида кальция из ячеек извести. Перед перекачкой трубопровод промывают водой во избежание попадания в бак известкового молока, подаваемого по этому трубопроводу на предочистку водоподготовительной установки.

Заполнение котла целесообразно вести при рециркуляции раствора по контуру "бак-насос-трубопровод подачи раствора-котел-трубопровод сброса раствора-бак". В этом случае количество приготовленного известкового раствора должно быть достаточно для заполнения консервируемого котла и схемы рециркуляции, включая бак.

Если заполнение котла вести насосом из бака без организации рециркуляции через котел, то объем приготовленного известкового молока зависит от водяного объема котла.

Водяной объем котлов ПТВМ-50, ПТВМ-100, ПТВМ-180 соответственно составляет 16, 35 и 60 .

5.1.8. При выводе в резерв котел оставляют заполненным раствором на все время простоя.

5.1.9. При необходимости проведения ремонтных работ дренирование раствора осуществляют после выдержки в котле в течение не менее 3-4 нед. с таким расчетом, чтобы после окончания ремонта котел включался в работу. Желательно, чтобы продолжительность ремонта не превышала 3 мес.

5.1.10. Если котел на время простоя остается с консервирующим раствором, то необходимо не реже одного раза в две недели контролировать значение pH раствора. Для этого организовывают рециркуляцию раствора через котел, отбирают пробы из воздушников. Если значение , раствор из всего контура дренируют и заполняют свежим раствором гидроксида кальция.

5.1.11. Дренирование консервирующего раствора из котла осуществляют с небольшим расходом с разбавлением его водой до значения pH < 8,5.

5.1.12. Перед пуском котел промывают сетевой водой до жесткости промывочной воды, предварительно сдренировав его, если он был заполнен раствором.

5.2. Консервация раствором силиката натрия

5.2.1. Силикат натрия (жидкое натриевое стекло) образует на поверхности металла прочную, плотную защитную пленку в виде соединений . Эта пленка экранирует металл от воздействия коррозионных агентов ( и ).

5.2.2. При осуществлении данного способа водогрейный котел полностью заполняется раствором силиката натрия с концентрацией в консервирующем растворе не менее 1,5 г/кг.

Формирование защитной пленки происходит при выдержке консервирующего раствора в котле в течение нескольких суток или при циркуляции раствора через котел в течение нескольких часов.

5.2.3. Силикат натрия применяется для консервации водогрейных котлов любых типов.

5.2.4. Консервация силикатом натрия проводится при выводе котла в резерв на срок до 6 мес. или выводе котла в ремонт на срок до 2 мес.

5.2.5. Для приготовления и заполнения котла раствором силиката натрия целесообразно использовать схему кислотной промывки водогрейных котлов (см. рис. 4). Также могут быть использованы и бак с насосом для консервации энергетических котлов (см. рис. 2).

5.2.6. Раствор силиката натрия готовят на умягченной воде, так как использование воды с жесткостью выше 3 мг-экв/кг может привести к выпадению из раствора хлопьев силиката натрия.

Консервирующий раствор силиката натрия готовится в баке при циркуляции воды по схеме "бак-насос-бак". Жидкое стекло вливается в бак через люк.

5.2.7. Ориентировочный расход жидкого товарного силиката натрия составляет не более 6 л на 1 объема консервирующего раствора.

5.2.8. Перед заполнением котла консервирующим раствором воду из него дренируют.

Рабочая концентрация в консервирующем растворе должна быть 1,5-2 г/кг.

Заполнение котла целесообразно вести при рециркуляции раствора по контуру "бак-насос-трубопровод подачи раствора-котел-трубопровод сброса раствора-бак". В этом случае требуемое количество силиката натрия рассчитывается с учетом объема всего контура, включая бак и трубопроводы, а не только объема котла.

Если заполнение котла осуществляется без организации рециркуляции, то объем приготовленного раствора зависит от объема котла (см. п. 5.1.7).

5.2.9. При выводе в резерв котел оставляют заполненным консервирующим раствором на все время простоя.

5.2.10. При необходимости проведения ремонтных работ дренирование раствора осуществляют после выдержки в котле в течение не менее 4-6 сут с таким расчетом, чтобы после окончания ремонта котел включался в работу.

Раствор может быть сдренирован из котла для проведения ремонта после циркуляции раствора через котел в течение 8-10 ч при скорости 0,5-1 м/с.

Продолжительность ремонта не должна превышать 2 мес.

5.2.11. Если котел на время простоя остается с консервирующим раствором, в нем поддерживается избыточное давление 0,01-0,02 МПа сетевой водой открытием задвижки на байпасе на входе в котел. В период консервации один раз в неделю отбирают пробы из воздушников для контроля концентрации в растворе. При снижении концентрации менее 1,5 г/кг в бак добавляют необходимое количество жидкого силиката натрия и осуществляют рециркуляцию раствора через котел до достижения требуемой концентрации.

5.2.12. Расконсервацию водогрейного котла производят до его растопки вытеснением консервирующего раствора в трубопроводы сетевой воды небольшими порциями (путем частичного открытия задвижки на выходе из котла) по 5 в течение 5-6 ч для котла ПТВМ-100 и 10-12 ч для котла ПТВМ-180.

