Подлежит регистрации в ростехнадзоре газопроводы. Сети газопотребления: эксплуатируем в рамках закона
РОССИЙСКОЕ АКЦИОНЕРНОЕ
ОБЩЕСТВО ЭНЕРГЕТИКИ
И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ "ЕЭС РОССИИ"
ДЕПАРТАМЕНТ СТРАТЕГИИ РАЗВИТИЯ И НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКОЙ
ПОЛИТИКИМЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
ПО ПРОВЕДЕНИЮ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ
ИСПЫТАНИЙ КОТЕЛЬНЫХ УСТАНОВОК
ДЛЯ ОЦЕНКИ КАЧЕСТВА РЕМОНТА
РД 153-34.1-26.303-98
ОРГРЭС
Москва 2000
Разработано Открытым акционерным обществом "Фирма по наладке, совершенствованию технологии и эксплуатации электростанций и сетей ОРГРЭС" Исполнитель Г.Т. ЛЕВИТ Утверждено Департаментом стратегии развития и научно-технической политики РАО "ЕЭС России" 01.10.98 Первый заместитель начальника А.П. БЕРСЕНЕВ Руководящий документ разработан АО "Фирма ОРГРЭС" по поручению Департамента стратегии развития и научно-технической политики и является собственностью РАО "ЕЭС России".
| МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО ПРОВЕДЕНИЮ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ИСПЫТАНИЙ КОТЕЛЬНЫХ УСТАНОВОК ДЛЯ ОЦЕНКИ КАЧЕСТВА РЕМОНТА |
РД 153-34.1-26.303-98 |
с 03.04.2000
1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ
1.1. Задачи эксплуатационных испытаний (приемосдаточных испытаний) определяет "Методика оценки технического состояния котельных установок до и после ремонта" [ 1], согласно которой при проведении испытаний после капитального ремонта должны быть выявлены и сопоставлены с требованиями нормативно-технической документации (НТД) и результатами испытаний после предыдущего ремонта значения показателей, перечисленных в табл. 1 настоящих Методических указаний. Указанной Методикой определены как желательные и испытания перед ремонтом для уточнения объема предстоящего ремонта. 1.2. Правилами [ 2] оценка технического состояния котельной установки производится на основе результатов приемосдаточных испытаний (при пуске и под нагрузкой) и подконтрольной эксплуатации. Продолжительность подконтрольной эксплуатации при работе по режимной карте при нагрузках, соответствующих диспетчерскому графику, устанавливается равной 30 сут, а приемо-сдаточных испытаний под номинальной нагрузкой также при работе по режимной карте - 48 ч.Таблица 1
Ведомость показателей технического состояния котельной установки
|
Показатель |
Значение показателя |
после последнего капитального ремонта |
после настоящего ремонта |
до настоящего ремонта |
1. Топливо, его характеристика | 2. Количество работающих систем пылеприготовления* | 3. Тонкость пыли R 90 (R 1000)*, % | 4. Количество работающих горелок* | 5. Избыток воздуха за пароперегревателем * | 6. Паропроизводительность, приведенная к номинальным параметрам, т/ч | 7. Температура перегретого пара, °С | 8. Температура пара промперегрева, °С | 9. Температура питательной воды, °С | 10. Температура в контрольных точках пароводяного тракта в.д. и промежуточного перегревателя, °С | 11. Максимальная разверка температуры стенок змеевиков поверхностей нагрева в характерных местах | 12. Присосы холодного воздуха в топку | 13. Присосы холодного воздуха в системы пылеприготовления | 14. Присосы в конвективные газоходы котла | 15. Присосы в газоходы от воздухоподогревателя до дымососов | 16. Разрежение перед направляющими аппаратами дымососов, кг/м 2 | 17. Степень открытия направляющих аппаратов дымососов, % | 18. Степень открытия направляющих аппаратов вентиляторов, % | 19. Температура уходящих газов,°С | 20. Потери тепла с уходящими газами, % | 21. Потери тепла с механической неполнотой сгорания, % | 22. К.п.д. котла "брутто", % | 23. Удельный расход электроэнергии на пылеприготовление, кВт · ч/т топлива | 24. Удельный расход электроэнергии на тягу и дутье, кВт · ч/т пара | 25. Содержание в дымовых газах N O x (при α = 1,4), мг/нм 3 | * Принимается по режимной карте |
2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ИЗБЫТКА ВОЗДУХА И ПРИСОСОВ ХОЛОДНОГО ВОЗДУХА
2.1. Определение избытка воздуха
Избыток воздуха α определяется с достаточной для практических целей точностью по уравнениюПогрешность расчетов по этому уравнению не превышает 1%, если α меньше 2,0 для твердых топлив, 1,25 для мазута и 1,1 для природного газа. Более точное определение избытка воздуха α точн может быть выполнено по уравнению
Где К α - поправочный коэффициент, определяемый по рис. 1. Введение поправки К α может потребоваться для практических целей лишь при больших избытках воздуха (например, в уходящих газах) и при сжигании природного газа. Влияние продуктов неполного сгорания в этих уравнениях очень невелико. Поскольку анализ газов производится обычно с помощью химических газоанализаторов Орса, целесообразно проверить соответствие между значениями О 2 и R О 2 , поскольку О 2 определяется по разности [(RO 2 + О 2) - О 2 ], а значение (RO 2 + O 2) во многом зависит от поглотительных способностей пирогаллола. Такую проверку при отсутствии химической неполноты сгорания можно выполнить, сопоставив избыток воздуха, определенный по кислородной формуле (1) с избытком, определенным по углекислотной формуле:
При проведении эксплуатационных испытаний значение для каменных и бурых углей можно принять равным 19%, для АШ 20,2%, для мазута 16,5%, для природного газа 11,8% [ 5]. Очевидно, что при сжигании смеси топлив с разными значениями пользоваться уравнением (3) нельзя.
Рис. 1. Зависимость поправочного коэффициента К α от коэффициента избытка воздуха α :
1 - твердые топлива; 2 - мазут; 3 - природные газы
Проверку правильности проведенного газового анализа можно выполнить и по уравнению
(4)
Или с помощью графика рис. 2.
Рис. 2. Зависимость содержания СО 2 и O 2 в продуктах горения различных видов топлива от коэффициента избытка воздуха α:
1, 2 и 3 - городской газ ( соответственно составляет 10,6; 12,6 и 11,2%); 4 - природный газ; 5 - коксовый газ; 6 - нефтяной газ; 7 - водяной газ; 8 и 9 - мазут ( от 16,1 до 16,7%); 10 и 11 - группа твердого топлива ( от 18,3 до 20,3%)
При использовании для выявления избытка воздуха приборов типа "Testo-Term " за основу принимается определение содержания О 2 , так как в этих приборах значение RO 2 определяется не прямым измерением, а расчетом на основании уравнения, аналогичного (4). Отсутствие заметной химической неполноты сгорания (СО ) определяется обычно с помощью индикаторных трубок или приборов типа "Testo-Term ". Строго говоря, для определения избытка воздуха в том или ином сечении котельной установки требуется найти такие точки сечения, анализ газов в которых в большинстве режимов отражал бы средние значения по соответствующей части сечения. Тем не менее для эксплуатационных испытаний достаточно в качестве контрольного, ближайшего к топке сечения принимать газоход за первой конвективной поверхностью в опускном газоходе (условно - за пароперегревателем), а место отбора проб для П-образного котла в центре каждой (правой и левой) половины сечения. Для Т-образного котла количество мест отбора проб газа следует удвоить.
