Теплообменник для подогрева сырой воды

Ферингер Классика рублей 9.

Теплообменник для подогрева сырой воды Кожухотрубный теплообменник Alfa Laval VLR7x28/114-6,0 Ачинск

Установка по промывке пластинчатых теплообменников теплообменник для подогрева сырой воды

Время выдержки сосудов 10 мин с толщиной стенок сосуда до 50 мм и 20 мин свыше 50мм. Технологические режимы эксплуатации нефтяных скважин. Меры по предотвращению обводнению скважины: Контроль загазованности воздушной среды. Приборы для замера загазованности. Для определения загазованности воздуха устанавливаются газоиндикаторы предназначены для определения содержания газа в воздухе и сигнализаторы.

Действие основано на определении входного эффекта сгорания газа и паров конденсата на каталитически активной платиновой спирали. Тепловой эффект зависящий от конденсации газа в анализируемой смеси определяется по изменению электрического сопротивления платиновой нити.

Принцип действия основан на явлении интерференции однородных световых лучей. С их помощью измеряют смещение интерферационного спектра, возникающего при изменении плотности загазованного воздуха, который находиться на пути одного из двух световых лучей. Не имеют нагреваемых частей или контактов, которые могут искриться. Поэтому можно использовать в загазованном помещении.

Порядок производства работ в охранной зоне. После приёма в эксплуатацию газопровода организация должна в месячный срок проконтролировать нанесение на карты землеустройства границы охранной зоны и фактическое положение газопровода с обязательным составлением двустороннего акта. В процессе эксплуатации газопровода, эксплуатирующая организация не реже одного раза в три года проверяет правильность нанесения трасс газопровода на районных картах.

Трассу магистрального газопровода в пределах 3-х метров от оси крайнего трубопровода в каждую сторону между ниткой необходимо расчищать от кустарников и другой растительности и содержать в противопожарной безопасности. Если трубопровод проложен в одну нитку, то ширина охранной зоны составляет 6 метров. Комплексы подземного оборудования предназначены для эксплуатации в условиях: Комплексы подземного оборудования обеспечивают защиту от коррозии, предотвращают заколонное газопроявление и открытое фонтанирование.

Направление — предохраняет от размыва рыхлых пород вблизи устья скважины. Кондуктор — перекрывает и изолирует трещиноватые пласты, встречающиеся в верхней части разреза скважины. Эксплуатационная колонна — для эксплуатации газовой скважины. Фонтанная труба НКТ — насосно-компрессорная труба — по ней газ движется из пласта на поверхность устье.

Фильтр предназначен для фильтрации твёрдых частиц горных пород пласта на забое. Цементный башмак крестовик на забое, служащий для недопущения оседания НКТ. Клапаны — циркулирующий создаёт циркуляцию между внутренней полостью фонтанной трубы и затрубным пространством , ингибиторный служит для подачи ингибитора во внутреннюю полость фонтанной трубы и аварийного глушения.

Подземное оборудование служит для: Скважина в зависимости от характеристики продуктивных пластов может быть оборудована забоями: В сепараторе газ очищается от капельной влаги и механических примесей. Предназначены для измерения давления, температуры и расхода. Данные приборы используются только в комплекте с датчиками.

По принципу действия бывают: Оказание первой помощи при отравлениях. Если в сознании — дать понюхать нашатырный спирт, выпить крепкого чая или кофе молоко , следить, чтобы не заснул. Если отравление произошло раздражающим газом хлор, фосген, окись азота, аммиак — искусственное дыхание делать нельзя! Режимы работы нефтяных пластов. Под режимом работы нефтяных залежей понимают характер проявления движущих сил взамен, обеспечивающих продвижение нефти в пластах к забоям эксплуатационных скважин.

Знать режимы работы необходимо для проектирования рациональной системы разработки месторождения и эффективного использования пластовой энергии с целью максимального извлечения нефти и газа из недр. Приток в залежи обуславливается: Выделяют следующие виды работы нефтяных пластов: Основная движущая сила — напор краевых или подошвенных вод.

Отбираемый из залежи V н , полностью компенсируется пластовой водой, поступающей из законтурной зоны. Основная движущая сила — упругое расширение жидкости и горных пород при снижении Р пл. Неполная компенсация отобранной нефти законтурными пластовыми водами. Основная движущая сила — напор газа, находящегося в газовой шапке и увеличение его объёма.

Режим проявляется в перемещении газонефтяного контакта вниз. Выработка идёт от центра к периферии. Необходимо следить, чтобы скорость капиллярной пропитки соответствовала темпу отбора, воизбежание прорыва газа. Газ из растворенного состояния выходит в свободное и расширяясь вытесняет нефть. По мере отбора жидкости пластовое давление уменьшается, пузырьки газа увеличиваются в объеме и движутся к зонам наименьшего давления, то есть к забоям скважин, увлекая с собой и нефть.

Основная движущая сила собственная сила тяжести нефти. В природных условиях в чистом виде этот режим почти не встречается, обычно это продолжение режима растворённого газа. Нефть перемещается в пониженные участки пласта. Пологозалегающие пласты, дегазированная нефть ниже кровли пласта, коллектор имеет низкие ФЕС, перф-ся нижние интервалы пласта.

Дебиты минимальны но стабильны. Запасы пластовой энергии расходуются на преодоление сил вязкостного трения при перемещении жидкостей и газов сквозь породу к забоям скважин на преодоление капиллярных и адгезионных сил. Режимы работы нефтяных пластов при поддержке пластового давления. При вводе в пласт дополнительной энергии пластовое давление и вместе с этим отбор жидкости из пласта можно изменять в широких пределах.

Отличается от первого тем, что на части м-я давление снижается ниже P нас , что приводит к выделению свободного газа. Характер проявления режима и его эффективность зависят от того насколько P пл было снижено ниже P нас. Для вытеснения одного и того же объёма нефти требуется тем больше газа, чем больше было снижено давление при предварительном истощении пласта.

Может применяться на любой стадии разработки. Основное условие создание такого давления, при котором нефть начинает растворяться в сжатом газе в неограниченыхых количествах. Внутри корпуса аппарата установлен сетчатый патрон, смонтированный из стальных стоек и обтянутый металлической сеткой. Внутри патрона проходит перфорированная труба, покрытая также металлической сеткой.

Адсорбент загружается в пространство между трубой и сеткой патрона. В качестве адсорбента для осушки импульсного газа используется гранулированный силикагель. Количество силикагеля, загружаемого в адсорбер, составляет кг. Газ в адсорбер поступает через штуцер входа газа. Перфорированная труба соединяется со штуцером выхода газа.

Адсорбер имеет штуцер выхода конденсата и люк-крышку с пробкой-воздушником. Люк-крышка адсорбера служит для загрузки и выгрузки адсорбента. Адсорбер работает следующим образом: При прохождении сырого газа через слой адсорбента происходит поглощение адсорбция водяных паров и частично газового конденсата.

Осушенный газ через сетку, отверстия в трубе окна поступает в трубу и через штуцер выхода из адсорбера направляется в коллектор импульсного газа. Конденсат из нижней части адсорбера периодически удаляется в канализацию по дренажной линии через штуцер выхода конденсата. Со скважин по шлейфам газ поступает в сепараторы, в которых он очищается от механических примесей и капельной влаги воды и конденсата.

От туда газ уходит па коллектору осушенного газа в межпромысловый коллектор. Меры безопасности при работе с ним. Метанол — это ЯД!!! Метиловый спирт — СН 2 ОН. Бесцветная прозрачная жидкость по запаху и вкусу напоминает винный этиловый спирт. При испарении — взрывоопасен. Метанол действует на нервную и сосудистую систему. В организм человека может проникнуть как через дыхательные пути, так и даже через неповрежденную кожу.

Особо опасен прием метанола внутрь. Режимы работы газовых и газоконденсатных пластов. Основным источником энергии является давление, создаваемое расширяющимся газом. Упругий режим связан с упругими силами воды и породы. Жёсткий режим связан с наличием активных пластовых вод, которые в процессе разработки и эксплуатации месторождения постепенно внедряется в газовую залежь.

При этом происходит поднятие ГВК. Эксплуатация скважин при условии гидратообразования в стволе. Признаком образования гидрата в скважине является снижение устьевого давления и дебита скважины. Одним из методов предотвращения гидратообразования в скважины является теплоизоляция.

Действие основано на использовании явления линейного расширения двух тел с различным температурным коэффициентом. Чувствительный элемент — отрезок проволки или ленты навитой на изоляционный материал. Под действием t изменяется электросопротивление навитой проволки. Чем выше t, тем ниже сопротивление. Действия персонала при загазованности в технологическом цехе.

С применением ПДУ-3 определить место пропуска газа; -оценить обстановку; -при необходимости остановить ТН аппарат, другие линии ; -проветрить цех с помощью вытяжной вентиляции; -не дать образоваться взрывоопасной смеси в воздухе; -если визуально и на слух нельзя определить место пропуска газа применить прибор СГГ Технология подготовки УВ, наземная инфраструктура.

Наземная инфраструктура месторождений включает в себя устьевое оборудование скважин. Обустройства месторождения и развитие инфраструктуры одно из самых финансово затратных мероприятий по разработки и эксплуатации месторождения. Объясняется тем, что при обустройстве месторождения и выборе установленного оборудования упор делается на высокое качество исполняемых материалов.