При открытых системах теплоснабжения вытеснение консервирующего раствора из котла должно проходить без превышения норм ПДК - 40 мг/кг в сетевой воде.

6. Способы консервации турбоустановок

6.1. Консервация подогретым воздухом

6.1.1. Продувка турбоустановки горячим воздухом предотвращает попадание во внутренние полости влажного воздуха и протекание коррозионных процессов. Особенно опасно попадание влаги на поверхности проточной части турбины при наличии на них отложений соединений натрия.

6.1.2. Консервация турбоустановки подогретым воздухом проводится при выводе в резерв на срок 7 сут и более.

Консервация осуществляется в соответствии с указаниями "Методические указания по консервации паротурбинного оборудования ТЭС и АЭС подогретым воздухом: МУ 34-70-078-84" (М.: СПО Союзтехэнерго, 1984).

6.1.3. Если на электростанции отсутствует до настоящего времени консервационная установка, необходимо для подачи подогретого воздуха в турбоустановку использовать передвижные вентиляторы с калорифером. Воздух может подаваться как на всю турбоустановку, так и хотя бы в отдельные ее части (ЦСД, ЦНД, бойлеры, в верхнюю или нижнюю часть конденсатора или в среднюю часть турбины).

Для присоединения передвижного вентилятора необходимо предусмотреть установку впускного клапана.

Для расчета вентилятора и впускного клапана могут быть использованы рекомендации МУ 34-70-078-84.

При использовании передвижных вентиляторов следует проводить мероприятия по дренированию, вакуумной сушке, указанные в МУ 34-70-078-84.

6.2. Консервация азотом

6.2.1. При заполнении внутренних полостей турбоустановки азотом и поддержании в дальнейшем небольшого его избыточного давления предотвращается попадание влажного воздуха.

6.2.2. Заполнение проводится при выводе турбоустановки в резерв на 7 сут и более на тех электростанциях, где имеются кислородные установки, производящие азот концентрацией не менее 99%.

6.2.3. Для проведения консервации необходимо иметь подвод газа к тем же точкам, что и воздух.

Следует учесть трудности герметизации проточной части турбины и необходимость обеспечения давления азота на уровне 5-10 кПа.

6.2.4. Подачу азота в турбину начинают после останова турбины и окончания вакуумной сушки промежуточного пароперегревателя.

6.2.5. Консервацию азотом можно применять и для паровых пространств бойлеров и подогревателей.

6.3. Консервация летучими ингибиторами коррозии

6.3.1. Летучие ингибиторы коррозии типа ИФХАН защищают стали, медь, латунь, адсорбируясь на поверхности металла. Этот адсорбированный слой значительно снижает скорость электрохимических реакций, обусловливающих коррозионный процесс.

6.3.2. Для консервации турбоустановки осуществляется просасывание через турбину воздуха, насыщенного ингибитором. Воздух просасывается через турбоустановку с помощью эжектора уплотнений или пускового эжектора. Насыщение воздуха ингибитором происходит при контакте его с силикагелем, пропитанным ингибитором, так называемым линасилем. Пропитка линасиля осуществляется на заводе-изготовителе. Для поглощения избытка ингибитора на выходе из турбоустановки воздух проходит через чистый силикагель.

Консервация летучим ингибитором проводится при выводе в резерв на срок более 7 сут.

6.3.3. Для заполнения турбины ингибированным воздухом на входе в нее, например к трубопроводу подачи пара на переднее уплотнение ЦВД, подключают патрон с линасилем (рис. 5). Для поглощения избытка ингибитора на выходе из оборудования устанавливаются патроны с чистым силикагелем, объем которого в 2 раза больше объема линасиля на входе. В дальнейшем этот силикагель может быть дополнительно пропитан ингибитором и при следующей консервации установлен на входе в оборудование.

Для заполнения турбины ингибированным воздухом используют штатное оборудование - эжектор уплотнений или пусковой эжектор.

Для консервации 1 объема требуется не менее 300 г линасиля, защитная концентрация ингибитора в воздухе составляет 0,015 .

Линасиль помещают в патроны, представляющие собой отрезки труб, к обоим концам которых приварены фланцы. Оба конца трубы с фланцами затягивают сеткой с величиной ячеек, не допускающей высыпания линасиля, но не мешающей проходу воздуха. Длину и диаметр труб определяют количеством линасиля, необходимым для консервации.

Линасиль загружают в патроны лопаткой или руками в перчатках.

6.3.4. Перед началом консервации для исключения возможного скопления конденсата в турбине, трубопроводах и клапанах их дренируют, обеспаривают турбину и ее вспомогательное оборудование, отключают от всех трубопроводов (дренажей, отборов пара, подачи пара на уплотнения и др.).

Для удаления возможного скопления конденсата в недренируемых участках производят сушку турбины воздухом. Для этого на входе устанавливают патрон с прокаленным силикагелем и эжектором просасывают воздух по контуру "патрон-ЦВД-ЦСД-ЦНД-коллектор отсоса паровоздушной смеси из уплотнений-эжектор-атмосфера".

После остывания металла турбины приблизительно до 50°С ее герметизируют набивкой асбеста, пропитанного герметиком, на входе воздуха из машзала в камеру отсоса паровоздушной смеси концевых уплотнений.