2.2. Определение присосов воздуха в топку
Для определения присосов воздуха в топку, а также в газоходы до контрольного сечения помимо метода ЮжОРГРЭС с постановкой топки под давление [ 4] рекомендуется использовать метод, предложенный Е.Н. Толчинским [ 6]. Для определения присосов следует провести два опыта с разным расходом организованного воздуха при одной нагрузке, при одном разрежении в верху топки и при неизменном положении шиберов на воздушном тракте после воздухоподогревателя, Нагрузку желательно принять как можно ближе к поминальной с тем, чтобы была возможность (были достаточны запасы в производительности дымососов и подаче дутьевых вентиляторов) изменять в широких пределах избыток воздуха. Например, для пылеугольного котла иметь за пароперегревателем в первом опыте α" = 1,7, а во втором α" = 1,3. Разрежение в верху топки поддерживается на обычном для данного котла уровне. При этих условиях суммарные присосы воздуха (Δα т), присосы в топку (Δα топ) и газоход пароперегревателя (Δα пп) определяются по уравнению
(5)
(6)
Здесь и - избытки организованно поданного в топку воздуха в первом и втором опыте; - перепад давлений между воздушным коробом на выходе из воздухоподогревателя и разрежением в топке на уровне горелок.При выполнении опытов требуется производить измерение: паропроизводительности котла - Д к; температуры и давления свежего пара и пара промперегрева; содержания в дымовых газах О 2 и при необходимости продуктов неполного горения (СО , Н 2); разрежения в верхней части топки и на уровне горелок; давления за воздухоподогревателем. В том случае если нагрузка котла Д опыт отличается от номинальной Д ном, приведение производится по уравнению
(7)
Однако уравнение (7) справедливо, если во втором опыте избыток воздуха соответствовал оптимальному при номинальной нагрузке. В противном случае приведение следует выполнять по уравнению
(8)
Оценка изменения расхода организованного воздуха в топку по значению возможна при неизменном положении шиберов на тракте после воздухоподогревателя. Однако это не всегда осуществимо. Например, на пылеугольном котле, оснащенном схемой пылеприготовления прямого вдувания с установкой перед мельницами индивидуальных вентиляторов (ВГД), значение характеризует расход воздуха только через тракт вторичного воздуха. В свою очередь расход первичного воздуха при неизменном положении шиберов на его тракте изменится при переходе от одного опыта ко второму в существенно меньшей степени, поскольку большую долю сопротивления преодолевает ВГД. Аналогично происходит на котле, оснащенном схемой пылеприготовления с промбункером с транспортом пыли горячим воздухом. В описанных ситуациях судить об изменении расхода организованного воздуха можно по перепаду давлений на воздухоподогревателе, заменяя в уравнении (6) показатель величиной или перепадом на измерительном устройстве на всасывающем коробе вентилятора. Однако это возможно, если на время опытов закрыта рециркуляция воздуха через воздухоподогреватель и в нем нет значительных неплотностей. Проще решается задача определения присосов воздуха в топку на газомазутных котлах: для этого надо прекратить подачу в воздушный тракт газов рециркуляции (если используется такая схема); пылеугольные котлы на время опытов, если это возможно, следует перевести на газ или мазут. И во всех случаях проще и точнее можно определить присосы при наличии прямых измерений расхода воздуха после воздухоподогревателя (суммарного или путем сложения расходов по индивидуальным потокам), определяя параметр С в уравнении (5) по формуле
(9)
Наличие прямых измерений Q в позволяет определить присосы и путем сопоставления его значения со значениями, определяемыми по тепловому балансу котла:
;
(10)
(11)
В уравнении (10): и - расход свежего пара и пара промперегрева, т/ч; и - приращение тепловосприятия в котле по основному тракту и тракту пара промперегрева, ккал/кг; - к.п.д, котла брутто, %; - приведенный расход воздуха (м 3) при нормальных условиях на 1000 ккал для конкретного топлива (табл. 2); - избыток воздуха за пароперегревателем.
Таблица 2
Приведенные теоретически необходимые объемы воздуха для сжигания различных топлив
|
Бассейн, вид топлива |
Характеристика топлива |
Приведенный на 1000 ккал объем воздуха (при α = 1) , 10 3 м 3 /ккал |
Донецкий | Кузнецкий | Карагандинский | Экибастузский |
сс |
Подмосковный | Райчихииский | Ирша-Бородинский | Березовский | Сланцы | Фрезерный торф | Мазут | Газ Ставрополь-Москва |
.