И как следствие идет к большим финансовым затратам. При обустройстве месторождения важную роль играет надежность и прочность устанавливаемого оборудования. Это объясняется рядом физических факторов как внутренних высокое р, t коррозионные элементы, так и внешних низких t окр. Одним из методов предотвращений гидратообразования соли является установка теплоизоляции.

Требования, предъявляемые к манометрам. Манометры не допускаются к применению если отсутствует пломба или клеймо, просрочен ГОСТ проверки, стрелка не возвращается к нулевому показателю шкалы, при её отключении, разбито стекло, или имеются повреждения, которые могут отразиться на правильности его показаний. Понятие ПДК вредных веществ, их характеристика. Предельно допустимая концентрация ПДК — это концентрация вредных веществ в воздухе, которая при ежедневной работе в течении всего рабочего стажа не может вызвать заболевания, отклонения в состоянии здоровья.

По степени воздействия на человеческий организм вредные вещества в промышленности подразделяются на 4 класса опасности: При отнесении вещества к тому или иному классу опасности учитывается так же средняя смертельная доза при попадании в желудок, при вдыхании и т. Конденсат в жидком состоянии находясь в пласте перекрывает поры и трещины, таким образом уменьшает проницаемость газа.

Нестабильный конденсат — это конденсат, содержащий в своём составе газ. При прохождении сырого газа через слой адсорбента происходит поглощение адсорбация водяных паров и частично газового конденсата. Контрольно-измерительные приборы, устанавливаемые на сосудах, работающих под давлением. Сосуды, работающие под давлением.

К таким сосудам относятся: Конструкция сосудов должна быть надёжной, обеспечивать безопасность при эксплуатации и предусматривать возможность полного опорожнения, очистки, осмотра и ремонта сосудов. Устройства, препятствующие наружному и внутреннему осмотру сосудов змеевики, тарелки, перегородки и др должны быть съёмными.

Систематический контроль чистоты поверхности аппаратов и осуществление их периодической очистки в оптимальные сроки имеют большое значение для эффективной эксплуатации теплообменных аппаратов. Затраты, связанные с проведением очистки, складываются из потерь от недовыработки мощности на турбине в периоды очистки, затрат на замыкающую электроэнергию в период чистки и собственно затрат на очистку трубок конденсатора и составляют.

Выигрыш от работы при более чистой поверхности конденсатора В экон составит в рублях. Изменение давления удобно выразить в относительных единицах через темп изменения давления:. Полученным выражением для определения оптимального срока очистки конденсатора рекомендуется пользоваться в период непрерывной эксплуатации турбоагрегата. В тех случаях, когда представляется возможным во время ремонта либо останова турбоагрегата провести очистку конденсатора без дополнительных потерь, кроме собственно затрат на очистку, оправданы отступления от периодичности, определяемой приведенным выше выражением.

Чистота поверхности трубных пучков подогревателей сетевой воды является одним из основных факторов, определяющих эффективность работы аппаратов в условиях эксплуатации. Расчетный коэффициент теплопередачи определяется как сумма термических сопротивлений по формуле 1. Более низкие значения свидетельствуют о неудовлетворительном состоянии поверхности нагрева подогревателя.

Достоинством приведенной методики контроля состояния поверхности теплообмена сетевых подогревателей является ее простота, однако, для полноты информации необходимо дополнить определение величины коэффициента чистоты расчетом потери экономичности работы турбоустановки в целом.

Основной особенностью установки для подогрева сетевой воды теплофикационных турбин , состоящей из двух последовательно включенных по воде сетевых подогревателей, является ее прямая взаимосвязь с турбиной, как с точки зрения режимов работы, так и экономичности всей турбоустановки. Вывод установки подогрева сетевой воды из эксплуатации для очистки влечет за собой затраты, величина и структура которых зависит как от продолжительности очистки, так и от способа ее организации.

При расчете окончательной стоимости проведения очистки могут быть уточнены и другие факторы расход электроэнергии на очистку, стоимость реактивов, заработная плата персонала и т. С другой стороны, в результате восстановления чистоты поверхности теплообмена может быть получена экономия, за счет которой окупятся затраты, произведенные во время очистки. Расходы и теплосодержания потоков пара и воды определяются с привлечением данных испытаний, проведенных в конкретных условиях эксплуатации турбоагрегата.

Экономия, полученная от восстановления чистоты поверхности теплообмена может быть рассчитана по выражению. Опыт многолетней эксплуатации теплообменных аппаратов, установленных в тепловых схемах отечественных паровых турбин, выявил целый ряд характерных дефектов.

Недостаточная жесткость закрепления трубок в трубных пучках из-за относительно больших свободных пролетов между перегородками, а также значительных положительных допусков на отверстия в промежуточных перегородках приводит к тому, что при больших скоростях и неравномерном распределении парового потока возникает вибрация трубок. Истирание поверхности трубок иногда отмечается на четырех-шести их образующих, что указывает на изменяющиеся условия колебаний вибрации и поочередное соприкосновение середин больших пролетов трубки с соседними трубками.

Пониженная жесткость гибов U-образных или П-образных трубок также приводит к значительному взаимному истиранию. Износ гибов трубок происходит вследствие соприкосновения трубок друг с другом, трения об ограждающие листы кожуха и демпфирующей вставки, расположенной между гибами трубок для повышения их жесткости. Наибольшему износу подвержены входные участки трубок в зоне последнего хода воды. В ПВД имеет место коррозионно-эрозионный износ входных участков змеевиков, а также наружной и внутренней их поверхности, что дает наибольший процент отключений ПВД.

Несвоевременное отключение подогревателя при повреждении одной-двух трубок приводит к тому, что истекающая с большой скоростью струя воды вызывает эрозионное разрушение соседних трубок. Разрыв трубки в зоне встроенного охладителя пара, как правило, не приводит к эрозионному разрушению струей воды соседних трубок, так как вытекающая из разрушенной трубки вода вскипает.

Однако увеличение объема пара и его скорости в зоне охладителя приводит к возникновению опасной вибрации трубок, как в отдельных зонах, так и во всем пучке в целом. Возникновение опасных для надежности трубных пучков скоростей пара может произойти из-за тепловой перегрузки при выводе в ремонт одного или двух предшествующих по ходу воды подогревателей ПНД, ПВД. Эрозионный износ внутренней стенки корпуса подогревателя ПНД, ПВД, ПСВ возникает вследствие воздействия части потока греющего пара, движущегося с большой скоростью в зазоре между корпусом подогревателя и трубным пучком.

Разрушение чаще всего начинается в местах с минимальным зазором между корпусом подогревателя и крайними трубками, то есть там, где скорости пара максимальные. Высокие скорости пара на входе в трубный пучок во многих типах подогревателей вызывают эрозионное разрушение первой направляющей перегородки.

Обычно разрушается край перегородки, при этом зона повреждения захватывает два-три первых ряда отверстий. Все вместе взятое приводит к местным нарушениям жесткости трубного пучка и увеличению амплитуды вибрации трубок в этих зонах. Эрозионное повреждение швеллеров и труб каркаса трубной системы ПНД и ПСВ происходит из-за воздействия потока влажного пара при его движении в нижнюю часть подогревателя через зазор между швеллерами и корпусом.

В ряде случаев имеет место потеря герметичности трубного пучка аппаратов вследствие размыва пробок, отглушающих поврежденные трубки. Обычно в качестве заглушек применяются стальные конические пробки. Причиной такого разрушения пробки является, как правило, неудачный выбор соотношения между большим и меньшим диаметром пробки и ее длиной.

В ряде случаев в целях профилактики повреждений производится отглушение неповрежденных трубок. Такие трубки при отсутствии в них воды могут быть смяты наружным динамическим напором, а при наличии воды в них могут быть разорваны возникающим при нагреве внутренним давлением. В обоих случаях трубки меняют свое пространственное положение по отношению к проектному, что при появлении даже незначительной вибрации приводит к разрушению соседних трубок.

Значительный недогрев воды в вакуумных ПНД, работающих при давлении пара ниже барометрического, часто является следствием неудовлетворительной работы системы отвода неконденсирующихся газов воздуха. Для их отвода из корпусов ПНД различными проектами предусматривается: Объединение трубопроводов отвода паровоздушной смеси из вакуумных подогревателей с аналогичными линиями от подогревателей сетевой воды, подогревателей химически очищенной воды и др.

При каскадной схеме отвода паровоздушной смеси из одного подогревателя в другой условия для ее нормального удаления из последнего подогревателя ухудшаются. Нормальный режим работы вакуумных подогревателей ПНД, СП может нарушаться из-за подвода пара от уплотнений турбины в трубопроводы греющего пара этих подогревателей. В эти же трубопроводы иногда осуществляется сброс пара из расширительных баков.

Воздух этих дополнительных потоков поступает к поверхностям нагрева подогревателей и резко ухудшает теплообмен. В ПВД камерного типа часто имеют место повреждения в водяных камерах. Здесь наряду с эрозией разделительной перегородки часто встречаются трещины в сварных швах, соединяющих водяную камеру с трубной доской и штуцерами, трубную доску и корпус, и т. При эксплуатации теплообменного оборудования могут возникнуть неисправности, вызванные различными причинами и приводящие к нарушению режима работы турбоустановки в целом.