После сушки турбины на вход устанавливают патроны с линасилем, а на выход патроны с чистым силикагелем, включают эжектор и просасывают воздух по контуру "патрон-трубопровод подачи пара на уплотнение-ЦВД-коллектор отсоса паровоздушной смеси-патроны с силикагелем-эжектор-атмосфера". При достижении защитной концентрации ингибитора, равной 0,015 , консервация прекращается, для чего отключают эжектор, устанавливают заглушку на входе воздуха в патрон с линасилем и на входе ингибированного воздуха в патроны с силикагелем.

6.3.5. В период нахождения турбины в резерве ежемесячно определяют концентрацию ингибитора в ней (приложение 2).

При падении концентрации ниже 0,01 проводят переконсервацию со свежим линасилем.

6.3.6. Для расконсервации турбины снимают патроны с линасилем, заглушку на входе ингибированного воздуха в патрон с силикагелем, включают эжектор, и ингибированный воздух протягивается через силикагель для поглощения оставшегося ингибитора в течение того же времени, которое потребовалось на консервацию турбины.

Поскольку консервация проводится по замкнутой схеме, какие-либо стоки или выбросы в атмосферу отсутствуют.

Краткие характеристики применяемых химических реагентов приведены в приложении 3 .

Откройте актуальную версию документа прямо сейчас или получите полный доступ к системе ГАРАНТ на 3 дня бесплатно!

Если вы являетесь пользователем интернет-версии системы ГАРАНТ, вы можете открыть этот документ прямо сейчас или запросить по Горячей линии в системе.

В тепловых сетях широко применяются сальниковые, П - образные и сильфонные (волнистые) компенсаторы. Компенсаторы должны иметь достаточную компенсирующую способность для восприятия температурного удлинения участка трубопровода между неподвижными опорами, при этом максимальные напряжения в радиальных компенсаторах не должны превышать допускаемых (обычно 110 МПа).

Тепловое удлинение расчетного участка трубопровода
, мм, определяют по формуле

(81)

где
- средний коэффициент линейного расширения стали,

(для типовых расчетов можно принять
),

- расчетный перепад температур, определяемый по формуле

(82)

где - расчетная температура теплоносителя, о С;

- расчетная температура наружного воздуха для проектирования отопления, о С;

L - расстояние между неподвижными опорами, м (см. приложение №17).

Компенсирующую способность сальниковых компенсаторов уменьшают на величину запаса - 50 мм.

Реакция сальникового компенсатора - сила трения в сальниковой набивкеопределяется по формуле

где - рабочее давление теплоносителя, МПа;

- длина слоя набивки по оси сальникового компенсатора, мм;

- наружный диаметр патрубка сальникового компенсатора, м;

- коэффициент трения набивки о металл, принимается равным 0,15.

При подборе компенсаторов их компенсирующая способность и технические параметры могут быть определены по приложению.

Осевая реакция сильфонных компенсаторов складывается из двух слагаемых:

(84)

где - осевая реакция, вызываемая деформацией волн, определяемая по формуле

(85)

здесь l - температурное удлинение участка трубопровода, м;

 - жесткость волны, Н/м, принимаемая по паспорту компенсатора;

n - количество волн (линз).

- осевая реакция от внутреннего давления, определяемая по формуле

(86)

здесь - коэффициент, зависящий от геометрических размеров и толщины стенки волны, равный в среднем 0.5 - 0.6;

D и d – соответственно наружный и внутренний диаметры волн, м;

- избыточное давление теплоносителя, Па.

При расчете самокомпенсации основной задачей является определение максимального напряженияу основания короткого плеча угла поворота трассы, которое определяют для углов поворотов 90 о поформуле

(87)

для углов более 90 о, т.е. 90+, по формуле

(88)

где l - удлинение короткого плеча, м;

l - длина короткого плеча, м;

Е - модуль продольной упругости, равный в среднем для стали 2· 10 5 МПа;

d - наружный диаметр трубы, м;

- отношение длины длинного плеча к длине короткого.

При расчетах углов на самокомпенсацию величина максимального напряжения не должна превышать [] = 80 МПа.

При расстановке неподвижных опор на углах поворотов, используемых для самокомпенсации, необходимо учитывать, что сумма длин плеч угла между опорами не должна быть более 60% от предельного расстояния для прямолинейных участков. Следует учитывать также, что максимальный угол поворота, используемый для самокомпенсации, не должен превышать 130 о.

Для компенсации тепловых расширений наибольшее распространение в тепловых сетях и на электростанциях находят П-образные компенсаторы. Несмотря на свои многочисленные недостатки, среди которых можно выделить: сравнительно большие габариты (необходимость устройства компенсаторных ниш в теплосетях с канальной прокладкой), значительные гидравлические потери (по сравнению с сальниковыми и сильфонными); П-образные компенсаторы имеют и ряд достоинств.

Из достоинств можно прежде всего выделить простоту и надежность. Кроме того, этот тип компенсаторов наиболее хорошо изучен и описан в учебно-методической и справочной литературе. Несмотря на это, часто у молодых инженеров, не имеющих специализированных программ, расчет компенсаторов вызывает затруднения. Связано это прежде всего с достаточно сложной теорией, с наличием большого количества поправочных коэффициентов и, к сожалению, с наличием опечаток и неточностей в некоторых источниках.

