ОБЩИЕ ВОПРОСЫ ОРГАНИЗАЦИИ РЕМОНТА

Все работники электростанций в своей деятельности руководствуются двумя главными директивными доку­ментами— «Правилами технической эксплуатации элек­трических станций и сетей» (ПТЭ), где изложены ос­новные организационные и технические требования к эксплуатации энергетических объектов, выполнение которых обеспечивает надежную и бесперебойную их работу, и «Инструкцией по организации ремонта энер­гетического оборудования электростанций и подстанций», которая содержит основные требования и правила по ремонту.

На электростанциях и подстанциях в соответствии с ПТЭ действует система планово-предупредительного ремонта оборудования (ППР). Система ППР, действую­щая на электростанциях и подстанциях, представляет собой комплекс работ, выполняемых в плановые сроки и направленных на обеспечение надежной эксплуатации и доведение технико-экономических показателей работы оборудования до утвержденных нормативов. Планово- предупредительный ремонт оборудования подразделяет­ся на капитальный, средний и текущий.

Капитальным ремонтом энергооборудования считается ремонт с периодичностью свыше одного года, при котором производятся полная разборка агрегата, подробный осмотр, все необходимые из­мерения, испытания, исследования, устранение обнаруженных де­фектов, замена или восстановление всех изношенных деталей или узлов, ремонт всех деталей, выполнение мероприятий по повыше­нию надежности и экономичности эксплуатации (модернизация), сборка, наладка, испытания при пуске и сдача в эксплуатацию. Капитальный ремонт должен обеспечить надежную работу агрегата в пределах установленного межремонтного периода — времени эксплуатации агрегата между двумя очередными капитальными ре­монтами (между окончанием предыдущего и началом последую­щего) .

Средним ремонтом энергооборудования считается ремонт с пе­риодичностью свыше одного года, при котором кроме разборки от­дельных узлов для осмотра, чистки деталей и устранения обна­руженных дефектов производится капитальный ремонт или замена быстроизнашивающихся деталей и узлов, не обеспечивающих нормальную эксплуатацию агрегата до очередного капитального ре­монта. Указанный ремонт может производиться только 1 раз в межремонтный период.

При текущем ремонте производится осмотр и чистка узлов и деталей, а также устранение небольших дефектов, возникших в про­цессе эксплуатации.

Планово-предупредительный ремонт организуется электростанцией. Сроки ремонта основных агрегатов (в частности, паровых турбин), а также энергоблочного оборудования планируются по заявкам электростанций энергоуправлениями и согласовываются с диспетчер­ским управлением и привлекаемыми к ремонту подряд­ными организациями. Продолжительность эксплуатации между плановыми ремонтами, перечни и объемы работ, подлежащих выполнению при ремонтах и требующих остановок оборудования, определяются электростанцией с привлечением ремонтной организации на основе ПТЭ и инструкции по организации ремонта. Длительность межремонтного периода и продолжительность типового капитального ремонта основных агрегатов неблочного оборудования, а также энергоблоков определяется соот­ветствующими нормативами. Например, эти величины приведены в табл. для энергоблоков.

Энерго-блоки

Давле-ние пара, МПа (кгс/см2)

Мощ-ность

Межре-монтный период

Простои, календарные сутки

в году проведения капитального ремонта

в году проведения среднего ремонта

В году только текущих ремонтов

В кап-ремонте

В тек. ремонте

Суммарный простой

В среднем ремонте

В тек. ремонте

Суммарный простой

Т-250-240

24/240

250

3

60

18

78

24

18

42

27

К-300-240

24/240

300

3

60

18

78

24

18

42

27

Нормы про­стоя оборудования в ремонте приведены три условии выполнения только типового объема работ, т. е. такого перечня работ, который по правилам ППР нельзя со­кратить, не снижая надежности работы оборудования. При включении в объем ремонта сверхтиповых работ,

которые требуют увеличения срока простоя агрегата в капитальном ремонте, электростанцией и ремонтным предприятием технически обосновывается необходимый срок простоя в ремонте, который утверждается после рассмотрения в вышестоящей организации.