(13)
2.3. Определение присосов воздуха в газоходы котельной установки
При умеренных присосах целесообразно организовать определение избытка воздуха в контрольном сечении (за пароперегревателем), за воздухоподогревателем и за дымососами. Если присосы значительно (в два раза и более) превышают нормативные, целесообразно организовать измерения в большом числе сечений, например, до и после воздухоподогревателя, особенно регенеративного, до и после электрофильтра. В названных сечениях целесообразно, так же как и в контрольном, организовать измерения с правой и левой сторон котла (обоих газоходов Т-образного котла), имея в виду высказанные в разд. 2.1 соображения о представительности места отбора проб на анализ. Поскольку трудно организовать одновременный анализ газов во многих сечениях, обычно проводятся измерения сначала с одной стороны котла (в контрольном сечении, за воздухоподогревателем, за дымососом), затем с другой. Очевидно, в течение всего опыта необходимо обеспечить стабильный режим работы котла. Значение присосов определяется как разность значений избытков воздуха в сравниваемых сечениях,2.4. Определение присосов воздуха в системы пылеприготовления
Определять присосы согласно [ 7] следует в установках с промбункером, а также с прямым вдуванием при сушке дымовыми газами. При газовой сушке в обоих случаях присосы определяются, как и в котле, на основе газового анализа в начале и в конце установки. Расчет присосов по отношению к объему газов в начале установки ведется по формуле
(14)
При сушке воздухом в системах пылеприготовления с промбункером для определения присосов следует организовать измерение расхода воздуха на входе в систему пылеприготовления и влажного сушильного агента на стороне всасывания или нагнетания мельничного вентилятора . При определении на входе в мельничный вентилятор рециркуляцию сушильного агента во входной патрубок мельницы на время определения присосов следует закрыть. Расходы воздуха и влажного сушильного агента определяются с помощью стандартных измерительных устройств либо с помощью протарированных трубками Прандтля мультипликаторов [ 4]. Тарировку мультипликаторов следует производить в условиях, максимально приближенных к рабочим, так как показания этих устройств не строго подчинены закономерностям, присущим стандартным дроссельным устройствам. Для приведения объемов к нормальным условиям измеряются температура и давление воздуха на входе в установку и влажного сушильного агента у мельничного вентилятора. Плотность воздуха (кг/м 3) в сечении перед мельницей (при обычно принимаемом содержании водяных паров (0,01 кг/кг сухого воздуха):
(15)
Где - абсолютное давление воздуха перед мельницей в месте измерения расхода, мм рт. ст. Плотность сушильного агента перед мельничным вентилятором (кг/м 3) определяется по формуле
(16)
Где - приращение содержания водяных паров за счет испаренной влаги топлива, кг/кг сухого воздуха, определяемое по формуле
(17)
Здесь В м - производительность мельницы, т/ч; μ - концентрация топлива в воздухе, кг/кг; - расход воздуха перед мельницей при нормальных условиях, м 3 /ч; - доля испаренной влаги в 1 кг исходного топлива, определяемая по формуле
(18)
В которой - влага топлива рабочая, %; - влага пыли, %, Подсчеты при определении присосов проводятся по формулам:
(20)
(21)
Значение присосов по отношению к теоретически необходимому для сжигания топлива расходу воздуха определяется по формуле
(22)
Где - среднее значение присосов по всем системам пылеприготовления, м 3 /ч; n - среднее число работающих систем пылеприготовления при номинальной нагрузке котла; В к - расход топлива на котел, т/ч; V 0 - теоретически необходимый расход воздуха для сжигания 1 кг топлива, м 3 /кг. Для выявления значения на основе значения коэффициента , определенного по формуле (14), следует определить количество сушильного агента на входе в установку и далее вести расчеты на основе формул (21) и (22). Если определение значения затруднено (например, в системах пылеприготовления с мельницами-вентиляторами из-за высоких температур газа), то можно это сделать, опираясь на расход газов в конце установки - [сохраняем обозначение формулы (21)]. Для этого определяется по отношению к сечению за установкой по формуле
(23)
В этом случае
Далее определяется по формуле (24). При определении расхода сушильно-вентилирующего агента при газовой сушке целесообразно плотность определять по формуле (16), подставляя в знаменателе вместо значение . Последнее можно, согласно [ 5], определить по формулам:
(25)
Где - плотность газов при α = 1; - приведенная влажность топлива, % на 1000 ккал (1000 кг·% / ккал); и - коэффициенты, имеющие следующие значения:
3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОТЕРЬ ТЕПЛА И К.П.Д. КОТЛА
3 .1. Расчеты по определению составляющих теплового баланса ведутся по приведенным характеристикам топлива [ 5] аналогично тому, как это выполняется в [ 8]. Коэффициент полезного действия (%) котла определяется по обратному балансу по формулеГде q 2 - потери тепла с уходящими газами, %; q 3 - потери тепла с химической неполнотой сгорания, %; q 4 - потери тепла с механической неполнотой сгорания, %; q 5 - потери тепла в окружающую среду, %; q 6 - потери тепла с физическим теплом шлака, %. 3.2. В связи с тем, что задачей настоящих Методических указаний является оценка качества ремонта, а сравнительные испытания проводятся примерно при тех же условиях, потери тепла с уходящими газами могут с достаточной точностью определяться по несколько упрощенной формуле (в сравнении с принятой в [ 8]):
Где - коэффициент избытка воздуха в уходящих газах; - температура уходящих газов, °С; - температура холодного воздуха, °С; q 4 - потери тепла с механической неполнотой сгорания, %; К Q - поправочный коэффициент, учитывающий тепло, внесенное в котел с подогретым воздухом и топливом; К , С , b - коэффициенты, зависящие от сорта и приведенной влажности топлива, усредненные значения которых приведены в табл. 3.
Таблица 3
Усредненные значения коэффициентов К, С и d для подсчета потерь тепла q 2
Топливо |
С | Антрациты, |
3,5 + 0,02 W п ≈ 3,53 |
0,32 + 0,04 W п ≈ 0,38 |
полуантрациты, | тощие угли | Каменные угли | Бурые угли |
3,46 + 0,021 W п |
0,51 +0,042 W п |
0,16 + 0,011 W п |
Сланцы |
3,45 + 0,021 W п |
0,65 +0,043 W п |
0,19 + 0,012 W п |
Торф |
3,42 + 0,021 W п |
0,76 + 0,044 W п |
0,25 + 0,01 W п |
Дрова |
3,33 + 0,02 W п |
0,8 + 0,044 W п |
0,25 + 0,01 W п |
Мазут, нефть | Природные газы | Попутные газы | *При W п ≥ 2 b = 0,12 + 0,014 W п. |
(29)
Физическое тепло топлива имеет смысл учитывать лишь при использовании нагретого мазута. Рассчитывается эта величина в кДж/кг (ккал/кг) по формуле
(30)
Где - удельная теплоемкость мазута при температуре его поступления в топку, кДж/(кг·°С) [ккал/(кг·°С)]; - температура поступающего в котел мазута, нагретого вне его, °С; - Доля мазута по теплу в смеси топлив. Удельный расход тепла на 1 кг топлива, внесенного в котел с воздухом (кДж/кг) [(ккал/кг)] при его предварительном подогреве в калориферах, рассчитывается по формуле