Ниже проведен подробный анализ процедуры расчета П-образного компенсатора по двум основным источникам , , целью которого являлось выявление возможных опечаток и неточностей, а так же сравнение результатов.

Типовой расчет компенсаторов (рис.1, а)), предлагаемый большинством авторов ч, предполагает процедуру, в основе которой лежит использование теоремы Кастилиано:

где: U - потенциальная энергия деформации компенсатора, Е - модуль упругости материала трубы, J - осевой момент инерции сечения компенсатора (трубы),

где: s - толщина стенки отвода,

D н - внешний диаметр отвода;

М - изгибающий момент в сечении компенсатора. Здесь (из условия равновесия, рис.1 а)):

M = P y x - P x y + M 0 ; (2)

L - полная длина компенсатора, J x - осевой момент инерции компенсатора, J xy - центробежный момент инерции компенсатора, S x - статический момент компенсатора.

Для упрощения решения оси координат переносят в упругий цент тяжести (новые оси Xs , Ys ), тогда:

S x = 0, J xy = 0.

Из (1) получим силу упругого отпора Px:

Перемещение можно трактовать как компенсирующую способность компенсатора:

где: б t - коэффициент линейного температурного расширения, (1,2х10 -5 1/град для углеродистых сталей);

t н - начальная температура (средняя температура наиболее холодной пятидневки за последние 20 лет);

t к - конечная температура (максимальная температура теплоносителя);

L уч - длина компенсируемого участка.

Анализируя формулу (3), можно прийти к выводу, что наибольшее затруднение вызывает определение момента инерции J xs , тем более, что предварительно необходимо определиться с центром тяжести компенсатора (с y s ). Автор резонно предлагает использовать приближенный, графический метод определения J xs , при этом учитывая коэффициент жесткости (Кармана) k :

Первый интеграл определяем относительно оси y , второй относительно оси y s (рис.1). Ось компенсатора вычерчивается на милиметровой бумаге в масштабе. Вся кривая ось компенсатора L разбивается на множество отрезков Дs i . Расстояние от центра отрезка до оси y i измеряется линейкой.

Коэффициент жесткости (Кармана) призван отобразить экспериментально доказанный эффект местного сплющивания поперечного сечения отводов при изгибе, что увеличивает их компенсирующую способность. В нормативном документе коэффициент Кармана определяется по эмпирическим формулам, отличным от приведенных в , . Коэффициент жесткости k используется для определения приведенной длины L прД дугового элемента, которая всегда больше его фактической длины l г . В источнике коэффициент Кармана для гнутых отводов:

где: л - характеристика гиба.

Здесь: R - радиус отвода.

где: б - угол отвода (в градусах).

Для сварных и короткозагнутых штампованных отводов источник предлагает воспользоваться другими зависимостями для определения k :

где: h - характеристика гиба для сварных и штампованных отводов.

Здесь: R э - эквивалентный радиус сварного отвода.

Для отводов из трех и четырех секторов б=15 град, для прямоугольного двухсекторного отвода предлагается принять б = 11 град.

Следует отметить, что в , коэффициент k ? 1.

Нормативный документ РД 10-400-01 предусматривает следующую процедуру определения коэффициента гибкости К р * :

где К р - коэффициент гибкости без учета стесненности деформации концов изогнутого участка трубопровода; о - коэффициент, учитывающий стесненность деформации на концах изогнутого участка.

При этом если, то коэффициент гибкости принимают равным 1,0.

Величина К p определяется по формуле:

Здесь P - избыточное внутреннее давление, МПа; Et - модуль упругости материала при рабочей температуре, МПа.

Можно доказать, что по коэффициент гибкости К р * будет больше единицы, следовательно, при определении приведенной длины отвода по (7) необходимо брать его обратную величину.

Для сравнения определим гибкость некоторых стандартных отводов по ОСТ 34-42-699-85, при избыточном давлении Р =2,2 МПа и модуле Е t =2х 10 5 МПа. Результаты сведем в таблицу ниже (табл. №1).

Анализируя полученные результаты, можно сделать вывод, что процедура определения коэффициента гибкости по РД 10-400-01 дает более "строгий" результат (меньшую гибкость отвода), при этом дополнительно учитывает избыточное давление в трубопроводе и модуль упругости материала.

Момент инерции П-образного компенсатора (рис.1 б)) относительно новой оси y s J xs определяем следующим образом :

где: L пр - приведенная длина оси компенсатора,

y s - координата центра тяжести компенсатора:

Максимальный изгибающий момент М макс (действует вверху компенсатора):

где Н - вылет компенсатора, согласно рис.1 б):

Н=(m + 2)R .

Максимальное напряжение в сечении стенки трубы определяется по формуле:

где: m1 - коррекционный коэффициент (коэффициент запаса), учитывающий увеличение напряжений на гнутых участках.

Для гнутых отводов, (17)

Для сварных отводов. (18)

W - момент сопротивления сечения отвода:

Допускаемое напряжение (160 МПа для компенсаторов из сталей 10Г 2С, Ст 3сп; 120 МПа для сталей 10, 20, Ст 2сп).