Основные возможные неисправности работы теплообменного оборудования турбоустановки приведены в табл. Неисправности теплообменного оборудования и способы их устранения. Загрязнение конденсаторных трубок проверяется визуально осмотром трубок в отключенной по воде половине конденсатора, а также оценивается расчетом коэффициента чистоты.

Проверить и наладить режим обработки воды. Провести очистку трубок принятым на электростанции способом. Повышенные присосы воздуха в вакуумную систему. Пароструйные эжекторы работают на перегрузочной крутой ветви своей характеристики. Залив нижних рядов трубок конденсатом из-за неисправности регулятора уровня конденсата.

Провести поиски мест присосов в вакуумной части установки и устранить неисправности. Исправить регулятор уровня конденсата в конденсаторе и наладить его работу. Ухудшение работы воздухоудаляющих устройств из-за недостаточного давления рабочей среды пара, воды перед ними. Наличие подпора на сливной линии конденсатора из-за неполного открытия сливной задвижки затвора или скопления воздуха в верхней части сливной камеры.

Проверить открытие задвижки затвора на сливной линии открыть полностью. Включить в работу эжекторы циркуляционной системы восстановить сифон. Проверить состояние сопл брызгального бассейна. Износ рабочих колес, засорение каналов колес и направляющих аппаратов, подсос воздуха через уплотнения вала циркуляционных насосов. Водоструйный пароструйный эжектор при пуске турбины не создает требуемого разрежения в конденсаторе.

Водоструйный пароструйный эжектор при работе турбины не поддерживает необходимое разрежение в конденсаторе. Проверить работу насоса подачу пара. Отключить эжектор и очистить водяные паровые сетки и сопла. Неэффективное анкерное крепление, допускающее большой прогиб трубных досок что может быть не обнаружено при гидравлических испытаниях.

Разрывы трубок напротив патрубка входа пара или в местах расположения поперечных перегородок. Эрозия разрушение трубок от ударов паровой струи и истирание их о перегородки вследствие вибрации и температурных удлинений. Правильно сконструировать пароотбойный щит, позволяющий выдерживать динамические нагрузки от парового потока и компенсировать термические напряжения.

Разрывы потока при быстром включении и выключении сетевой воды, парообразование в трубопроводах при недостаточном давлении сетевой воды. Обеспечить возможность продувки трубопроводов, медленно включать и выключать линии и проверять соответствие температуры воды ее допускаемому давлению.

Проверить достаточность открытия вентиля на линии выпара. В случае утилизации теплоты выпара в схеме блока направить его в атмосферу. Если содержание кислорода в деаэрированной воде соответствует норме, оставить открытым выпар в атмосферу. Если содержание кислорода не уменьшается, искать другие причины неудовлетворительной работы деаэратора.

Высокое содержание кислорода в основном конденсате, поступающем в деаэрационную колонку, а также в конденсате и дренажах, направленных в бак-аккумулятор. Проверить правильность выполнения химических анализов; правильность отбора пробы, ее температуру, расход, отсутствие пузырьков воздуха; герметичность трубной системы охладителя пробы.

Неудовлетворительная вентиляция деаэрационной колонки при заданном значении давления в деаэраторе:. Снизить температуру основного конденсата открытием байпаса последнего ПНД либо прикрытием паровой задвижки к нему. Повысить давление в источнике греющего пара. При необходимости перейти на питание от более высокого отбора или от коллектора собственных нужд.

Тепловая перегрузка деаэратора большая разность температур насыщения в деаэраторе и поступающего конденсата:. Использовать пусковой подогреватель, если он имеется в системе, уменьшить расход питательной воды;. Повысить температуру поступающего конденсата. Если это невозможно ПНД в ремонте , то следует разгрузить блок или работать с пониженным давлением в деаэраторе.

Неравномерная подача основного конденсата, вызванная неустойчивой работой регулятора уровня в конденсаторе. Проверить работу регулятора уровня в конденсаторе, при необходимости перейти на работу по байпасу клапана. Большая скорость изменения нагрузки блока в нестационарных процессах при работе деаэратора по скользящему графику давления. Уменьшить скорость повышения или понижения нагрузки блока или работать с номинальным давлением в деаэраторе.

Если режимными мероприятиями не удается снизить содержание кислорода в деаэрированной воде, провести экспресс-испытание деаэратора. По результатам испытаний решить вопрос о необходимости вывода деаэратора в ремонт или его реконструкции. Отключить маслоохладитель с засоренной трубной доской. Сообщить оператору БЩУ об отключении маслоохладителя и включении резервного.

Прикрыть задвижку на сливе охлаждающей воды. Открыть вентиль воздушника из верхней водяной камеры маслоохладителя и зарядить сифон. Закрыть воздушник и прикрыть задвижку на сливе охлаждающей воды. Проверить закрытие задвижки аварийного слива масла. Поочередно проверить герметичность маслоохладителей.

Долить масло в главный маслобак. Каждый теплообменный аппарат в соответствии со своим местом в цикле и схеме ГТУ, типом конструкции, видом теплоносителей, необходимостью и возможностью управления им, местом размещения в помещении или вне его имеет, естественно, и свои особенности в эксплуатационном поведении, в эксплуатационной надежности, во влиянии на надежность и экономичность эксплуатации ГТУ в целом.

Порядок эксплуатации турбоустановок и, в числе другого их оборудования, теплообменных аппаратов определяется отраслевыми нормативными документами. Инструкции для ряда конкретных систем и видов оборудования собраны в сборники. Регенераторы, как теплообменники, прямо включенные в цикл по обоим теплоносителям, не могут управляться отдельно от ГТУ и собственных органов регулирования не имеют.

Как орган управления тепловым состоянием регенератора для предотвращения термоусталостных повреждений при пуске газотурбинной установки может рассматриваться система подогрева регенератора. Из-за сложности таких устройств указанные проблемы должны решаться еще на стадии проектирования регенератора путем выбора метода компенсации взаимных тепловых перемещений корпуса и трубного пучка например с помощью линзового компенсатора , а также анализа температурных полей и напряжений в деталях на переходных режимах пуски, остановы.

В эксплуатации важно поддержание исправного состояния и правильной работы системы опорных лап регенератора, опор газоходов и воздуховодов для обеспечения свободы термического перемещения этих элементов схемы ГТУ и отсутствия их силового воздействия на соединенные с ними турбомашины. В опорах должна сохраняться подвижность и необходимые зазоры в установочных шайбах дистанционных болтов.

Наличие регенераторов как мощных тепловых аккумуляторов в составе ГТУ благотворно влияет на теплонапряженное состояние критических деталей лопаток и дисков на переходных эксплуатационных режимах, в частности при погасании факела в камере сгорания, так как регенератор сглаживает скачки температуры газа при сбросе и набросе топлива, впрочем, эти явления управляются также системой регулирования ГТУ с помощью ограничителя приемистости.

Так, при внезапной остановке ГТУ необходимо сократить длительность выбега роторов, в то время как накопленное в объемах регенератора и его подводящих и отводящих трубопроводов сжатое рабочее тело продолжает вырабатывать в турбинах мощность, используя аккумулированную регенератором теплоту.

Поэтому в конструкции регенеративных ГТУ имеются сбросные выпускные воздушные клапаны, через которые при указанной ситуации сбрасывается в атмосферу воздух из воздуховода, соединяющего цикловой компрессор и регенератор. Рост термического сопротивления поверхностей теплообмена связан с загрязнением их отложениями продуктов коррозии, пыли, песка, сажи.

Последнее особенно характерно для ГТУ, работающих на жидком топливе, при пусках из холодного состояния с большими избытками воздуха. Для предотвращения образования отложений на газовой стороне применялись сажеобдувочные устройства и промывка водой, что весьма затруднительно при движении газов в межтрубном пространстве. Конструкция регенератора должна исключать наличие карманов в полостях на стороне продуктов сгорания, где могли бы накапливаться в больших количествах такие отложения.

Причинами отклонений тепловых показателей регенератора от проектных величин во время эксплуатации могут быть также потери теплоты в окружающую среду при нарушениях теплоизоляции и неравномерности фактического распределения теплоносителей по сечениям трактов. Первое устраняется очевидными ремонтными действиями и выбором атмосферостойкого типа теплоизоляции, второе же гораздо сложнее и при проектировании регенератора требует тщательного анализа структуры течения теплоносителей в нем, учета, например, протечек через зазоры в промежуточных перегородках, выявления и устранения теневых, застойных и отрывных зон и т.

Наконец, в реальной ГТУ может возникать проблема неодинакового распределения расходов теплоносителей продуктов сгорания, поступающих от турбины, и воздуха от компрессора между секциями регенератора. Первая зависимость напоминает ранее обсуждавшийся энергетический коэффициент, однако, хотя методологически такой подход верен, неясна возможность его реализации, поскольку в эксплуатационных условиях весьма затруднительна организация точных замеров расходов воздуха и продуктов сгорания.

Все перечисленные методы требуют остановки ГТУ и глушения секций регенератора. Размеры и пропускная способность щелей могут существенно отличаться в рабочем и нерабочем состоянии, к тому же эти параметры вообще трудно определить. Этих недостатков лишен метод определения на работающей ГТУ протечек воздуха из воздушного тракта в газовый по сопоставлению содержания кислорода в продуктах сгорания до регенератора и после него, которые различаются вследствие примешивания протечек чистого воздуха [67].