Где - избыток воздуха, поступающего в котел, в воздушном тракте перед воздухоподогревателем; - повышение температуры воздуха в калориферах, °С; - приведенная влажность топлива, (кг·%·10 3) / кДж [(кг·%·10 3) / ккал]; - физическая постоянная, равная 4,187 кДж (1 ккал); - низшая теплота сгорания, кДж (ккал/кг). Приведенная влажность твердого топлива и мазута рассчитывается на основе текущих средних данных на электростанции по формуле
(32)
Где - влажность топлива на рабочую массу, %, При совместном сжигании топлива различных видов и марок, если коэффициенты К, С и b для различных марок твердого топлива отличаются один от другого, приведенные значения этих коэффициентов в формуле (28) определяются по формуле
Где а 1 а 2 ... а n - тепловые доли каждого из топлив в смеси; К 1 К 2 ...К n - значения коэффициента К (С, b ) для каждого из топлив. 3.3. Потери тепла с химической неполнотой сгорания топлива определяются по формулам: для твердого топлива
Для мазута
Для природного газа
Коэффициент принимается равным 0,11 или 0,026 в зависимости от того, в каких единицах определяется - в ккал/м 3 или кДж/м 3 . Значение определяется по формуле
При расчетах в кДж/м 3 численные коэффициенты в этой формуле умножаются на коэффициент К = 4,187 кДж/ккал. В формуле (37) СО , Н 2 и СН 4 - объемные содержания продуктов неполного сгорания топлив в процентах по отношению к сухим газам. Определяются эти величины с помощью хроматографов по предварительно отобранным пробам газа [ 4]. Для практических целей, когда режим работы котла ведется при избытках воздуха, обеспечивающих минимальное значение q 3 , вполне достаточно в формулу (37) подставлять лишь значение СО . В этом случае можно обойтись более простыми газоанализаторами типа "Testo-Term ". 3.4. В отличие от других потерь для определения потерь тепла с механической неполнотой сгорания требуется знание характеристик твердого топлива, используемого в конкретных опытах - его теплотворной способности и рабочей зольности А р. При сжигании каменных углей неопределенных поставщиков или марок полезно знать и выход летучих , так как эта величина может отразиться на степени выгорания топлива - содержании горючих в уносе Г ун и шлаке Г шл.Расчеты проводятся по формулам:
(38)
Где и - доля золы топлива, выпадающей в холодную воронку и уносимой дымовыми газами; - теплота сгорания 1 кг горючих, равная 7800 ккал/кг или 32660 кДж/кг. Потери тепла с уносом и шлаком целесообразно рассчитывать отдельно, особенно при больших различиях в Г ун и Г шл. В последнем случае весьма актуально уточнение значения , поскольку рекомендации [ 9] по этому вопросу весьма приближенны. На практике и Г шл зависят от крупности пыли и степени загрязнения топки шлаковыми отложениями. Для уточнения значения рекомендуется провести специальные испытания [ 4]. При сжигании твердого топлива в смеси с газом или мазутом значение (%) определяется выражением
Где - доля твердого топлива по теплу в общем расходе топлива. При одновременном сжигании нескольких марок твердого топлива расчеты по формуле (39) ведутся по средневзвешенным значениям и А р. 3.5. Потери тепла в окружающую среду рассчитываются на основе рекомендаций [ 9]. При проведении опытов на нагрузке Д к меньшей, чем номинальная, пересчет производится по формуле
(41)
3.6. Потери тепла с физическим теплом шлака существенны лишь при жидком шлакоудалении. Определяются они по формуле
(42)
Где - энтальпия золы, кДж/кг (ккал/кг). Определяется по [ 9]. Температура золы при твердом шлакоудалении принимается равной 600°С, при жидком - равной температуре нормального жидкого шлакоудаления t нж или t зл + 100°С, которые определяются по [ 9] и [ 10]. 3.7. При проведении опытов до и после ремонта необходимо стремиться к поддержанию одинакового максимального числа параметров (см. п. 1.4 настоящих Методических указаний) с тем, чтобы свести к минимуму количество поправок, которые требуется вводить. Относительно просто может быть определена лишь поправка к q 2 на температуру холодного воздуха t x.в, если температура на входе в воздухоподогреватель поддерживается на постоянном уровне. Сделать это можно на основе формулы (28), определив q 2 при разных значениях t x.в. Учет влияния отклонения других параметров требует экспериментальной проверки или машинного поверочного расчета котла.
4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВРЕДНЫХ ВЫБРОСОВ
4.1. Необходимость определения концентраций оксидов азота (NO х), а также SO 2 и СО диктуется актуальностью проблемы сокращения вредных выбросов электростанций, которой с годами уделяется все большее внимание [ 11, 12]. В [ 13] этот раздел отсутствует. 4.2. Для анализа дымовых газов на содержание вредных выбросов применяются переносные газоанализаторы многих фирм. Наиболее распространены на электростанциях России электрохимические приборы германской фирмы "Testo ". Фирма выпускает приборы разного класса. С помощью наиболее простого прибора "Testo 300M" можно определить содержание в сухих дымовых газах О 2 в % и объемных долях (ррт )* СО и NO x и автоматически перевести объемные доли в мг/нм 3 при α = 1,4. С помощью более сложного прибора "Testo- 350" можно помимо изложенного определить температуру и скорость газа в месте ввода зонда, определить расчетным путем к.п.д. котла (если зонд введен в газоход за котлом), раздельно определить с помощью дополнительного блока ("Testо- 339") содержание NO и NO 2 , а также при использовании обогреваемых (длиной до 4 м) шлангов SO 2 . ___________ *1 ррт = 1/10 6 объема. 4.3. В топках котлов при горении топлива в основном (на 95 - 99%) образуется монооксид азота NO , а содержание более токсичного диоксида NO 2 составляет 1 - 5%. В газоходах котла и далее в атмосфере происходит частичное неконтролируемое доокисление NO в NO 2 Поэтому условно при переводе объемной доли (ррт ) NO x в стандартное массовое значение (мг/нм 3) при α = 1,4 применяется переводной коэффициент 2,05 (а не 1,34, как для NO ). Этот же коэффициент принят и в приборах "Testo " при переводе значений из ррт в мг/нм 3 . 4.4. Содержание оксидов азота принято определять в сухих газах, поэтому водяные пары, содержащиеся в дымовых газах, должны быть максимально сконденсированы и отведены. Для этого помимо конденсатоотводчика, которым оснащаются приборы "Testo ", целесообразно при коротких линиях устанавливать перед прибором колбу Дрекслера для организации пробулькивания газа через воду. 4.5. Представительную пробу газа для определения NO x , a также S O 2 и СО можно отобрать лишь в сечении за дымососом, где газы перемешаны, в сечениях же, более близких к топке, можно получить искаженные результаты, связанные с отбором проб из шлейфа топочных газов, характеризующегося повышенным или пониженным содержанием NO х, SO 2 или СО . В то же время при детальном изучении причин повышенных значений NO x полезно отбирать пробы из нескольких точек по ширине газохода. Это позволяет связать значения NO x с организацией топочного режима, найти режимы, характеризующиеся меньшим разбросом значений NO x и соответственно меньшим средним значением. 