ОРГАНИЗАЦИЯ РЕМОНТНОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ

ЭНЕРГООБОРУДОВАНИЯ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ

Основными задачами организации ремонта являются сокращение сроков простоя оборудования в ремонте, по­вышение производительности труда, сокращение мате­риальных и финансовых затрат на проведение ремонта при одновременном обеспечении высокой надежности и экономичности отремонтированного оборудования.

Главными факторами, обеспечивающими выполнение этих задач, являются: выбор оптимальных форм ре­монтного обслуживания, внедрение прогрессивных ме­тодов планирования и управления ремонтом, установле­ние оптимальной периодичности проведения капиталь­ных, средних и текущих ремонтов, внедрение передовых методов ремонта, комплексной механизации ремонтных работ, технологических процессов и т. д.

Капитальные, средние и текущие ремонты энергообо­рудования в системе проводятся:

• производственными ремонтными предприятиями, которые осуществляют ремонтное обслуживание элек­тростанций, с привлечением специализированных ре­монтных предприятий;
• цехами централизованного ремонта (ЦЦР) элек­тростанций с привлечением ремонтных предприятий энергосистем и специализированных предприятий для выполнения наиболее сложных работ и работ по модер­низации и реконструкции оборудования; Специализированные ремонтные предприятия выпол­няют специальные работы по ремонту и модернизации оборудования ТЭС, капи­тальные и текущие ремонты, модернизацию и

реконструкцию основного и вспомогательного оборудования ТЭС.

ПЛАНИРОВАНИЕ РЕМОНТОВ

Планирование ремонтов представляет собой состав­ление перспективных и годовых планов ремонта, модер­низации и реконструкции оборудования, а также состав­ление месячных планов ремонта.

Перспективные планы ремонта оборудования разра­батываются энергосистемой совместно с электростанцией и включают в себя капитальные, средние и текущие ре­монты, а также работы по реконструкции и модерниза­ции оборудования. Предусмотренная перспективными

планами периодичность проведения капитальных ремон­тов должна быть не меньше нормативной. Периодич­ность капитальных, средних и текущих ремонтов, так же как и их продолжительность, т. е. структура ремонтного цикла, должна разрабатываться конкретно для каждого типа турбин на основе серьезного технико-экономическо­го анализа работы агрегата и определения ресурса работы всех деталей и узлов турбины. Годовой план ремонта разрабатывается электростан­цией на основании перспективного плана. В годовые планы включаются капитальные, средние и текущие ре­монты основного оборудования, капитальный ремонт вспомогательного оборудования, если этот ремонт не производится одновременно с капитальным ремонтом основного оборудования, а также работы по модерниза­ции и реконструкции, если к моменту составления пла­на электростанция располагает необходимой техниче­ской документацией на эти работы, а также соответст­вующими запасными частями. Подготовка к ремонту, организация производства ремонтных работ, взаимоотношения и ответственность при производстве ремонтных работ определяются «Ин­струкцией по организации ремонта» так же, как и орга­низация приемки оборудования до и после ремонта.

Началом ремонта оборудования в соответствии с ПТЭ считается время с момента его отключения от сети. Если основное оборудование выводится в ремонт из резерва, то началом ремонта считается время с мо­мента получения диспетчерского разрешения на его вывод в ремонт. Началом ремонта вспомогательного оборудования основных агрегатов, ремонтируемых в пе­риод между ремонтами основного оборудования, счита­ется время вывода его в ремонт, разрешенное начальником смены станции (НСС). При капитальном ремонте про­изводится полная разборка агрегата и устранение всех дефектов для обеспечения надежной работы агрегата в пределах установленного межремонтного периода. Объем работ при капитальном ремонте даже однотип­ного оборудования может быть разным и зависит от технического состояния оборудования до ремонта, одна­ко можно выделить какой-то минимум работ, который выполняется в обязательном порядке при любом капи­тальном ремонте. Этот минимум работ называют номенклатурой или перечнем типовых работ.