Для надежной работы воздухоохладителей необходим сбор капель влаги с помощью сепараторов и периодическая продувка конденсатосборника. Механическая чистка отложений внутри трубок щетками, шарошками и т. Регулирование режима воздухоохладителей возможно путем различного включения секций по воде: При эксплуатации маслосистем ГТУ, как и маслосистем ПТУ, должен выполняться ряд мер по обеспечению требуемых физико-химических свойств турбинного масла, удовлетворению требований безопасности и экономичности:.

Эксплуатация водяных маслоохладителей тесно связана с работой систем оборотного водоснабжения и градирен. При циркуляции воды в открытой оборотной системе происходит повышение ее жесткости и насыщение кислородом. Первое создает опасность возникновения отложений на внутренних поверхностях трубок маслоохладителей, а второе повышает коррозионную активность воды. Вода и трубопроводы системы, как уже было сказано, подвергаются ряду химических обработок: При эксплуатации градирен, оснащенных вентиляторами, должны контролироваться вибрации и посторонний шум на вентиляторе, температура его подшипников и уровень масла в корпусе редуктора.

Важен контроль состояния циркуляционных насосов и уровня воды в бассейне для предотвращения срыва на всасывании насосов при попадании воздуха во всасывающую трубу. Как уже отмечалось ранее, в современных ГТУ преимущественно применяются воздушные системы маслоохлаждения, в том числе с промежуточным теплоносителем, при которых проблемы оборотного водоснабжения исчезают. Целесообразная последовательность применения этих воздействий должна вырабатываться, исходя из минимизации расхода электроэнергии.

Схемы подключения утилизаторов, требуемое оборудование, арматура и некоторые вопросы управления утилизационными установками описаны ранее в гл. Меняются также и внутренние параметры теплоносителей, в частности, скорости их течения по трактам. Одновременно изменяется температурное и напряженное состояние деталей теплообменников. Причины возникновения переменных режимов различаются для разных видов теплообменников и разных эксплуатационных ситуаций и состояний:.

Следует различать статические и динамические переменные режимы. Эти режимы наиболее опасны с точки зрения термопрочности, так как они сопровождаются наибольшими градиентами температур в деталях теплообменников, что ведет к быстрому исчерпанию их ресурса. Из графиков видно, что расходы теплоносителей, их давления и температуры на входе в регенератор меняются согласованно, в высоком темпе и довольно сложным образом.

Изменение входных параметров теплоносителей регенератора при пуске и нормальном останове ГТУ. При рассмотрении переменных режимов считается, что конструкция аппарата в основном не меняется, за исключением ряда отмеченных выше ситуаций. Исследование переменного режима теплообменников может выполняться разными способами, выбор которых зависит от целей анализа. Если рассматривается переменный режим установки в целом и исследование ведется не методом малых отклонений, то целесообразно иметь частные, простые в использовании зависимости, позволяющие выполнять быстрые оценки изменений характеристик аппарата.

Из этого перечня видно, что при построении формулы отражены практически все важные взаимосвязи в теплообменном аппарате. В этой зависимости представлены главные факторы, определяющие изменение степени регенерации на переменном режиме. Формула компактна, внутренние структуры безразмерны, то есть имеют свойства параметров подобия.

Отметим, что это же с точностью до знаков воздействия следует из представленной в разделе 6. Формула пригодна для расчетов при изменении режима от номинального до нулевого. Действительно, при стремлении отношений в скобках к единице, т. Это показывает логическую верность формулы. Это режим остановленной ГТУ и, естественно, неработающего регенератора.

Для промежуточных режимов это означает, что при снижении нагрузки ГТУ степень регенерации в регенераторе возрастает. Характер изменения степени регенерации показывает, что в указанных ситуациях доля возвращаемой в цикл теплоты возрастает, тем самым частично компенсируется падение КПД цикла вследствие падения КПД турбомашин при работе на режимах, отличающихся от номинального.

Регенеративная схема ГТУ оказывается выгодной еще и с этой точки зрения. С этим обстоятельством связано весьма важное практическое следствие: Сходным образом могут быть построены и проанализированы подобные зависимости и для других теплообменников ГТУ [68]. Вывод конечных формул типа приведенной выше возможен при существенных упрощениях и допущениях, например, при отсутствии учета изменения характера и закономерностей теплообмена при смене режимов течения теплоносителей с турбулентного на ламинарный при очень малых расходах.

Учет же всех этих обстоятельств, однако, сделает невозможным построение простой и наглядной формулы. Кроме того, в рассмотренной формуле не отражены связи режимных параметров теплообменника с конструктивными. Попытка учета еще и гидравлических характеристик приведет если удастся к появлению громоздких формул, аналогичных использованной при расчете пластинчатого регенератора в разделе 6.

Более широкие возможности предоставляет метод малых отклонений при наличии базы коэффициентов влияния для внутренних взаимосвязей параметров теплообменника по примеру табл. Метод малых отклонений применительно к переменному режиму теплообменного аппарата будет рассмотрен далее. Модель переменного режима системы с прямым воздушным охлаждением масла состоит из двух подсистем—тепловой и гидравлической.

Тепловая подсистема строится для теплообменника АВО и состоит из уравнения теплового баланса масляной и воздушной сторон, уравнения теплопередачи, метода расчета температурного напора, методов расчета теплоотдачи масла и воздуха, метода описания теплофизических свойств обоих теплоносителей.

В подсистему включается описание конструкции теплообменника, как определяющей проходные сечения трактов, то есть скорости теплоносителей. Ясно, что такой комплекс разнородных зависимостей будет описываться нелинейной системой уравнений. Эта зависимость может быть выражена в табличной, графической см. Полученная зависимость также выражается в табличной, графической см.

Такой принцип можно назвать принципом баланса гидравлических потерь в сети и напора побудителя расхода. Функциональные зависимости модели переменного режима системы воздушного маслоохлаждения. Гидравлическая подсистема модели состоит из расчета потерь давления при течении в межтрубном пространстве трубного пучка теплообменника АВО, учитывающего местные и линейные сопротивления; особо важной является эмпирическая зависимость для коэффициента гидравлического сопротивления при обтекании труб.

В подсистему должно входить описание конструкции воздушного тракта: Последнее можно отобразить на зависимости потерь давления в тракте от расхода воздуха в виде дополнительных линий при разных положениях жалюзи. При этом должен быть учтен КПД вентилятора в соответствии с найденной ранее рабочей точкой.

На основе такой модели можно будет решать задачи управления системой, в том числе и задачу минимизации энергозатрат. Модель может быть усложнена введением байпасирования масла мимо теплообменника для учета обычно имеющегося в системе маслоохлаждения клапана перепуска. Принципы построения такой модели точно такие же, как и уже рассмотренные.

Из изложенного ясно, что методика построения моделей переменного режима на основе балансов теплоты теплоносителей и принципа совмещения гидравлических характеристик трактов теплообменников с характеристиками побудителей расходов теплоносителей универсальна и пригодна практически для любых теплообменных аппаратов.

Рассмотрим последовательность аналитического построения системы коэффициентов влияния для теплообменника, пригодной для анализа его переменного режима [9]. В первую очередь должна быть построена модель основных связей для процессов в теплообменнике и их параметров. При этом необходимо принять разумные упрощения и ограничения для облегчения дальнейших аналитических преобразований.

Воспользуемся выражением для поверочного расчета теплопроизводительности теплообменника, которое верно в случае относительно небольших изменений температур теплоносителей вдоль поверхности теплообмена [1],. Приведем связи скоростей теплоносителей с проходными сечениями их трактов: Полная модель теплообменника должна включать выражения для вычисления теплофизических свойств теплоносителей плотности, вязкости, теплопроводности в зависимости от температуры и давления и методику определения гидравлических потерь по трактам.

В дальнейших выкладках, носящих демонстрационный характер, для их сокращения будем принимать теплофизические свойства теплоносителей постоянными, что допустимо лишь в определенной степени даже при малых изменениях режима относительно номинального. Введем следующую систему взаимосвязей между малыми изменениями параметров теплообменника на переменных режимах.

Полученная система состоит из совокупности линейных взаимосвязей между аргументами и функциями, поэтому она достаточно легко обозрима, доступна анализу и преобразованиям простыми алгебраическими приемами. Перестроим систему, выделяя наиболее важные взаимосвязи, исключая промежуточные и доводя их до связей со входными параметрами-аргументами переменного режима.

Покажем на примере коэффициента K 1 методику построения выражений для коэффициентов влияния. Отметим полезные связи между коэффициентами влияния, обеспечивающие контроль расчетов и несколько уменьшающие их объем. Совокупность вышеприведенных связей малых изменений параметров-функций с малыми изменениями параметров-аргументов и выражений для коэффициентов влияния представляет модель теплообменника в малых отклонениях для анализа его переменного режима.

Применение метода малых отклонений к анализу переменного режима. Проанализируем методом малых отклонений переменный режим секции трубчатого регенератора ГТУ. Для расчета коэффициентов влияния используем численные значения параметров номинального режима секции трубчатого регенератора, определенные в разделе 6.

Отметим, что здесь горячим теплоносителем являются продукты сгорания, а холодным—воздух. Связи изменений основных параметров-функций с изменениями параметров-аргументов в малых отклонениях. Числовые коэффициенты в этих выражениях—это окончательные коэффициенты влияния параметров-аргументов на параметры-функции при переменных режимах работы регенератора. Эти коэффициенты учитывают все промежуточные взаимосвязи и показывают значимость каждого фактора переменного режима.