4.6. Определение NO x до и после ремонта, так же как и определение других показателей котла, следует проводить при номинальной нагрузке и в режимах, рекомендуемых режимной картой. Последняя, в свою очередь, должна быть ориентирована на применение технологических методов подавления оксидов азота - организацию ступенчатого сжигания, ввод газов рециркуляции в горелки или в воздуховоды перед горелками, разную подачу топлива и воздуха в разные ярусы горелок и др. 4.7. Проводя опыты по максимальному сокращению NO x , что часто достигается снижением избытка воздуха в контрольном сечении (за пароперегревателем), следует избегать роста СО . Предельные значения для вновь проектируемых или реконструируемых котлов, согласно [ 12], составляют: для газа и мазута - 300 мг/нм 3 , для пылеугольных котлов с твердым и жидким шлакоудалением - соответственно 400 и 300 мг/нм 3 . Пересчет СО и SO 2 из ррт в мг/нм 3 производится умножением на удельные массы 1,25 и 2,86. 4.8. Для исключения ошибок при определении содержания в дымовых газах SO 2 необходимо отбирать газы за дымососом и, кроме того, предотвратить конденсацию содержащихся в дымовых газах водяных паров, так как SO 2 хорошо растворяется в воде с образованием H 2 SO 3 Для этого при высокой температуре уходящих газов, исключающей конденсацию водяного пара в газозаборной трубке и шланге, сделать их максимально короткими. В свою очередь при возможной конденсации влаги следует применять обогреваемые (до температуры 150°С) шланги и приставку для осушения дымовых газов. 4.9. Отбор проб за дымососом сопряжен в течение достаточно длительного периода с минусовыми температурами окружающего воздуха, а приборы "Testo " рассчитаны для работы в области температур +4 ÷ + 50°С, поэтому для измерений за дымососом в зимнее время требуется установить утепленные кабинки. Для котлов, оснащенных мокрыми золоуловителями, определение SO 2 за дымососом позволяет учесть частичное поглощение SO 2 в скрубберах. 4.10. Для исключения систематических ошибок в определении NO х и SO 2 и сравнения их с обобщенными материалами целесообразно сопоставить экспериментальные данные с расчетными значениями. Последние могут быть определены по [ 13] и [ 14].4.11. Качество ремонта котельной установки среди прочих показателей характеризуют выбросы в атмосферу твердых частиц. При необходимости определения этих выбросов следует пользоваться [ 15] и [ 16].5. ОПРЕДЕЛЕНИЕ УРОВНЯ ТЕМПЕРАТУРЫ ПАРА И ДИАПАЗОНА ЕЕ РЕГУЛИРОВАНИЯ
5.1. При проведении эксплуатационных испытаний следует выявить возможный диапазон регулирования температуры пара с помощью пароохладителей и при недостатке этого диапазона определить необходимость вмешательства в топочный режим для обеспечения требуемого уровня перегрева, поскольку указанные параметры определяют техническое состояние котла, характеризуют качество ремонта. 5.2. Оценка уровня температуры пара ведется по значению условной температуры (температуры пара в случае отключения пароохладителей). Эта температура определяется по таблицам водяного пара исходя из условной энтальпии:
(43)
Где - энтальпия перегретого пара, ккал/кг; - уменьшение энтальпии пара в пароохладителе, ккал/кг; К - коэффициент, учитывающий увеличение тепловосприятия перегревателя вследствие роста температурного напора при включении пароохладителя. Значение этого коэффициента зависит размещения пароохладителя: чем ближе пароохладитель расположен к выходу из пароперегревателя, тем ближе к единице коэффициент. При установке поверхностного пароохладителя на насыщенном паре К принимается равным 0,75 - 0,8. При использовании для регулирования температуры пара поверхностного пароохладителя, в котором пар охлаждается за счет пропуска через него части питательной воды,
(44)
Где и - энтальпия питательной воды и воды на входе в экономайзер; - энтальпия пара до и после пароохладителя. В тех случаях, когда на котле имеется несколько впрысков, по формуле (46) определяется расход воды на последний впрыск по ходу пара. На предыдущий впрыск вместо в формуле (46) следует подставить ( - ) и соответствующие этому впрыску значения энтальпии пара и конденсата. Аналогично записывается формула (46) для случая, когда количество впрысков больше двух, т.е. подставляется ( - - ) и т.д. 5.3. Диапазон нагрузок котла, в пределах которых номинальная температура свежего пара обеспечивается устройствами, предназначенными для этой цели без вмешательства в режим работы топки, определяется экспериментально. Ограничение для барабанного котла при снижении нагрузки часто связано с неплотностью регулирующей арматуры, а при увеличении нагрузки может являться следствием пониженной температуры питательной воды из-за относительно меньшего расхода пара через пароперегреватель при неизменном расходе топлива. Для учета влияния температуры питательной воды следует воспользоваться графиком, аналогичным изображенному на рис. 3, а для пересчета нагрузки на номинальную температуру питательной воды - на рис. 4. 5.4. При проведении сравнительных испытаний котла до и после ремонта так же экспериментально должен быть определен диапазон нагрузок, при котором выдерживается номинальная температура пара промперегрева. При этом имеется в виду использование проектных средств регулирования этой температуры - паропарового теплообменника, газовой рециркуляции, байпаса газов помимо промпароперегревателя (котлы ТП-108, ТП-208 с расщепленным хвостом), впрыска. Оценку следует вести при включенных подогревателях высокого давления (проектной температуре питательной воды) и с учетом температуры пара на входе в промпароперегреватель, а для двухкорпусных котлов - при одинаковой загрузке обоих корпусов.
Рис. 3. Пример определения необходимого дополнительного понижения температуры перегретого пара в пароохладителях при понижении температуры питательной воды и сохранении неизменного расхода пара
Примечание. График построен исходя из того, что при понижении температуры питательной воды, например с 230 до 150°С, и неизменных паропроизводительности котла и расходе топлива энтальпия пара в пароперегревателе увеличивается (при р п.п = 100 кгс/см 2) а 1,15 раза (со 165 до 190 ккал/кг), а температура пара с 510 до 550°С
Рис. 4. Пример определения нагрузки котла, приведенной к номинальной температуре питательной воды 230 °С (при t п.в = 170 °С и Д t = 600 т/ч Д ном = 660 т/ч)
Примечание . График построен при следующих условиях: t п.е = 545/545°С; р п.п = 140 кгс/см 2 ; р " пром = 28 кгс/см 2 ; р " пром =26 кгс/см 2 ; t " пром = 320°С; Д пром /Д пп = 0,8Список использованной литературы