Номенклатура типовых работ — это перечень работ, которые производятся при каждом капитальном ремон­те агрегата, включая контроль за состоянием металла и сварки (в объеме, соответствующем действующим ди­рективным указаниям), а также необходимых провероч­ных и наладочных работ и всех видов испытаний, кото­рые производятся до ремонта, в процессе ремонта и после него. Объем и трудоемкость этих типовых работ по капитальному ремонту зависят от конструктивных технических особенностей оборудования, его компонов­ки, эксплуатации и др. и могут быть различными для агрегатов одного и того же типа.

КАПИТАЛЬНЫЙ РЕМОНТ КОТЛА

Капитальный ремонт котла — это вид ремонта, при котором производится полная ревизия всех узлов в соответствии с установленной периодичностью независимо от их технического со­стояния, ремонт или замена деталей, износ или ресурс которых не обеспечивает надежности работы в последующий межремонтный пе­риод, испытание и наладка работы сборочных узлов оборудования.

В результате капитального ремонта должна быть обеспечена на­дежная работа парогенератора в пределах нормативного межремонт­ного периода с технико-экономическими показателями не ниже дости­гнутых после предыдущего капитального ремонта.

Капитальный ремонт котлов, установленных в блоке с турбоагрегатами, должен производиться не чаще 1 раза в 3 года.

Объем капитального ремонта определяется по типовой (базовой) номенклатуре. Однако нередко в процессе капитального ремонта воз­никают значительные сверхноменклатурные работы, связанные с необ­ходимостью устранения последствий аварий или преждевременного эксплуатационного износа и повреждения оборудования, что в свою очередь приводит к дополнительным трудозатратам на ремонт. Рас­полагаемой численности ремонтного персонала бывает недостаточно для проведения капитальных ремонтов в установленные нормативные сроки, даже при объеме работ, соответствующем типовой номенклату­ре. Кроме того, различные сверхтиповые и специальные работы по мо­дернизации или реконструкции оборудования парогенератора приуро­чиваются, также ко времени проведения капитального ремонта.

Целесообразность проведения в период капитального ремонта мо­дернизации и реконструкции парогенератора определяется в каждом конкретном случае, обоснованным технико-экономическим расчетом, при этом необходимо, чтобы после их выполнения улучшался хотя бы один из следующих показателей: надежность, экономичность, межре­монтный период, ремонтопригодноть, мощность (паропроизводительность).

ВЫВОД КОТЛА ВРЕМОНТ

Одно из главных условий успешного проведения капремонта завершение подготовительных работ организационно-технических мероприятий, вы­полняемых до вывода (останова) ПК в ремонт. За 2 мес до вывода ПК в капремонт проводят наружным осмотром тщательную проверка техсо­стояния его узлов и элементов: арма­туры, коллекторов, фланцев, люков, наружных труб и их креплений, состояние опор и реперов главных трубопроводов, мест прохода труб через обмуровку, гарнитуры, каркаса, лестниц и площадок. При осмотре работающего ПК выявляют все подсосы и неплотности в обмуровке, обшивке, воздушных и газовых коробках и т. п. При проверке техсостояния работающего ПК просматривают формуляры предыдущего капремонта, за­писи в эксплуатационном журнале и данные текущих ремонтов. На основании этого составляется ведомость объема работ капремонта. До начала капремонта состав­ляют и утверждают ремонтные документы -для подготовки ремонта, выполнения ремонта и контроля после ремонта.