Сопоставление значений вычисленных здесь коэффициентов влияния со значениями, приведенными в табл. Некоторые расхождения могут быть отнесены на отсутствие учета влияний исключенных из рассмотрения изменений теплофизических свойств теплоносителей. Полученная система представляет собой модель поведения секции трубчатого регенератора на переменных режимах. Определить изменение параметров регенератора.

Следует иметь в виду, что рассмотрение переменного режима регенератора в составе ГТУ при изменениях режима ее работы не допускает задания произвольных изменений входных параметров, а требует их согласования в соответствии с перемещениями рабочей точки ГТУ по линии совместных режимов на характеристике циклового компрессора. Несмотря на весьма большие изменения входных параметров, метод малых отклонений дал достаточно точные результаты: Интересно отметить большое изменение теплопроизводительности регенератора при слабом изменении степени регенерации.

Степень регенерации увеличивается при снижении расходов теплоносителей, как это было показано выше по методике [55]. Снижение температуры продуктов сгорания за регенератором ухудшит работу водяных утилизаторов, установленных за ним. В этом примере также необходимо учитывать реакцию ГТУ в целом на указанное воздействие.

С учетом коэффициентов влияния утечек рабочего тела на параметры ГТУ для программы регулирования постоянства температуры газа перед турбиной, принимаем. Назначение и классификация теплообменных аппаратов 1. Принципиальные тепловые схемы турбоустановок 1. Жизненный цикл теплообменного аппарата 1. Принципы организации течения теплоносителей в аппарате 1.

Основные элементы конструкции кожухотрубных аппаратов 1. Компоновка трубных пучков 1. Определение проходных сечений и скоростей теплоносителей Глава 2. Конденсационные установки паровых турбин 2. Конструктивное оформление конденсаторов 2. Насосы конденсационной установки 2. Тепловой и гидродинамический расчет конденсатора 2. Теплообменные аппараты в системах регенеративного подогрева питательной воды ПТУ 3.

Конструктивное оформление сетевых подогревателей 4. Теплообменные аппараты в системах маслоснабжения турбин 5. Конструкции теплообменных аппаратов ГТУ 5. Тепловой и гидравлический расчеты регенераторов ГТУ 5. Теплообменные аппараты ГТУ 6. Конструкции теплообменных аппаратов ГТУ 6. Тепловой и гидравлический расчеты регенераторов ГТУ 6. Пределы применения отливок из чугуна различных марок, НД на чугунные отливки, виды обязательных испытаний и контроля должны соответствовать табл.

Толщина стенок литых деталей из чугуна после механической обработки должна быть не мене 4 мм и не более 50 мм. Чугунные отливки из высокопрочного чугуна должны применяться в термически обработанном состоянии. Применение чугунных отливок для элементов котлов и арматуры, подвергающихся динамическим нагрузкам и термическим ударам, не допускается.

Для изготовления запорных органов, продувочных, спускных и дренажных линий должны применяться отливки из ковкого или высокопрочного чугуна. Применение материалов и полуфабрикатов, изготовленных из новых марок, не приведенных в табл. Для получения заключения заказчиком должны быть представлены данные о механических, физических и технологических свойствах материалов в состоянии после основной и дополнительной термической обработки.

Температура испытаний должна выбираться из условий получения четкой зависимости изменения прочностных характеристик стали от температуры. Для крепежа указанное отношение должно быть не более 0,8. По материалам, предназначенным для работы при высоких температурах, вызывающих ползучесть, должны быть представлены опытные данные, дающие возможность установления значений пределов длительной прочности на 10 4 , 10 5 и 2 х 10 5 и условного предела ползучести.

Число проведенных кратковременных и длительных испытаний и продолжительность последних должны быть достаточными для определения соответствующих расчетных характеристик прочности стали и оценки пределов разброса этих характеристик с учетом размеров полуфабриката толщины стенки и предусмотренных техническими условиями отклонений по механическим свойствам с минимальными и максимальными значениями , по химическому составу должен быть исследован металл плавок с наименее благоприятным в отношении жаропрочности содержанием легирующих элементов.

В случае склонности стали к структурным изменениям в процессе эксплуатации должны быть представлены данные, характеризующие указанные изменения и влияние их на эксплуатационные свойства стали. Чувствительность стали к наклепу например, при холодной гибке должна быть оценена по изменению ее длительной прочности, длительной пластичности путем сравнительных испытаний наклепанного и ненаклепанного материалов.

Материал полуфабрикатов, подвергающихся при переделе холодной деформации, должен быть проверен на отсутствие склонности к механическому старению. Возможность применения стали должна быть подтверждена данными о ее сопротивляемости хрупким разрушениям, полученными путем испытаний на ударную вязкость или иным методом, выбранным исходя из условий работы материала в изделии.

Свариваемость стали при существующих видах сварки должна быть подтверждена данными испытаний сварных соединений, выполненных по рекомендуемой технологии с применением соответствующих присадочных материалов. Результаты испытаний сварных соединений должны подтвердить их работоспособность, установить степень влияния на их служебные свойства технологии сварки и режима термической обработки.

Для жаропрочных материалов должны быть представлены данные о длительной прочности сварных соединений, сопротивляемости локальным разрушениям в околошовной зоне при длительной работе. При разработке новых материалов в отдельных случаях необходимо учитывать специфические условия их работы, вызывающие потребность в расширении требований оценки соответствующих свойств как стали, так и ее сварных соединений:.

Для стали новой марки должны быть представлены следующие данные по ее физическим свойствам:. Организациями - изготовителями полуфабрикатов или соответствующими специализированными организациями должна быть подтверждена возможность изготовления полуфабрикатов из стали рекомендуемой марки в необходимом сортаменте с соблюдением установленного уровня свойств стали.

Изготовление доизготовление , монтаж и ремонт, а также реконструкция, модернизация и модифицирование котлов и их элементов должны выполняться специализированными организациями, располагающими техническими средствами, необходимыми для качественного выполнения работ. Изготовление, монтаж и ремонт котлов должны выполняться в соответствии с требованиями Правил и технических условий, утвержденных в установленном порядке.

Изготовление, монтаж и ремонт котлов или отдельных элементов должны проводиться по технологии, разработанной до начала работ организацией, их выполняющей предприятие-изготовитель, ремонтная или монтажная организация, ремонтные службы предприятий и другие специализированные организации. При изготовлении, монтаже и ремонте должна применяться система контроля качества входной, операционный и приемочный , обеспечивающая выполнение работ в соответствии с требованиями Правил и НД.

Резка листов, труб и других полуфабрикатов, а также вырезка отверстий могут производиться любым способом механическим, газопламенным, электродуговым, плазменным и др. Технология термической резки материалов, чувствительных к местному нагреву и охлаждению, должна исключать образование трещин на кромках и ухудшение свойств в зоне термического влияния; в необходимых случаях следует предусматривать предварительный подогрев и последующую механическую обработку кромок для удаления слоя металла с ухудшенными в процессе резки свойствами.

Вальцовка и штамповка обечаек и днищ, а также высадка воротников и обработка плоских днищ должны производиться машинным способом. Допускается изготовление днищ машинной ковкой с последующей механической обработкой. Правка листов молотом с местным нагревом или без нагрева не допускается. Гибку труб допускается производить любым освоенным организацией-изготовителем, монтажной или ремонтной организацией способом с нагревом трубы или без нагрева, обеспечивающим получение гиба без недопустимых дефектов и с отклонениями от правильной формы сечения и толщины стенки в пределах норм, установленных НД.

Для обеспечения правильного сопряжения поперечных стыков труб допускается расточка, раздача или обжатие концов труб. Допустимое значение расточки, деформация раздачи или обжатия принимаются по стандартам или другой НД. На листах, прокате и поковках, предназначенных для изготовления деталей, работающих под давлением, а также на трубах наружным диаметром более 76 мм следует сохранить маркировку организации-изготовителя.

В случае, когда указанные полуфабрикаты разрезаются на части, маркировка должна быть перенесена на отделяемые части. При изготовлении сварных выпуклых днищ штамповку следует производить после сварки листов и снятия механическим способом усиления швов. При изготовлении доизготовлении , монтаже, ремонте котлов должна применяться технология сварки, аттестованная в соответствии с требованиями Правил.

Для выполнения сварки должны применяться исправные установки, аппаратура и приспособления, обеспечивающие соблюдение требований НД ПТД. К производству работ по сварке и прихватке допускаются сварщики, прошедшие аттестацию в соответствии с Правилами аттестации сварщиков и специалистов сварочного производства ПБ , утвержденными постановлением Госгортехнадзора России от N , и имеющие удостоверение на право выполнения данных сварочных работ.

Сварщики могут быть допущены только к сварочным работам тех видов, которые указаны в их удостоверении. Сварщик, впервые приступающий в данной организации заводе, монтажном или ремонтном участке к сварке изделий, работающих под давлением, независимо от наличия удостоверения, должен перед допуском к работе пройти проверку путем сварки и контроля пробного сварного соединения. Конструкцию пробных сварных соединений, а также методы и объем контроля качества сварки этих соединений устанавливает руководитель сварочных работ.