1. Методика оценки технического состояния котельных установок до и после ремонта: РД 34.26.617-97.- М.: СПО ОРГРЭС, 1998. 2. Правила организации технического обслуживания и ремонта оборудования, зданий и сооружений электростанций и сетей: РД 34.38.030-92. - М.: ЦКБ Энергоремонта, 1994. 3. Методические указания по составлению режимных карт котельных установок и оптимизации управления ими: РД 34.25.514-96. - М.: СПО ОРГРЭС, 1998. 4. Трембовля В.И., Фингер Е.Д., Авдеева А.А. Теплотехнические испытания котельных установок. - М.: Энергоатомиздат, 1991. 5. Пеккер Я.Л. Теплотехнические расчеты по приведенным характеристикам топлива. - М.: Энергия, 1977. 6. Толчинский Е.Н., Дунский В.Д., Гачкова Л.В. Определение присосов воздуха в топочные камеры котельных установок. - М.: Электрические станции, № 12, 1987. 7. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации: РД 34.20.501-95. - М.: СПО ОРГРЭС, 1996. 8. Методические указания по составлению и содержанию энергетических характеристик оборудования тепловых электростанций: РД 34.09.155-93. - М.: СПО ОРГРЭС, 1993. 9. Тепловой расчет котельных агрегатов (Нормативный метод). - М.: Энергия, 1973. 10. Энергетическое топливо СССР: Справочник. - М.: Энергоатомиздат, 1991. 11. Котлер В.Р. Оксиды азота в дымовых газах котлов. - М.: Энергоатомиздат, 1987. 12. ГОСТ Р 50831-95. Установки котельные. Теплотехническое оборудование. Общие технические требования. 13. Методика определения валовых и удельных выбросов вредных веществ в атмосферу от котлов тепловых электростанций: РД 34.02.305-90. - М.: Ротапринт ВТИ, 1991. 14. Методические указания по расчету выбросов оксидов азота с дымовыми газами котлов тепловых электростанций: РД 34.02.304-95. - М.: Ротапринт ВТИ, 1996. 15. Методика определения степени очистки дымовых газов в золоулавливающих установках (экспресс-метод): РД 34.02.308-89. - М.: СПО Союзтехэнерго, 1989. РД 153-34.0-02.308-98 16. Методика испытаний золоулавливающих установок тепловых электростанций и котельных: РД 34.27.301-91. - М.: СПО ОРГРЭС, 1991.Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Размещено на http://www.allbest.ru/
1. Статистическая характеристика котла при изменении температуры питательной воды
барабанный котел турбина аккумуляторный
В Процессе эксплуатации котла его производительность может изменяться в пределах, определяемых режимом работы потребителей. Могут меняться также температура питательной воды и воздушный режим топки. Каждому режиму работы котла соответствуют определенные значения параметров теплоносителей по водопаровому и газовому трактам, тепловых потерь и КПД. Одной из задач персонала является поддержание оптимального режима котла при данных условиях его работы, который соответствует максимально возможному значению КПД котла нетто. В связи с этим возникает необходимость определения влияния статических характеристик котла - нагрузки, температуры питательной воды, воздушного режима топки и характеристики топлива - на показатели его работы при изменении значений перечисленных параметров. В кратковременные периоды перехода работы котла от одного режима к другому изменение количества теплоты, а также запаздывание в системе его регулирования вызывают нарушение материального и энергетического балансов котла и изменение параметров, характеризующих его работу. Нарушение стационарного режима работы котла в переходные периоды может вызываться внутренними (для котла) возмущениями, а именно уменьшением относительного тепловыделения в топке и изменением ее. воздушного режима и режима подачи воды, и внешними возмущениями - изменением потребления пара и температуры питательной воды. Зависимости параметров от времени, характеризующие работу котла в переходный период, называют его динамическими характеристиками.
Зависимость параметров от температуры питательной воды. Существенно влияет на работу котла температура питательной воды, которая может изменяться в процессе эксплуатации в зависимости от режима работы турбин. Уменьшение температуры питательной воды при заданной нагрузке и неизменных прочих условиях определяет необходимость увеличения тепловыделения в топке, т.е. расхода топлива, и вследствие этого перераспределения передачи теплоты поверхностям нагрева котла. Температура перегрева пара в конвективном пароперегревателе возрастает за счет повышения температуры продуктов сгорания и их скорости, увеличивается температура подогрева воды и воздуха. Повышаются температура уходящих газов и их объем. Соответственно возрастает потеря с уходящими газами.
2 . Пуск барабанного котла
При пуске в результате неравномерного прогрева металла в поверхностях дополнительно возникают термические напряжения: у t = е t ·Е t ·?t
е t - коэффициент линейного расширения.
Е t - модуль упругости стали.
у t растёт с ростом и. Поэтому растопку ведут медленно и осторожно, чтобы скорость и термическое напряжение не превышало допустимых. , .Пусковая схема.
РКНП - регулировочный клапан непрерывной продувки.
В-воздушник.
рец. - линия рециркуляции.
Дренажи.
ПП - продувка пароперегревателя.
ГПЗ - главная паровая задвижка.
СП - соединительный паропровод.
РР - растопочный расширитель.
РРОУ - растопочная редукционно-охладительная установка.
К.С.Н. - коллектор собственных нужд.
К.О.П. - коллектор острого пара.
РПК - регулировочный питательный клапан.
РУ - растопочный узел.
ПМ - питательная магистраль.
Последовательность пуска
1. Внешний осмотр (поверхности нагрева, обмуровка, горелки, предохранительные клапаны, водоуказательные устройства, регулирующие органы, вентилятор и дымосос).
2. Закрывают дренажи. Открывают воздушник и продувку пароперегревателя.
3. Через нижние точки котел заполняют деаэрированной водой с температурой, соответствующей условию: (vу t).
4. Время заполнения 1-1,5 ч. Заполнение заканчивается, когда вода закрывает опускные трубы. При заполнении следят, чтобы < 40єC.
5. Включают дымосос и вентилятор и вентилируют топку и газоходы 10-15 мин.
6. Устанавливают разряжение на выходе из топки кг/м 2 , устанавливают расход.
7. Выделившаяся при сжигании топлива теплота расходуется на нагрев поверхностей нагрева, обмуровки, воды, на парообразование. С увеличением продолжительности растопки ^Q парообр. и vQ нагр.
8. При появлении пара из воздушников, их закрывают. Расхолаживание пароперегревателя производят растопочным паром, выпуская его через ПП. Сопротивление продувочной линии ~ > ^P б.
9. При Р = 0,3 МПа продувают нижние точки экранов и воздухоуказательные. При Р = 0,5 МПа, закрывают ПП, открывают ГПЗ-1 и прогревают СП, выпуская пар через растопочный расширитель.
10. Периодически подпитывают барабан водой и контролируют уровень воды.
11. Увеличивают расход топлива. єС/мин.
12. При Р = 1,1 МПа включают непрерывную продувку и используют линию рециркуляции (для защиты ЭКО от пережога).
13. При Р = 1,4 МПа закрывают растопочный расширитель и открывают растопочные редукционно-охладительные установки. Увеличивают расход топлива.
14. При Р = Р ном - 0,1 МПа и t п = t ном - 5єС проверяют качество пара, увеличивают нагрузку до 40%, открывают ГПЗ-2 и включают котел в коллектор острого пара.
15. Включают подачу основного топлива и увеличивают нагрузку до номинальной.
16. Переходят на питание котла через регулирующий питательный клапан и полностью загружают пароохладитель.
17. Включают автоматику.