В ремонтных документах предусматривают мах возможное восстанавливаемых при ремонте деталей. Способы ремонта, технические требования к отремонтированному изделию, эксплуатационные характеристики после ремонта, нормы расхода запчастей и материалов должны быть технически обоснованы и экспериментально проверены. В ремонтные документы включают:

способы ремонта, для быстрого восстановления эксплуатационных характеристик ПК;

перечень неисправностей и повреждений, с которыми ПК допускают к эксплуатации на ограниченый срок; Ремонтные документы составляют с соблюдением технологической последовательности работ с указанием способов их выполнения, видов оборудования, инструмента, стендов, приборов, нужных для ремонта; требований, которым должно отвечать отремонтированное оборудование. В ремонтных документах определяют те операции, выполнение которых связано с повышенными требованиями мер безопасности и указания, направленные предупреждение повреждения изделия.

За месяц до начала ремонта комиссия проверяет: наличие общей ведомости объема работ и сметы затрат; наличие технологического графика ремонта; разработанные мероприятия по ТБ, ППБ;

обеспечение материалами, де­талями, приспособлениями, инструментом, специальной оснасткой и пр.; исправность стационарной сети освещения 220 и 12 В, сварочных постов и электроразводок, питание механизмов и электро­инструмента и т. п.; исправность разводок и постов кислорода, ацетилена (или пропана), сжатого воздуха, технической воды; план размещения деталей и оборудования (с учетом до­пускаемых нагрузок) на перекрытиях и площадках;

подготовленность транспортных путей;

Вывод котла в ремонт

Отключение котла от паровой .магистрали, снижение давле­ния в котле и охлаждение всех устройств котла, выводимого в ремонт, входит в обязанности дежурного эксплуатационного пер­сонала. Ремонтный персонал леред отключением котла в ремонт производит наружный осмотр всех доступных узлов, чтобы про­верить техническое состояние агрегата и уточнить объем ремонт­ных работ.

Первой ремонтной операцией на отключенном котле является установка заглушек на главном паропроводе, а также на всех других паропроводах перегретого и насыщенного пара, связы­вающих отключаемый котел с другими котлами (работающими и неработающими) или с магистральными паропроводами. За­глушки устанавливают для того, чтобы при ошибочных включе­ниях пар и горячая вода не могли попасть в ремонтируемый котел. Кроме того, заглушки предохраняют паропроводы от по­падания в лих воды при гидравлическом .испытании котла. Уста­новку заглушек производят по наряду. Многие дефекты элементов поверхности нагрева (течи в сварных соединениях, трещины и др.) нельзя обнаружить при эксплуатации котла, так как они находятся в зонах, недоступных для осмотра. Эти дефекты нель­зя выявить и при осмотре котла во время ремонта, так как не все они видимы. Поэтому в начале ремонта проводят гидравли­ческое испытание котла на рабочее давление. Цель его — вы­явить все неплотности в элементах котла, находящихся под дав­лением. Для осмотра котла при гидравлическом испытании удаляют скопления шлака и золы на стенах топки и в газоходах. После того как руководи­тель ремонта или старший мастер убедится в отсутствии угрозы обвала шлака или осыпания горячей золы и в полной безопасно­сти работы в топках и газоходах устанавливают леса в толке и газоходах для воз­можности осмотра элементов поверхностей нагрева при гидрав­лическом испытании. Разбирают участки обмуровки, торкрета и тепловой изо­ляции у элементов котла, плотность которых должна быть про­верена гидравлическим испытанием. Одновременно очищают эти элементы котла от золы и остатков торкрета и изоляции.

При гидравлическом испытании котел заполняют водой по питательным трубопроводам и создают в нем давление, равное рабочему давлению. Удаление воздуха при заполнении происходит через воздушники. Наполняет котел водой и поднимает давление в нем эксплуата­ционный персонал по указанию руководителя ремонта или стар­шего мастера. Температура воды при гидравлическом испытании должна быть 30—50° С. Если вода холодная, то наружные по­верхности сильно отпотевают, а если горячая — небольшие про­пуски через неплотности испаряются. То и другое затрудняет об­наружение неплотностей. При гидравлическом испытании проверяют плотность сварных соединений всех труб и змеевиков с камерами. Выявляют наличие неплотностей и свищей в сварных швах труб котла, змеевиков пароперегревателя и экономайзера, не­плотностей в трубопроводах, во фланцевых соединениях и саль­никах арматуры. При обнаружении подтеков, струй, брызг и ка­пель определяются места неплотностей.