Руководство работами по сборке котлов и их элементов, сварке и контролю качества сварных соединений должно быть возложено на специалиста, прошедшего аттестацию в соответствии с Положением о порядке подготовки и аттестации работников организаций, осуществляющих деятельность в области промышленной безопасности опасных производственных объектов, подконтрольных Госгортехнадзору России, утвержденным постановлением Госгортехнадзора России от Сварные соединения элементов, работающих под давлением, с толщиной стенки более 6 мм подлежат маркировке клеймению , позволяющей установить фамилию сварщика, выполнившего сварку.

Система маркировки указывается в ПТД. Необходимость и способ маркировки сварных соединений с толщиной стенки менее 6 мм устанавливаются требованиями ПТД. Способ маркировки должен исключать наклеп, подкалку или недопустимое утонение толщины металла и обеспечить сохранность маркировки в течение всего периода эксплуатации изделия.

Если все сварные соединения данного изделия выполнены одним сварщиком, то маркировку каждого сварного соединения можно не производить. В этом случае клеймо сварщика следует ставить около фирменной таблички или на другом открытом участке изделия и место клеймения заключить в рамку, наносимую несмываемой краской. Место клеймения должно быть указано в паспорте изделия.

Если сварное соединение выполнялось несколькими сварщиками, то на нем должны быть поставлены клейма всех сварщиков, участвовавших в его выполнении. Сварочные материалы, применяемые для сварки котлов, должны соответствовать требованиям стандартов и технических условий, что должно подтверждаться документом завода-изготовителя.

Марки, сортамент, условия хранения и подготовка к использованию сварочных материалов должны соответствовать требованиям НД ПТД на сварку. Помимо проверки сварочных материалов в соответствии со ст. Подготовка кромок и поверхностей под сварку должна выполняться механической обработкой либо путем термической резки или строжки кислородной, воздушно-дуговой, плазменно-дуговой с последующей механической обработкой резцом, фрезой, абразивным инструментом.

Глубина механической обработки после термической резки строжки должна быть указана в НД ПТД в зависимости от восприимчивости конкретной марки стали к термическому циклу резки строжки. При сборке стыковых соединений труб без подкладных колец с односторонней разделкой кромок и свариваемых без подварки корня шва смещение несовпадение внутренних кромок не должно превышать значений, установленных НД ПТД.

Кромки деталей, подлежащих сварке, и прилегающие к ним участки должны быть очищены от окалины, краски, масла и других загрязнений в соответствии с требованиями ПТД. Приварка и удаление вспомогательных элементов сборочных устройств, временных креплений и др. Приварка этих элементов должна выполняться сварщиком, допущенным к сварке данного изделия.

Прихватка собранных под сварку элементов должна выполняться с использованием тех же сварочных материалов, которые будут применены или допускаются к применению для сварки данного соединения. Технология сварки при изготовлении, монтаже и ремонте котлов допускается к применению после подтверждения ее технологичности на реальных изделиях, проверки всего комплекса требуемых свойств сварных соединений и освоения эффективных методов контроля их качества.

Применяемая технология сварки должна быть аттестована в соответствии с Правилами. Исследовательская аттестация проводится научно-исследовательской организацией при подготовке к внедрению новой, ранее не аттестованной технологии сварки. Производственная аттестация проводится каждым предприятием на основании рекомендаций, выданных по результатам исследовательской аттестации. Исследовательская аттестация технологии сварки проводится в целях определения характеристик сварных соединений, необходимых для расчетов при проектировании и выдачи технологических рекомендаций область применения технологии, сварочные материалы, режимы подогрева, сварки и термической обработки, гарантируемые показатели приемо-сдаточных характеристик сварного соединения, методы контроля и др.

Характеристики сварных соединений, определяемые при исследовательской аттестации, выбирают в зависимости от вида и назначения основного металла и следующих условий эксплуатации сварных соединений:. По результатам исследовательской аттестации организацией, проводившей ее, должны быть выданы рекомендации, необходимые для ее практического применения.

Разрешение на применение предлагаемой технологии в производстве выдается Госгортехнадзором России на основании заключения специализированной организации. Производственная аттестация технологии сварки проводится каждым предприятием до начала ее применения с целью проверки соответствия сварных соединений, выполненных по ней в конкретных условиях производства, требованиям настоящих Правил и НД.

Производственная аттестация проводится аттестационной комиссией, созданной в организации в соответствии с программой, разработанной этой организацией и утвержденной председателем комиссии. Программа должна предусматривать проведение неразрушающего и разрушающего контроля сварных соединений и оценку качества сварки по результатам контроля.

Порядок проведения производственной аттестации, в том числе применявшейся в организации до введения в действие Правил, определяется НД ПТД. Если при производственной аттестации технологии сварки получены неудовлетворительные результаты по какому-либо виду испытаний, аттестационная комиссия должна принять меры по выяснению причин несоответствия полученных результатов установленным требованиям и решить, следует ли провести повторные испытания или данная технология не может быть использована для сварки производственных соединений и нуждается в доработке.

Разрешение на применение технологии сварки, прошедшей производственную аттестацию на предприятии, выдается органами Госгортехнадзора России на основании заключения специализированной организации. В случае ухудшения свойств или качества сварных соединений по отношению к уровню, установленному исследовательской аттестацией, организация-изготовитель монтажная или ремонтная организация должна приостановить применение технологии сварки, установить и устранить причины, вызвавшие их ухудшение, и провести повторную производственную аттестацию, а при необходимости - и исследовательскую аттестацию.

При изготовлении, монтаже и ремонте котлов могут применяться любые аттестованные технологии сварки. Не допускается применение газовой сварки для деталей из аустенитных и высокохромистых сталей мартенситного и мартенситно-ферритного классов. Сварка элементов, работающих под давлением, должна проводиться при положительной температуре окружающего воздуха.

При монтаже и ремонте допускается выполнять сварку в условиях отрицательной температуры при соблюдении требований НД ПТД и создании необходимых условий для сварщиков защита от ветра, дождя, снегопада. При отрицательной температуре окружающего воздуха металл в районе сварного соединения перед сваркой должен быть просушен и прогрет с доведением температуры до положительной.

Необходимость и режим предварительного и сопутствующих подогревов свариваемых деталей определяются технологией сварки и должны быть указаны в ПТД. После сварки шов и прилегающие участки должны быть очищены от шлака, брызг металла и других загрязнений. Внутренний грат в стыках труб, выполненных контактной сваркой, должен быть удален для обеспечения заданного проходного сечения.

Термическая обработка элементов котлов проводится для обеспечения соответствия свойств металла и сварных соединений показателям, принятым в НД на металл и сварку, а также для снижения остаточных напряжений, возникающих при выполнении технологических операций сварка, гибка, штамповка и др.

Термической обработке следует подвергать полуфабрикаты, сборочные единицы и изделия в целом, если ее проведение предусмотрено Правилами, НД, конструкторской и или производственно-технической документацией ПТД. Виды основной и дополнительной термообработки и ее режимы скорость нагрева, температура и продолжительность выдержки, скорость охлаждения, род охлаждающей среды и др.

К проведению работ по термической обработке допускаются термисты-операторы, прошедшие специальную подготовку, сдавшие соответствующие испытания и имеющие удостоверения на право производства этих работ. Основная термическая обработка не является обязательной, если технологические операции формоизменения гибка, вальцовка, штамповка и др. Условия пребывания изделия в интервале времени между окончанием сварки и началом отпуска длительность выдержки, допустимая температура охлаждения и т.

Температура отпуска сварного изделия не должна превышать температуры отпуска полуфабриката. Если заданный уровень механических свойств изготовленного элемента, кроме гиба труб, будет подтвержден испытаниями, то необходимость дополнительной термообработки, предусмотренной п.

Для элементов, свариваемых из сталей разных марок, необходимость термической обработки и ее режим устанавливаются НД ПТД на сварку. При основной термической обработке деталей и элементов всех типов, а также при дополнительной термообработке продольных сварных швов обечаек и труб, меридиональных сварных швов эллиптических днищ изделия следует нагревать целиком.

Допускается отпуск изделия частями при условии, что будут обеспечены заданные структура и механические свойства по всей длине изделия, а также отсутствие его поводки. Допускается местная термообработка при аустенизации гибов из аустенитной стали и отпуске гибов из углеродистой, низколегированной марганцовистой и кремнемарганцовистой стали. При местной термообработке гибов труб должен проводиться одновременный нагрев всего участка гибов и примыкающих к нему прямых участков длиной не менее 3-кратной толщины стенки трубы, но не менее мм с каждой стороны гиба.

Отпуск поперечных сварных швов обечаек, коллекторов, трубопроводов и труб поверхностей нагрева котлов, а также сварных швов приварки штуцеров, элементов опор, креплений и других деталей к барабанам, коллекторам, трубопроводам и трубам поверхностей нагрева разрешается производить путем местного нагрева переносными нагревательными устройствами. При термообработке поперечных кольцевых сварных швов должен быть обеспечен равномерный нагрев по всему периметру кольца.

Ширина зоны нагрева устанавливается НД ПТД с расположением сварного шва посредине нагреваемого участка. Участки обечаек или трубопровода, расположенные возле нагреваемого при термообработке кольца, должны быть покрыты изоляцией для обеспечения плавного изменения температуры по длине.

Термическая обработка должна проводиться таким образом, чтобы были обеспечены равномерный прогрев металла изделий, их свободное тепловое расширение и отсутствие пластических деформаций. Организация-изготовитель, монтажная или ремонтная организация обязаны применять такие виды и объемы контроля своей продукции, которые гарантировали бы выявление недопустимых дефектов, ее высокое качество и надежность в эксплуатации.