Хочется сразу отметить, что коэффициент запаса (коррекционный) довольно высок и растет с увеличением диаметра трубопровода. Например для отвода 90° - 159x6 ОСТ 34-42-699-85 m 1 ? 2,6; для отвода 90° - 630x12 ОСТ 34-42-699-85 m 1 = 4,125.

Рис.2.

В руководящем документе расчет участка с П-образным компенсатором, см. рис.2, производится по итерационной процедуре:

Здесь задаются расстояния от оси компенсатора до неподвижных опор L 1 и L 2 спинка В и определяется вылет Н. В процессе итераций в обоих уравнениях следует добиваться, чтобы стало равным; из пары значений берется наибольшее = l 2 . Затем определяется искомый вылет компенсатора Н:

В уравнениях представлены геометрические компоненты, см. рис.2:

Компоненты сил упругого отпора, 1/м 2:

Моменты инерции относительно центральных осей x, y.

Параметр прочности A, м :

[у ск ] - допускаемое компенсационное напряжение,

Допускаемое компенсационное напряжение [у ск ] для трубопроводов, расположенных в горизонтальной плоскости определяется по формуле:

для трубопроводов, расположенных в вертикальной плоскости по формуле:

где: - номинальное допускаемое напряжение при рабочей температуре (для стали 10Г 2С - 165 МПа при 100°?t?200°, для стали 20 - 140 МПа при 100°?t?200°).

D - внутренний диаметр,

Хочется отметить, что авторам не удалось избежать опечаток и неточностей. Если использовать коэффициент гибкости К р * (9) в формулах для определения приведенной длины l пр (25), координат центральных осей и моментов инерции (26), (27), (29), (30), то получится заниженный (некорректный) результат, так, как коэффициент гибкости К р * по (9) больше единицы и должен на длину гнутых отводов умножаться. Приведенная длина гнутых отводов всегда больше их фактической длины (по (7)), только тогда они обретут дополнительную гибкость и компенсационную способность.

Следовательно, чтобы скорректировать процедуру определения геометрических характеристик по (25) ч (30) необходимо использовать обратную величину К р *:

К р *=1/ К р *.

В расчетной схеме рис.2 опоры компенсатора - неподвижные ("крестиками" принято обозначать неподвижные опоры (ГОСТ 21.205-93)). Это может подвигнуть "расчетчика" отсчитывать расстояния L 1 , L 2 от неподвижных опор, то есть учитывать длину всего компенсационного участка. На практике поперечные перемещения скользящих, (подвижных) опор соседнего участка трубопровода часто ограничены; от этих подвижных, но ограниченных по поперечному перемещению опор и следует отсчитывать расстояния L 1 , L 2 . Если не ограничивать поперечные перемещения трубопровода по всей длине от неподвижной до неподвижной опоры возникает опасность схода с опор участков трубопровода, ближайших к компенсатору. Для иллюстрации данного факта на рис.3 приведены результаты расчета на температурную компенсацию участка магистрального трубопровода Ду 800 из стали 17Г 2С длиной 200 м, перепад температур от - 46 С° до 180 С° в программе MSC Nastran. Максимальное поперечное перемещение центральной точки компенсатора - 1,645 м. Дополнительную опасность схода с опор трубопровода представляют также возможные гидроудары. Поэтому решение о длинах L 1 , L 2 следует принимать с осторожностью.

Рис.3.

Не совсем понятно происхождение первого уравнения в (20). Тем более, что по размерности оно не является корректным. Ведь в скобках под знаком модуля складываются величины Р х и P y (l 4 +…) .

Корректность второго уравнения в (20) можно доказать следующим образом:

для того, чтобы, необходимо, чтобы:

Это действительно так, если положить

Для частного случая L 1 =L 2 , Р y =0 , используя (3), (4), (15), (19), можно прийти к (36). Важно учесть, что в системе обозначений в y = y s .

Для практических расчетов я бы использовал второе уравнение в (20) в более привычной и удобной форме:

где А 1 =А[у ск ].

В частном случае когда L 1 =L 2 , Р y =0 (симметричный компенсатор):

Очевидными достоинствами методики по сравнению с является ее большая универсальность. Компенсатор рис.2 может быть несимметричным; нормативность позволяет проводить расчеты компенсаторов не только теплосетей, но и ответственных трубопроводов высокого давления, находящихся в реестре РосТехНадзора.

Проведем сравнительный анализ результатов расчета П-образных компенсаторов по методикам , . Зададимся следующими исходными данными:

• а) для всех компенсаторов: материал - Сталь 20; Р=2,0 МПа; Е t =2х 10 5 МПа; t?200°; нагружение - предварительная растяжка; отводы гнутые по ОСТ 34-42-699-85; компенсаторы расположены горизонтально, из труб с мех. обработкой;
• б) расчетная схема с геометрическими обозначениями по рис.4;

Рис.4.

в) типоразмеры компенсаторов сведем в таблицу №2 вместе с результатами расчетов.