3. Особенности пуска теплофикационных турбин
Пуск турбины с отбором пара производится в основном таким же образом, как и пуск чисто конденсационной турбины. Регулирующие клапаны части низкого давления (регулирование отбора) должны быть полностью открыты, регулятор давления выключен и задвижка на линии отбора закрыта. Очевидно, что при этих условиях любая турбина с отбором пара работает как чисто конденсационная и может быть пущена в ход описанным выше порядком. Однако следует обратить особое внимание на те дренажные линии, которых нет у конденсационной турбины, в частности, на дренаж линии отбора и предохранительного клапана. В течение всего времени, пока в камере отбора давление ниже атмосферного, эти дренажные линии должны быть открыты на конденсатор. После того как турбина с отбором пара развернута до полного числа оборотов, генератор синхронизирован, включен на сеть и принята некоторая нагрузка, можно включить в работу регулятор давления и медленно открывать запорную задвижку на линии отбора. С этого момента регулятор давления вступает в действие и должен поддерживать желаемое давление отбора. У турбин со связанным регулированием скорости и отбора переход от чисто конденсационного режима к работе с отбором пара обычно сопровождается только небольшим колебанием нагрузки. Однако при включении регулятора давления нужно тщательно следить за тем, чтобы перепускные клапаны не закрылись сразу полностью, так как это создаст в камере отбора резкое повышение (толчок) давления, которое может вызвать аварию турбины. У турбин с несвязанным регулированием каждый из регуляторов получает импульс под влиянием действия другого регулятора. Поэтому колебания нагрузки в момент перехода на работу с отбором пара могут быть более значительными. Пуск турбины с противодавлением обычно производится на выхлоп в атмосферу, для чего выхлопной клапан предварительно открывают от руки при закрытом клапане. В остальном руководствуются изложенными выше правилами пуска конденсационных турбин. Переключение с работы на выхлоп на работу с противодавлением (на производственную магистраль) обычно производится по достижении турбиной нормального числа оборотов. Для переключения сначала постепенно прикрывают выхлопной клапан, чтобы создать за турбиной противодавление, несколько превышающее противодавление в производственной магистрали, на которую будет работать турбина, а затем медленно открывают клапан этой магистрали. Клапан должен быть полностью закрыт к тому моменту, когда клапан производственной магистрали будет открыт полностью. Регулятор давления включают после того, как турбина примет небольшую тепловую нагрузку, а генератор будет присоединен к сети; включение обычно удобнее производить в момент, когда противодавление несколько ниже нормального. С момента, когда в выхлопном патрубке установится желаемое противодавление, скоростной регулятор выключается, и турбина начинает работать по тепловому графику под управлением регулятора давления.
4. А ккумулирующая способность котла
В работающем котлоагрегате тепло аккумулируется в поверхностях нагрева, в воде и паре, находящемся в объеме поверхности нагрева котла. При одинаковых производительности и параметрах пара больше тепла аккумулируется в барабанных котлоагрегатах, что объясняется прежде всего большим водяным объемом. Для барабанных котлоагрегатов 60-65% тепла аккумулируется в воде, 25-30% - в металле, 10-15% - в паре. Для прямоточных котлоагрегатов до 65% тепла аккумулируется в металле, остальные 35% - в паре и воде.
При снижении давления пара часть аккумулированного тепла высвобождается в связи с уменьшением температуры насыщения среды. При этом практически мгновенно получается дополнительное количество пара. Количество дополнительно получаемого пара при снижении давления на 1 МПа называется аккумулирующей способностью котлоагрегата :
где Q ак - высвобождаемое в котлоагрегате тепло; q - расход тепла на получение 1 кг пара.
Для барабанных котлоагрегатов с давлением пара свыше 3 МПа аккумулирующая способность может быть найдена из выражения
где r - скрытая теплота парообразования; G м - масса металла испарительных поверхностей нагрева; С м, С в - теплоемкость металла и воды; Dt н - изменение температуры насыщения при изменении давления на 1 МПа; V в, V п - водяной и паровой объемы котлоагрегата; - изменение плотности пара при снижении давления на 1 МПа; - плотность воды. Водяной объем котлоагрегата включает водяной объем барабана и циркуляционных контуров, в паровой объем входят объем барабана, объем пароперегревателя, а также объем пара в испарительных трубках.
Практическое значение имеет и допустимая величина скорости снижения давления, определяющая степень повышения паропроизводительности котлоагрегата.
Прямоточный котел допускает очень высокие скорости снижения давления. При скорости 4,5 МПа/мин может быть достигнуто увеличение паропроизводительности на 30-35%, но в течение 15-25 с. Барабанный котел допускает меньшую скорость снижения давления, что связано с набуханием уровня в барабане и опасностью парообразования в опускных трубах. При скорости снижения давления 0,5 МПа/мин барабанные котлы могут работать с увеличением паропроизводительности на 10-12% в течение 2-3 мин.
Размещено на Allbest.ru
...Подобные документы
Классификации паровых котлов. Основные компоновки котлов и типы топок. Размещение котла с системами в главном корпусе. Размещение поверхностей нагрева в котле барабанного типа. Тепловой, аэродинамический расчет котла. Избытки воздуха по тракту котла.
презентация , добавлен 08.02.2014
Паропроизводительность котла барабанного типа с естественной циркуляцией. Температура и давление перегретого пара. Башенная и полубашенная компоновки котла. Сжигание топлива во взвешенном состоянии. Выбор температуры воздуха и тепловой схемы котла.
курсовая работа , добавлен 16.04.2012
Назначение и основные типы котлов. Устройство и принцип действия простейшего парового вспомогательного водотрубного котла. Подготовка и пуск котла, его обслуживание во время работы. Вывод парового котла из работы. Основные неисправности паровых котлов.
реферат , добавлен 03.07.2015
Подготовка парового котла к растопке, осмотр основного и вспомогательного оборудования. Пусковые операции и включение форсунок. Обслуживание работающего котла, контроль за давлением и температурой острого и промежуточного пара, питательной воды.
реферат , добавлен 16.10.2011
Получение энергии в виде ее электрической и тепловой форм. Обзор существующих электродных котлов. Исследование тепломеханической энергии в проточной части котла. Расчет коэффициента эффективности электродного котла. Компьютерное моделирование процесса.
дипломная работа , добавлен 20.03.2017
Характеристики судовых паровых котлов. Определение объема и энтальпия дымовых газов. Расчет топки котла, теплового баланса, конвективной поверхности нагрева и теплообмена в экономайзере. Эксплуатация судового вспомогательного парового котла КВВА 6.5/7.
курсовая работа , добавлен 31.03.2012
Способы регулирования температуры воды в электрических водонагревателях. Методы интенсификации тепломассообмена. Расчет проточной части котла, максимальной мощности теплоотдачи конвектора. Разработка экономичного режима работы электродного котла в Matlab.
магистерская работа , добавлен 20.03.2017
Типы топок паровых котлов, расчетные характеристики механических топок с цепной решеткой. Расчет необходимого объема воздуха и объема продуктов сгорания топлива, составление теплового баланса котла. Определение температуры газов в зоне горения топлива.
методичка , добавлен 16.11.2011
Генерация насыщенного или перегретого пара. Принцип работы парового котла ТЭЦ. Определение КПД отопительного котла. Применение газотрубных котлов. Секционированный чугунный отопительный котел. Подвод топлива и воздуха. Цилиндрический паровой барабан.
реферат , добавлен 01.12.2010
Водоснабжение котельной, принцип работы. Режимная карта парового котла ДКВр-10, процесс сжигания топлива. Характеристика двухбарабанных водотрубных реконструированных котлов. Приборы, входящие в состав системы автоматизации. Описание существующих защит.
Регистрация (постановка на учет) технических устройств - важная часть легализации и регистрации опасных производственных объектов (ОПО).