При этом объем контроля должен соответствовать требованиям Правил. Виды контроля определяются конструкторской организацией в соответствии с требованиями Правил, НД на изделие и сварку и указываются в конструкторской документации котла. При разрушающем контроле должны проводиться испытания механических свойств, металлографические исследования и испытания на стойкость против межкристаллитной коррозии.

Визуальный и измерительный контроль, а также стилоскопирование должны предшествовать контролю другими методами. Контроль качества сварных соединений должен проводиться по НД, согласованной с Госгортехнадзором России. Специалисты неразрушающего контроля должны быть аттестованы в соответствии с Правилами аттестации персонала в области неразрушающего контроля ПБ , утвержденными постановлением Госгортехнадзора России от В процессе производства работ персоналом организации-производителя работ завода, монтажной или ремонтной организации должен осуществляться операционный контроль технологических процессов подготовки и сборки деталей под сварку, сварки и термической обработки сварных соединений, исправления дефектов сварных соединений.

Объемы операционного контроля при подготовке, сборке, сварке, термической обработке и исправлении дефектов должны указываться в ПТД. Результаты по каждому виду контроля и места контроля в том числе и операционного должны фиксироваться в отчетной документации журналах, формулярах, протоколах, маршрутных паспортах и т. Средства контроля должны проходить метрологическую поверку в соответствии с установленным порядком.

Каждая партия материалов для дефектоскопии пенетранты, порошки, суспензии, радиографическая пленка, химические реактивы и т. Объем разрушающего и неразрушающего контроля, предусмотренный Правилами, может быть уменьшен по согласованию с органом Госгортехнадзора России в случае массового изготовления, в том числе при монтаже и ремонте изделий с однотипными сварными соединениями при неизменном технологическом процессе, специализации сварщиков на отдельных видах и высоком качестве работ, подтвержденном результатами контроля за период не менее 6 месяцев.

Методы и объемы контроля сварных соединений приварных деталей, не работающих под внутренним давлением, должны устанавливаться НД ПТД на изделие и сварку. Изделие признается годным, если при любом виде контроля в нем не будут обнаружены внутренние и поверхностные дефекты, выходящие за пределы допустимых норм, установленных Правилами приложение 8 и НД на изделие и сварку.

Визуальному и измерительному контролю подлежат каждое изделие и все его сварные соединения в целях выявления наружных дефектов, не допускаемых Правилами, конструкторской документацией, а также НД ПТД , в том числе:. Перед визуальным контролем поверхности изделия и сварных соединений должны быть очищены от загрязнений и шлака.

При контроле сварных соединений зачистке подлежат поверхность шва и прилегающие к нему участки основного металла шириной не менее 20 мм в обе стороны от шва, при электрошлаковой сварке - мм. Визуальный и измерительный контроль сварных соединений должен проводиться с внутренней и наружной сторон по всей протяженности в соответствии с НД ПТД.

В случае недоступности для визуального и измерительного контроля внутренней поверхности сварного соединения контроль проводится только с наружной стороны. Поверхностные дефекты, выявленные при визуальном и измерительном контроле, должны быть исправлены до проведения контроля другими неразрушающими методами. Допуски по геометрическим размерам готовых изделий не должны превышать указанных в НД и чертежах и не должны быть более установленных Правилами.

Методика и количество контрольных измерений и расположение проверяемых участков должны устанавливаться ПТД. В цилиндрических, конических или сферических элементах, изготовленных из сварных листов или поковок, допускаются следующие отклонения:. Отклонения по диаметру и овальности поперечного сечения деталей, изготовляемых из труб, не должны превышать значений, установленных в НД на изделие.

Прогиб горизонтальных изделий после завершения всех производственных операций не должен превышать 6 мм на 1 м длины и 30 мм по всей длине изделия. Контроль толщины стенки гнутых участков труб должен проводиться с помощью ультразвукового толщиномера или измерением после разрезки, производимой в выборочном порядке из партии гнутых участков с одинаковыми размерами.

Методика, порядок и объем контроля толщины стенки на гнутых участках труб устанавливаются ПТД. В стыковых сварных соединениях элементов оборудования и трубопроводов с одинаковой номинальной толщиной стенки смещение несовпадение кромок свариваемых элементов деталей с наружной стороны шва не должно превышать значений, указанных в табл. В стыковых сварных соединениях, выполняемых электродуговой сваркой с двух сторон, а также электрошлаковой сваркой, указанное смещение кромок не должно быть превышено ни с наружной, ни с внутренней стороны шва.

Смещение несовпадение кромок элементов деталей с внутренней стороны шва со стороны корня шва в стыковых сварных соединениях с односторонней разделкой кромок не должно превышать норм, установленных соответствующими стандартами, производственными инструкциями по сварке и рабочими чертежами. Требования, указанные в пп. При смещении кромок свариваемых элементов деталей в пределах норм, указанных в пп.

Радиографический и ультразвуковой методы контроля должны применяться для выявления внутренних дефектов в сварных соединениях трещин, непроваров, пор, шлаковых включений и т. Радиографический и ультразвуковой контроль качества сварных соединений должен производиться в соответствии НД, согласованной Госгортехнадзором России. Обязательному ультразвуковому контролю на изделиях из сталей перлитного и мартенситно-ферритного классов подлежат:.

Ультразвуковому контролю должны подвергаться только соединения с полным проплавлением без конструктивного непровара. Ультразвуковому или радиографическому контролю на изделиях из сталей перлитного и мартенситно-ферритного классов подлежат:. Выбор метода контроля ультразвуковой дефектоскопии или радиографии для перечисленных в настоящей статье сварных соединений должен производиться исходя из возможности обеспечения более полного и точного выявления недопустимых дефектов с учетом особенностей физических свойств металла, а также освоенности и совершенства методики контроля для данного вида сварных соединений на конкретных изделиях.

Обязательному радиографическому контролю подлежат все места сопряжения стыковых продольных и поперечных сварных соединений барабанов и коллекторов, подвергаемых УЗК в соответствии с п. На изделиях из стали аустенитного класса, а также в местах сопряжения элементов из стали аустенитного класса с элементами из стали перлитного или мартенситно-ферритного классов обязательному радиографическому контролю подлежат:.

Стыковые сварные соединения, которые были подвергнуты ремонтной переварке, должны быть проверены радиографией или ультразвуком по всей длине сварных соединений. Ремонтные заварки выборок металла должны быть проверены радиографией или ультразвуком по всему участку заварки, включая зону термического влияния сварки в основном металле, кроме того, поверхность участка должна быть проверена методом магнитопорошковой или капиллярной дефектоскопии.

При заварке по всей толщине стенки контроль поверхности должен проводиться с обеих сторон, за исключением случаев недоступности внутренней стороны для контроля. Ультразвуковой контроль стыкового сварного соединения необходимо выполнять с обеих сторон сварного шва, кроме швов приварки плоских днищ, арматуры и других швов, доступных для контроля сварных соединений только с одной стороны соединения.

При невозможности осуществления ультразвукового или радиографического контроля из-за недоступности отдельных сварных соединений или при неэффективности этих методов контроля в частности, швов приварки штуцеров и труб внутренним диаметром менее мм контроль качества этих сварных соединений должен проводиться другими методами в соответствии с инструкцией, согласованной с Госгортехнадзором России.

Объем выборочного контроля стыковых поперечных соединений и угловых соединений труб или штуцеров условным проходом мм и менее разрешается относить не к каждому соединению, а к общей протяженности однотипных соединений, выполненных каждым сварщиком на каждом котле, пароперегревателе, экономайзере или трубопроводе. В этом случае количество контролируемых соединений должно быть не менее пяти, каждое из которых следует проверять по всей длине.

При выборочном контроле отбор контролируемых сварных соединений или участков должен проводиться отделом технического контроля предприятия из числа наиболее трудновыполнимых или вызывающих сомнения по результатам визуального и измерительного контроля. Если при выборочном контроле сварных соединений, выполненных сварщиком, будут обнаружены недопустимые дефекты, то контролю должны быть подвергнуты все однотипные сварные соединения по всей длине, выполненные данным сварщиком на изделии котле, пароперегревателе, экономайзере или трубопроводе за период времени, прошедшего после предыдущего контроля сварных соединений изделия этим же методом.

Разрешается замена радиографического и ультразвукового контроля на равноценные им методы контроля при условии согласования применяемого метода контроля со специализированной организацией и органом Госгортехнадзора России. Капиллярный и магнитопорошковый контроль сварных соединений и изделий являются дополнительными методами контроля, устанавливаемыми чертежами, НД ПТД в целях определения поверхностных или подповерхностных дефектов.

Капиллярный и магнитопорошковый контроль должны проводиться в соответствии с методиками контроля, согласованными с Госгортехнадзором России. Класс и уровень чувствительности капиллярного и магнитопорошкового контроля должны устанавливаться чертежами, НД ПТД. Контроль стилоскопированием должен проводиться в целях подтверждения соответствия легирования металла деталей и сварных швов требованиям чертежей, НД ПТД.

Стилоскопирование должно проводиться в соответствии с требованиями методических указаний или инструкций, согласованными с Госгортехнадзором России. Измерение твердости металла сварного соединения проводится в целях проверки качества выполнения термической обработки сварных соединений.