	Отводы и трубы компенсатора, D н Ч s, мм	Типоразмер, см. рис.4	Предварительная растяжка, м	Максимальное напряжение, МПа	Допускаемое напряжение, МПа
				cогласно	cогласно	cогласно	cогласно

Здравствуйте! При нагревании трубопроводы системы теплоснабжения имеют свойство удлиняться. И то, насколько они увеличатся по длине, будет зависеть от их начальных габаритов, от материала, из которого они изготовлены, и температуры вещества, транспортируемого по трубопроводу. В потенциале изменение линейных размеров трубопроводов может привести к разрушению резьбовых, фланцевых, сварных соединений, повреждению иных элементов. Разумеется, при конструировании трубопроводов учитывается то, что они удлиняются при нагревании и укорачиваются при наступлении низких температур.

Самокомпенсация теплотрасс и дополнительные компенсирующие элементы

Существует в сфере теплоснабжения такое явление, как самокомпенсация. Под этим понимается способность трубопровода самостоятельно, без помощи специальных устройств и приспособлений, компенсировать те изменения размеров, которые происходят в результате теплового воздействия, за счёт упругости металла и геометрической формы. Самокомпенсация возможна только при наличии в трубопроводной системе изгибов либо поворотов. Но не всегда при проектировании и монтаже имеется возможность для создания большого количества таких «естественных» компенсаторных механизмов. В таких случаях актуально подумать над созданием и установкой дополнительных компенсаторов. Они бывают следующих типов:

П-образные;

линзовые;

сальниковые;

волнистые.

Способы изготовления П-образных компенсаторов

В данной статье мы подробно поговорим о П-образных компенсаторах, которые на сегодняшний день являются самыми распространёнными. Данные изделия, покрытые полиэтиленовыми оболочками, можно применять на технологических трубопроводах всех типов. По сути, они являются одним из методов самокомпенсации - на коротком отрезке создаётся несколько изгибов в виде буквы «П», а затем трубопровод продолжает идти по прямой. Такие П-образные конструкции делаются из цельных изогнутых труб, из отрезков труб или отводов, которые сваривают между собой. То есть изготавливают их из того же самого материала, из той же марки стали, что и трубы.

Экономичней всего гнуть компенсаторы из одной цельной трубы. Но если общая длина изделия составляет более 9 метров, то их следует изготовлять из двух, трёх или семи частей.

В случае, если компенсатор нужно изготовить из двух составных частей, то шов располагается на так называемом вылете.

Трёхчастная конструкция предполагает, что гнутую «спинку» изделия будут создавать из цельного куска трубы, а потом к ней приварят два прямых отвода.

Когда частей предполагается семь, то четыре из них должны быть коленцами, а остальные три - патрубками.

Важно помнить и то, что радиус сгиба отводов при заготовке компенсаторов из прямых частей должен быть равен четырём наружным диаметрам трубы. Это можно выразить следующей несложной формулой: R=4D.

Из скольких бы частей не изготавливался описываемый компенсатор, сварной шов всегда желательно располагать на прямом участке отвода, который будет равен диаметру трубы (но не менее 10 сантиметров). Впрочем, бывают ещё и крутозагнутые отводы, где прямые элементы отсутствуют вовсе - в таком случае можно отойти от вышеуказанного правила.

Достоинства и недостатки рассматриваемых изделий

Компенсаторы данного типа специалисты рекомендуют применять для трубопроводов небольшого диаметра - до 600 миллиметров. Участки в виде больших букв «П» на данных трубопроводах при возникновении каких-либо колебаний эффективно гасят их за счёт изменения своего положения по продольной оси. Это как бы не позволяет колебаниям «продвигаться» по теплотрассе дальше. В трубопроводах, требующих разбора для того, чтобы произвести очистку, П-образные компенсаторы дополнительно снабжают присоединительными деталями на фланцах.

П-образные изделия хороши тем, что они не нуждаются в контроле в период эксплуатации. Это их отличает от изделий сальникового типа, для обслуживания которых нужны специальные камеры ответвлений. Однако для обустройства П-образных компенсаторов требуется некоторое пространство, а в плотно застроенном городе оно находится не всегда.

У рассматриваемых компенсаторов, разумеется, есть не только достоинства, но и недостатки. Самый очевидный из них такой – для изготовления компенсаторов дополнительно расходуются трубы, а они стоят денег. Кроме того, установка данных компенсаторов ведёт к тому, что увеличивается общее сопротивление движению жидкости-теплоносителя. Плюс ко всему такие компенсаторы отличают значительные размеры, и потребность в специальных опорах.

Расчёты для П-образных компенсаторов

В России по-прежнему не стандартизированы параметры для П-образных компенсаторов. Их производят в соответствии с нуждами проекта и по тем данным, которые в этом проекте прописываются (тип, размеры, диаметр, материал и т. д.). Но всё-таки определять габариты П-образного компенсатора наобум, конечно, не следует. Специальные расчёты помогут узнать те габариты компенсатора, которые окажутся достаточными для компенсации деформаций теплотрассы из-за температурных перепадов.

При подобных расчётах, как правило, принимаются следующие условия:

трубопровод изготовлен из стальных труб;

по нему течёт вода либо пар;

давление внутри трубопровода не превышает 16 бар;

температура рабочей среды не более 2000 градусов по Цельсию

компенсаторы симметричны, длина одного плеча строго равна длине второго плеча;

трубопровод находится в горизонтальном положении;

на трубопровод не действует давление ветра и прочие нагрузки.

Как мы видим, здесь берутся идеальные условия, что, разумеется, делает конечные цифры весьма условными и приблизительными. Но такие расчёт всё равно позволяют снизить риск повреждений трубопровода при эксплуатации.