После гидравлического испытания из котла, пароперегрева­теля и водяного экономайзера спускают всю воду и устанавли­вают заглушки на питательных, всех спускных и дренажных трубопроводах, соединяющих ремонтируемый котел с другими котлами, магистральными трубопроводами.

Полностью отключенный котел передают руководителю ре­монта для выполнения ремонтных работ. Составляют акт о передаче котла в ремонт и выдают руководителю ремонта на­ряд на выполнение ремонтных работ.

После вентиляции газоходов и достаточного охлаждения обмуровки закрывают шиберы в га­зоходах или боровах за котлом, чтобы уменьшить сквозняки, вызываемые тягой. Разбирают участки обмуровки для проверки тех мест котла, которые не проверя­лись при гидравлическом испытании. Проводят наружный осмотр котла, а после вентиляции и охлаждения и внутренний осмотр.

При наружном осмотре проверяют состояние всех элемен­тов котла и их соединений, особенно неплотные места, выявлен­ные при гидравлическом испытании, а также места прохода труб через обмуровку, температурные зазоры между элемен­тами котла и обмуровкой или балками каркаса и детали под­вески барабанов к каркасу. Наружный осмотр проводят дваж­ды — до тщательной очистки котла от шлакаи золы и после этой очистки. При наружном осмотре дефекты в сварных, соединениях и трещины в целом ме­талле легко выявляют по солевым отложениям — «грибкам» — на поверхностях со стороны газов. Одновременно с наружным осмотром измеряют диаметры труб для проверки золового или пылевого (в районе горелок) износа, а у труб, работающих в зоне высоких температур, производят проверку на пол­зучесть.

Внутренний и наружный осмотры котла проводит ремонтный персонал вместе с представителями котельного и химического цехов электростанции. Результаты осмотров фиксируют в акте и по ним уточняют объем ремонта.

Не позднее, чем за 3 дня до вывода ПК в ре­монт, руководители работ подробно знакомят ремонтный персонал с объемом и графиком предстоящих работ; проводят инструктаж по ТБ и ППБ. Началом капремонта ПК считают время с момента полного снятия нагрузки с ПК. Выведенный в капремонт ПК от­ключают от по топливу, воде, пару, газовоз­духоводам и дренажам. ППды, питательные, дренажные линии, отключают заглушками. Отключение ПК производят 2МЯ задвижками с открытием установленного между ними дренажного, выведенного в атмосферу вентиля Ø не < 32 мм; приводы задвижек и вентилей запирают на цепи с замками, и вывешивают плакаты «Не вклю­чать — работают люди».Доступ в топку, газоходы или воздуховоды разрешают после отглушения отводов от газопровода к горелкам ПКи выполнения вентиляции топки, га­зоходов, воздуховодов ДС и ДВ, не менее чем 20 мин. Работы внутри топок и газоходов проводят только при охлажденном ПК. Если tРА на рабо­чем месте в >60°С, работать