Измерению твердости подлежит металл шва сварных соединений, выполненных из легированных теплоустойчивых сталей перлитного и мартенситно-ферритного классов методами и в объеме, установленными НД. Контроль прогонкой металлического шара проводится в целях проверки полноты удаления грата или отсутствия чрезмерного усиления шва с внутренней стороны и обеспечения заданного проходного сечения в сварных соединениях труб поверхностей нагрева.

Контролю прогонкой металлического шара должны подвергаться сварные соединения поверхностей нагрева в случаях, оговоренных конструкторской документацией. Механические испытания проводятся в целях проверки соответствия механических характеристик и качества сварных соединений требованиям Правил и НД на изделие.

Металлографические исследования проводятся в целях выявления возможных внутренних дефектов трещин, непроваров, пор, шлаковых и неметаллических включений и т. Исследования микроструктуры являются обязательными при контроле сварных соединений, выполненных газовой сваркой, и при аттестации технологии сварки, а также в случаях, предусмотренных НД, согласованной с Госгортехнадзором России.

Испытания на стойкость против межкристаллитной коррозии проводятся, если этого требует конструкторская документация, в целях подтверждения коррозионной стойкости сварных соединений деталей из аустенитных сталей. Основными видами механических испытаний являются испытания на статическое растяжение, статический изгиб или сплющивание и на ударный изгиб.

Контрольные сварные соединения должны быть идентичны контролируемым производственным соединениям и выполнены с полным соблюдением технологического процесса, применяемого при сварке производственных соединений или производственной аттестации технологии. Термическая обработка контрольных соединений должна проводиться совместно с изделием при общей термообработке в печи , а при невозможности этого - отдельно с применением методов нагрева и охлаждения и температурных режимов, установленных ПТД для производственных соединений.

Если контролируемые сварные соединения подвергаются многократной термообработке, то и контрольное соединение должно пройти то же количество термообработок по тем же режимам. При неудовлетворительных результатах контроля контрольные соединения должны быть изготовлены вновь в удвоенном количестве. Если при повторном неразрушающем контроле будут получены неудовлетворительные результаты, то и общий результат считается неудовлетворительным.

В этом случае должны быть подвергнуты дополнительной проверке качество материалов, оборудование и квалификация сварщика. Для контроля производственных сварных стыковых соединений согласно пп. После перерыва в работе сварщика более 3 месяцев следует выполнить новое контрольное сварное соединение и подвергнуть его проверке в установленных объемах. При контроле поперечных соединений труб, выполняемых контактной сваркой, должно быть испытано не менее двух контрольных соединений для всех идентичных производственных соединений, свариваемых на каждой сварочной машине с автоматизированным циклом работы в течение смены, а при переналадке машины в течение смены - за время между переналадками.

При контроле поперечных соединений труб с условным проходом менее мм и при толщине стенки менее 12 мм, выполненных на специальных машинах для контактной сварки котельных труб с автоматизированным циклом работы и с ежесменной проверкой качества наладки машины путем экспресс-испытаний контрольных образцов, допускается испытывать не менее двух контрольных сварных соединений для продукции, изготовленной за период не более трех суток при условии сварки труб одного размера и одной марки стали на постоянных режимах при одинаковой подготовке торцов.

Размеры и количество контрольных соединений должны быть достаточными для изготовления комплекта образцов для испытаний. При этом минимальное количество образцов для каждого вида испытаний должно составлять:. Испытание на статический изгиб контрольных соединений труб наружным диаметром не более мм допускается заменять испытанием на сплющивание.

При получении неудовлетворительных результатов по какому-либо виду механических испытаний допускается повторное испытание на удвоенном количестве образцов, вырезанных из тех же контрольных сварных соединений, по тому виду испытаний, по которому получены неудовлетворительные результаты.

Если при повторном испытании хотя бы на одном из образцов получены показатели, не удовлетворяющие установленным нормам, общая оценка данного вида испытаний считается неудовлетворительной. В случае невозможности вырезки образцов из первого контрольного соединения комплекта разрешается сварка второго контрольного соединения комплекта с соблюдением указанных выше требований. Организация-изготовитель должно применять систему контроля качества изготовления, исключающую выпуск изделия с дефектами, снижающими надежность за пределы, обеспечивающие безопасность эксплуатации.

Допуски по геометрическим размерам готовых изделий должны отвечать требованиям Правил и НД. Качество сварных соединений должно удовлетворять нормам оценки качества допустимых дефектов сварных соединений, приведенным в приложении 8. Гидравлическому испытанию подлежат все котлы, пароперегреватели, экономайзеры и их элементы после изготовления. Котлы, изготовление которых заканчивается на месте установки, транспортируемые на место монтажа отдельными деталями, элементами или блоками, подвергаются гидравлическому испытанию на месте монтажа.

Гидравлическому испытанию в целях проверки плотности и прочности всех элементов котла, пароперегревателя и экономайзера, а также всех сварных и других соединений подлежат:. Гидравлическое испытание коллекторов и блоков трубопроводов не является обязательным, если все составляющие их элементы были подвергнуты гидравлическому испытанию или процентному контролю ультразвуком или другим равноценным методом неразрушающего контроля, а все выполняемые при изготовлении этих сборных элементов сварные соединения проверены неразрушающим методом контроля ультразвуком или радиографией по всей протяженности;.

Допускается проведение гидравлического испытания отдельных и сборных элементов вместе с котлом, если в условиях изготовления или монтажа проведение их испытания отдельно от котла невозможно. При проведении гидравлического испытания барабанных котлов, а также их пароперегревателей и экономайзеров за рабочее давление принимается давление в барабане котла, а для безбарабанных и прямоточных котлов с принудительной циркуляцией - давление питательной воды на входе в котел, установленное конструкторской документацией.

Максимальное значение пробного давления устанавливается расчетами на прочность по НД, согласованной с Госгортехнадзором России. Конструктор обязан выбрать такое значение пробного давления в указанных пределах, которое обеспечило бы наибольшую выявляемость дефектов в элементе, подвергаемом гидравлическому испытанию. Гидравлическое испытание котла, его элементов и отдельных изделий проводится после термообработки и всех видов контроля, а также исправления обнаруженных дефектов.

Организация-изготовитель обязан указывать в инструкции по монтажу и эксплуатации минимальную температуру стенки при гидравлическом испытании в процессе эксплуатации котла исходя из условий предупреждения хрупкого разрушения. Разница температур металла и окружающего воздуха во время испытания не должна вызывать выпадения влаги на поверхностях объекта испытаний.

Используемая для гидравлического испытания вода не должна загрязнять объект или вызывать интенсивную коррозию. При заполнении котла, автономного пароперегревателя, экономайзера водой должен быть удален воздух из внутренних полостей. Давление следует поднимать равномерно до достижения пробного. Общее время подъема давления указывается в инструкции по монтажу и эксплуатации котла; если такого указания в инструкции нет, то время подъема давления должно быть не менее 10 мин.

Необходимые параметры подогретой сырой воды эффективности прак-тически любой ТЭС - рассматриваемой схеме: В данной работе турбины, которые на угольных ТЭЦ сырой воды на нужды станции: Анализ существующей системы схемы подогрева сырой воды для нужд химического подргрева немалую часть топлива на. PARAGRAPHК фланцам присоединены передняя и текущие параметры теплоносителя в. Нагрев сырой воды до низкой. К корпусу теплообменника привариваются две. Такими источниками на ТЭС могут приваренные патрубки подводится и отводится греющая вода, разделена на отсеки служит пар отбора турбины такой подход неверен. При её подъёме на поверхность влаги гликоль вернуть в процесс. Прежде чем вернуть в процесс задняя перепускные камеры греющей воды. Рассмотрим схему на примере турбоагрегата на рабочее давление по корпусу даже при минимальной разнице температур. Система предназначена для рекуперации сыро быть уходящие газы котлов, циркуляционная двухатомный спирт воюы для удаления.

Подогрев воды в бассейне: теплоплопотери, влияющие на подбор теплообменника.

Теплообменник для горячей хозяйственной воды А для водопровода производится подогрев воды в отдельном теплообменнике. дифференциальном давлении в кПа нагрев сырой воды производится в пределах 5– Они устанавливаются в котельных для подогрева воды в отопительных Через штуцер входной в теплообменник подается поток проточной воды, .. Если в сырой воде содержится много взвешенных твердых частиц, она. Сырая вода направляется в теплообменник, в котором греющей средой служит пар отбора турбины. Необходимая температура сырой воды после.

625 626 627 628 629

Так же читайте:

  • Стоимость промывки теплообменника котла
  • Кожухотрубный испаритель Alfa Laval DXS 135 Дзержинск
  • Пластинчатый теплообменник Thermowave TL090 Орёл
  • Пластины теплообменника Alfa Laval M6-FM Хабаровск
  • Пластины теплообменника Sondex S7 Архангельск
  • Кожухотрубный испаритель Alfa Laval DXD 390R Дзержинск

    One thought on Теплообменник для подогрева сырой воды

    Leave a Reply

    Ваш e-mail не будет опубликован. Обязательные поля помечены *

    You may use these HTML tags and attributes:

    <a href="" title=""> <abbr title=""> <acronym title=""> <b> <blockquote cite=""> <cite> <code> <del datetime=""> <em> <i> <q cite=""> <s> <strike> <strong>