И ещё одно важное дополнение. При расчётах изменения трубопровода под воздействием тепла за основу берётся наибольшая температура перемещаемой воды или пара, а температура окружающей среды, наоборот, выставляется минимальная.

Сборка компенсаторов

Собирать компенсаторы необходимо на стенде или на абсолютно ровной твёрдой площадке, на которой удобно будет производить сварочные работы и подгонку. Начиная работы, нужно точно нанести ось будущего П- участка и установить контрольные маячки для элементов компенсатора.

После изготовления компенсаторов нужно также проверить их размеры - отклонение от намеченных линий должно не превышать четырёх миллиметров.

Место для П-образных компенсаторов обычно выбирается с правой стороны теплопровода (если смотреть от источника тепла к конечному пункту). Если же справа нет необходимого пространства, то возможно (но лишь в качестве исключения) устроить вылет для компенсатора слева, не меняя в целом расчётные габариты. При таком решении с внешней стороны будет находиться обратный трубопровод, и размеры его окажутся чуть больше тех, что требовались согласно предварительным вычислениям.

Пуск теплоносителя всегда создаёт в трубах из металлов значительное напряжение. Чтобы справиться с ним, П-образный компенсатор в процессе монтажа следует растянуть по максимуму – это увеличит его эффективность. Растяжку делают после установки и фиксации опор с обеих сторон от компенсатора. Трубопровод при растяжке в зонах его приваривания к опорам должен оставаться строго неподвижным. П-образные компенсаторы сегодня растягивают при помощи талей, домкратов и прочих подобных приспособлений. Величину предварительной растяжки компенсирующего элемента (или величину его сжатия) следует обязательно указать в паспорте на теплотрассу и проектных документах.

Если планируется расположение П-образных элементов группами на нескольких трубопроводах, идущих параллельно, то растяжку заменяют такой процедурой, как натяжка труб в «холодном» состоянии. Подобный вариант предполагает и особый порядок проведения монтажных процедур. В данном случае компенсатор прежде всего следует установить на опоры и сварить стыки.

Но при этом в одном из стыков должен остаться зазор, который будет соответствовать заданной растяжке П-компенсатора. Для того, чтобы избежать снижения компенсационной способности изделия и предотвратить перекосы, для натяжения следует воспользоваться стыком, который будет находиться от оси симметрии компенсатора на расстоянии от 20 до 40 трубных диаметров.

Установка опор

Особо стоит сказать об установке опор для П-компенсаторов. Их необходимо смонтировать так, чтобы трубопровод перемещался лишь вдоль продольной оси и никак иначе. В таком случае компенсатор примет на себя все возникающие продольные колебания.

Сегодня для одного П-компенсатора необходимо устанавливать не менее трёх качественных опор. Две из них следует располагать под теми участками компенсатора, которые состыкуются с основным трубопроводом (то есть под двумя вертикальными палочками буквы «П»). Допустимо также монтировать опоры на самом трубопроводе поблизости от компенсатора. Причём между краем опоры и сварным стыком должно быть хотя бы на полметра. Ещё одна опора создаётся под спинкой компенсатора (горизонтальной палочкой в букве «П»), как правило, на особой подвеске.

Если теплотрасса имеет уклон, то боковые части П-образных элементов должны располагаться строго по уровню (то бишь уклон должен соблюдаться). В большинстве случаев компенсаторы в виде буквы «П» устанавливаются горизонтально. Если же компенсатор устанавливается в вертикальном положении внизу обязательно должна быть организована соответствующая дренажная система.

Какие данные о компенсаторах нужно занести в паспорт теплотрассы?

По окончании монтажа П-образного компенсатора в паспорт теплопровода вносятся такие сведения:

технические параметры компенсатора, предприятие-изготовитель и год производства;

расстояние меж опорами, производимая компенсация и величина растяжения;

температура окружающей атмосферы в период, когда проводились работы, и дата установки.

Что касается, например, компенсирующей способности П-образного изделия, то она имеет чёткую зависимость от ширины, от радиуса изгибов и вылета.

На сегодняшний день применение компенсаторов П-образного типа или любого другого осуществляется в том случае, если вещество, проходящее через трубопровод, характеризуется температурой 200 градусов по Цельсию или выше, а также высоким давлением.

Общее описание компенсаторов

Металлические компенсаторы - это устройства, которые предназначены для того, чтобы скомпенсировать либо уравновесить влияние разнообразных факторов на работу трубопроводных систем. Другими словами, основное предназначение этого изделия - это обеспечить отсутствие повреждений трубы при транспортировке веществ по ней. Такие сети, обеспечивающие транспортировку рабочей среды, практически постоянно подвергаются таким негативным влияниям, как температурное расширение и давление, вибрации, а также оседание фундамента.

Именно для того, чтобы устранить эти дефекты, необходимо устанавливать гибкие элементы, которые стали называть компенсаторами. П-образный тип - это лишь один из многих видов, который применяется в этих целях.