Приняв первичное решение о пуске в работу (вводе в эксплуатацию), владелец ОПО, на которых используются подъемные сооружения (ПС, ГПМ) и/или оборудование под избыточным давлением, должен поставить эти технические устройства на учет в Ростехнадзоре.
Постановка на учет тех. устройств проводится в территориальном управлении Ростехнадзора по месту нахождения ОПО. В случае с мобильными ПС (автомобильные краны, автовышки и т.д.) и цистернами - допускается регистрация по юридическому адресу эксплуатирующей организации.
Какие технические устройства надо ставить на учет в Ростехнадзоре
1. Оборудование, работающее под избыточным давлением.Стоимость - от 18 тыс. рублей за единицу оборудования.
Ставится на учет согласно ФНП «Правила промышленной безопасности ОПО, на которых используется оборудование, работающее под избыточным давлением» (утв. приказом Ростехнадзора от 25 марта 2014 г. N 116). В ходе постановки на учет на объект может выезжать инспектор Ростехнадзора.
В п. 3 ФНП дан перечень оборудования под давлением, которое подлежит учету в органах Ростехнадзора.
В п. 4 ФНП дан перечень объектов, на которые действие ФНП не распространяется (следовательно, они не подлежат учета в Ростехнадзоре).
В п. 215 ФНП дан перечень оборудования, работающего под избыточным давлением, которое не подлежит учету в органах Ростехнадзора (его не надо ставить на учет, но при эксплуатации следует руководствоваться требованиями ФНП).
2. Подъемные сооружения (ГПМ, ПС).
Стоимость - от 11 тыс. рублей за единицу техники.
Ставятся на учет согласно ФНП «Правила безопасности ОПО, на которых используются подъемные сооружения» (утв. Приказом Ростехнадзора от 12 ноября 2013 г. № 533).
В п. 3 ФНП дан перечень ГПМ, на которые распространяется действие ФНП и которые (с исключениями) необходимо ставить на учет в Ростехнадзоре.
В п. 4 ФНП дан перечень объектов с ПС, в отношении которых ФНП не применяются (следовательно, они не подлежат учета в Ростехнадзоре).
В п. 148 ФНП дан перечень исключений - ПС с определенными параметрами - которые не надо ставить на учет в Ростехнадзоре.
Как поставить на учет техническое устройство
Для постановки на учет технического устройства в Ростехнадзор подаются (касается как оборудования под давлением, так и подъемных сооружений):1. Заявление, которое может содержать:
- информацию об эксплуатирующей организации (реквизиты);
- информацию о месте установки стационарного оборудования, месте применения транспортабельного оборудования и планируемом периоде его эксплуатации на указанном месте;
- информацию о месте нахождения производственной площадки (базы) для ремонта и технического освидетельствования мобильных ПС и цистерн, а также планируемом регионе их применения;
- сведения из паспорта технического устройства: наименование или обозначение оборудования (марка, модель), год изготовления, завод-изготовитель, заводской номер, основные технические характеристики, расчетный срок службы, сведения о дате проведения технического освидетельствования или ЭПБ и т.д.;
- сведения о назначении ответственных за ОПО специалистов (с реквизитами протоколов об аттестации по промышленной безопасности);
- сведения о наличии ППК;
- реквизиты полиса на обязательное страхование ОПО и т.д.
Документ оформляется с учетом требований перечисленных выше нормативно-законодательных документов. Ответственность за правильное составление акта готовности возлагается на членов комиссии и, прежде всего, руководителя эксплуатирующей организации.
Этап №3. Формирование пакета документации, нужной для регистрации оборудования
Для успешного прохождения процедуры регистрации трубопровода в Ростехнадзоре требуется не только грамотное составление акта готовности оборудования к запуску, но и предоставление полного пакета документов, перечень которых приведен выше. При отсутствии какого-либо документа из указанного списка необходимо повторное его оформление. Следует учесть, что одной из самых распространенных причин отказа зарегистрировать трубопровод является предоставление заявителем в Ростехнадзор неполного пакета документации.
Этап №4. Подача собранного пакета документации в Ростехнадзор
Грамотное выполнение предыдущих этапов практически гарантирует успешное прохождение рассмотрения заявления на постановку трубопровода на учет и прилагаемых к нему документов.
Этап №5. Завершение процедуры регистрации трубопровода в Ростехнадзоре
Результатом успешного прохождения процедуры постановки оборудования на учет является:
- присвоение трубопроводу учетного номера;
занесение номера в паспорт;
выдача Ростехнадзором письма о постановке заявленного оборудования на учет.
Организации и индивидуальные предприниматели могут применять на своем производстве оборудование, работающее под высоким давлением. Постановка на учет сосудов в Ростехнадзоре в ряде случаев является обязательной процедурой. Такое требование содержится в федеральных нормах и правилах. Там же указано, какие именно устройства подлежат учету, а для каких эта процедура не требуется.
Сосуды, подлежащие учету в органах Ростехнадзора
Владельцы ОПО обязаны ставить на учет оборудование, работающее при образовании повышенного давления газа (в том числе сжиженного), пара, жидкости, которой может быть не только вода. Величина давления должна превышать 0,07 МПа.
Примером исключения из этих правил являются трубопроводы, по которым транспортируется пар и горячая вода, если их диаметр не превышает 10 см, а давление – 1,6 МПа. Это не единственный пункт в перечне устройств, не подлежащих учету.
Особенности проведения процедуры
Постановка на учет выполняется с целью присвоения оборудованию учетного номера и его дальнейшей регистрации в реестре. Предварительно специальная комиссия проверяет готовность устройств к безопасному применению. Для этого оценивается состояние оборудования, производится ознакомление с результатами технического освидетельствования сосудов, котлов, изучаются другие необходимые документы.
В случае успешной проверки составляется акт, подтверждающий готовность оборудования к эксплуатации, и принимается решение о включении устройств в производственную деятельность. После вынесения такого решения организация должна предоставить в отдел Ростехнадзора данные для постановки котлов, цистерн и иного оборудования на учет. На это предприятию отводится 10 дней. Необходимые документы:
- Заявление. В нем должны присутствовать сведения об организации, месте расположения оборудования и площадки для его ремонта;
- Копии акта об эксплуатационной готовности устройств и приказа о вводе их в производственную деятельность;
- Сведения о представленном к учету оборудовании. В частности, нужна информация о его наименовании, технических характеристиках, дате проведения экспертизы и прочие данные.
Если решено утилизировать оборудование по причине невозможности дальнейшей эксплуатации, необходимо снять его с учета. Это касается и случаев утраты устройством признаков опасности. Для снятия с учета оборудования под давлением необходимо направить в надзорные органы соответствующее заявление и документы, подтверждающие утилизацию или отсутствие признаков опасности.
Стоит также учитывать, что при продаже или сдаче в аренду оборудования этого типа новый владелец обязан сообщить Ростехнадзору информацию об организации, в чье владение перешли устройства. Потребуются также документы, подтверждающие передачу, например договор купли-продажи.