Что представляют собой П-образные элементы

Сразу стоит отметить, что П-образный тип деталей - это наиболее простой вариант, который помогает решить проблему компенсации. Эта категория устройств имеет наиболее широкий диапазон применения по температурным показателям, а также по показателям давления. Для изготовления П-образных компенсаторов используется либо одна длинная труба, которую сгибают в нужных местах, либо прибегают к свариванию нескольких гнутых, крутоизогнутых или сварных отводов. Тут стоит отметить, что некоторые из трубопроводов необходимо периодически разбирать для очистки. Для таких случаев компенсаторы этого типа изготавливаются с присоединительными концами на фланцах.

Так как компенсатор П-образного типа является наиболее простой конструкцией, он имеет ряд определенных недостатков. К ним можно отнести большой расход труб для создания элемента, большие габариты, необходимость в монтаже дополнительных опор, а также наличие сварных соединений.

Требования компенсаторов и стоимость

Если рассматривать установку компенсаторов П-образного типа с точки зрения материальных средств, то наиболее невыгодным будет их монтаж в системах, имеющих большой диаметр. Расход труб и материальных средств на создание компенсатора будет слишком велик. Здесь можно сравнить данное оборудование с Действие и параметры этих элементов примерно одинаковые, а вот стоимость монтажа у П-образного примерно в два раза больше. Основная причина такого расхода денежных средств в том, что необходимо множество материалов для постройки, а также монтаж дополнительных опор.

Для того чтобы П-образный компенсатор смог полностью нейтрализовать давление на трубопровод, откуда бы оно ни исходило, необходимо монтировать такие приспособления в одной точке с разницей в 15-30 градусов. Данные параметры подходят лишь в том случае, если температура рабочего вещества внутри сети не будет превышать 180 градусов по Цельсию и не будет опускаться ниже 0. Только в этом случае и при таком монтаже устройство сможет компенсировать напряжение на трубопровод от подвижек грунта с любой точки.

Расчеты для установки

Расчет П-образного компенсатора заключается в том, чтобы выяснить, каких минимальных размеров устройства хватит на то, чтобы скомпенсировать давление на трубопровод. Для того чтобы проводить расчет, используют определенные программы, однако эту операцию можно выполнить даже через онлайн-приложения. Здесь главное - придерживаться определенных рекомендаций.

• Максимальное напряжение, которое рекомендуется принимать для спинки компенсатора, находится в пределах от 80 до 110 МПа.
• Также имеется такой показатель, как вылет компенсатора к наружному диаметру. Данный параметр рекомендуется принимать в пределах H/Dn=(10 - 40). При таких значениях необходимо учитывать, что 10Dn будет соответствовать трубопроводу с показателем 350DN, а 40Dn - трубопроводу с параметрами 15DN.
• Также при расчете П-образного компенсатора необходимо учитывать ширину устройства к его вылету. Оптимальными значениями считаются L/H=(1 - 1,5). Однако здесь допускается введение и других числовых параметров.
• Если при проведении расчета выходит так, что для данного трубопровода необходимо создавать слишком большой компенсатор этого типа, то рекомендуется подобрать другой вид устройства.

Ограничения при расчетах

Если расчеты проводит не опытный специалист, то лучше ознакомиться с некоторыми ограничениями, которые нельзя превышать при вычислениях или введении данных в программу. Для П-образного компенсатора из труб имеются следующие ограничения:

• Рабочее вещество может быть либо водой, либо паром.
• Сам по себе трубопровод должен быть выполнен только из стальной трубы.
• Максимальный температурный показатель для рабочей среды - 200 градусов по Цельсию.
• Максимальное давление, которое наблюдается в сети, не должно превышать 1,6 МПа (16 бар).
• Установка компенсатора может осуществляться лишь на горизонтальный тип трубопровода.
• Размеры П-образного компенсатора должны быть симметричными, а его плечи одинаковыми.
• Сеть трубопровода не должна испытывать дополнительных нагрузок (ветровых или любых других).

Установка устройств

Во-первых, располагать неподвижные опоры далее чем на 10DN от самого компенсатора не рекомендуется. Это обусловлено тем, что передача момента защемления опоры будет сильно снижать гибкость конструкции.

Во-вторых, настоятельно рекомендуется разбивать участки от неподвижной опоры до П-образного компенсатора одинаковой длины, на протяжении всей сети. Также здесь важно отметить, что смещение места установки приспособления от центра трубопровода к одному из его краев увеличит силу упругой деформации, а также напряжения примерно на 20-40% от тех значений, которые можно получить, если монтировать конструкцию посредине.

В-третьих, для того чтобы сильнее увеличить компенсирующую способность, используется растяжка П-образных компенсаторов. В момент установки конструкция будет испытывать изгибающуюся нагрузку, а при нагреве будет принимать ненапряженное состояние. Когда температура достигнет максимального значения, то и устройство придет снова в напряжение. На основе этого, был предложен способ растягивания. Предварительная работа заключается в том, чтобы растянуть компенсатор на величину, которая будет равна половине теплового удлинения трубопровода.

Плюсы и минусы конструкции

Если говорить в общем об этой конструкции, то можно с уверенностью сказать, что она обладает такими положительными качествами, как простота в производстве, высокая способность компенсации, отсутствие необходимости в обслуживании, усилия, которые передаются на опоры, незначительные. Однако среди явных недостатков выделяются следующие: большой расход материала и большое количество пространства, занимаемого конструкцией, высокий показатель гидравлического сопротивления.