за­прещается. При tРЕ 50-60°С работы должны проводиться в теплой спецодежде и валенках. При работе в топке или газоходах с tРОЙ 40-50°С, по указанию мастера устраивают через 30 мин работы, пере­рывы на 15 мин с выходом рабочих из топки и газоходов. Весь персонал, работающий внутри топок и газоходов, должен быть в защитных касках, с мягкими подкладками. Ремонтные работы в топках и газоходах проводят после их очистки от золы и шлака. К организационным мероприятиям, обеспечивающим безопасность работ при капремонте ПК,относят: оформление работы общим и промежуточными нарядами; допуск к работе; надзор во время работы; оформление перерывов в работе и окончания работ. Согласно «ПТБ при экс­плуатации оборудования ТЭС» на капремонт ПК выдается общий наряд-допуск руководителю ремонта, имеющего право выдачи про­межуточных нарядов. При допуске к работе ответственный руководитель и производитель работ по наряду совместно с допускающим лицом проверяют выполнение всех мер, обеспечивающих без­опасность ведения работ и соответствие рабочих мест ремонтного пер­сонала нормам и правилам. После отключения ПК и оформления общего выполняют: перекрытие каналов ГЗУ плотным настилом во избе­жание их забивания в процессе ремонта отходами и мусором; защиту колонок ДУ арматуры и гарниту­ры, а также приборов КИПиА от возможной поломки; ограждение рабочих мест, опасных зон подъема (спуска) грузов и их освещение; выделение про­ходов и вывешивание предупредительных плакатов. Для предохранения пер­сонала от возможных обрушений золы и шлака в топках и газоходах их опасные отложения удаляют. Перед нача­лом гидроиспытания ПКвыпол­няют работы по доступу к его узлам и элементам, устанавливают леса, подмости или подвешивают люльки, делают подходы к барабанам, коллекторам. При не­обходимости разбирают участки обмуровки и тепловой изоляции, элементов подлежащих осмотру. Все эти работы должны выполняют при отсутствии давления в п/в тракте ПК.

Повреждения и дефекты каркаса ПК. Ремонт и восстановление.

Каркас -пространственная рамная м/к (рис. 12), для крепленияповерхностей нагрева, трубопроводов, ограждений, изоляции, площадок обслуживания и др. Каркас состоит из вертикальных колонн 1, горизонтальных ферм 2 и вертикальных ферм, связей-раскосов 4 и упрочненной конструкции потолочного перекрытия 3. Колонны котлов изготавливают из сварных профильных балок большого размера. Для уменьшения удельной нагрузки на фундамент под колонны устанавливают опорные башмаки 5 (рис. 12, а, б), состоящие из опорных плит 7 и ребер жесткости 6. Раскосы 4 фермы выполняют из проката (швеллера, двутавра), связывая их между собой сваркой накладками 8 (рис. 12, в). Горизонтальные фермы 2, балки и связи-раскосы 4 применяют для поперечной устойчивости колонн и повышения жесткости каркаса. Важные элементы каркаса, несущие основные нагрузки, вертикальные колонны, с опорными башмаками, опирающимися на фундамент. Все элементы каркаса соединяются друг с другом сваркой. Только балки, с тепловыми расширениями, свободно опирающиеся на каркас, присоединяют болтами через овальные отверстия. Проходящие через конвективный газоход опорные балки ВЭ выполняют полыми (коробчатого сечения) для охлаждения воздухом, проходящим внутри. Опорные конструкции котла, обеспечивают безопасность эксплуатации. Поэтому следят за их сохранностью, проводят ремонт, не допуская нагрева балок и колонн, обваливания обмуровки. Дефектацию каркасов проводят после разборки обмуровки и очистки на охлаждённом котле, для свободного доступа, замены дефектных элементов каркасов и их ремонта. Дефектацию лестниц и площадок проводят после их очистки от грязи, внешним осмотром. Внешний осмотр колонн, балок, узлов каркаса, лестниц и площадок, проводят для выявления изгибов, трещин, разрывов. Измерениями -линейками, рулетками, штангенциркулями определяют размеры видимых трещин, отклонений форм и расположения элементов каркаса. Пузыри, риски и коррозионные повреждения элементов каркасов устраняют вырубкой или зачисткой до "здорового" металла. Глубина мест вырубки или зачистки не должна быть >0,06 толщины стенки элемента. Элементы, имеющие дефекты, глубиной свыше >0,06 толщины стенки - заменяют. Устранение дефектов наплавкой на поверхности элементов каркасов не допускают. Дефекты в сварных швах устраняют вырубкой или зачисткой с последующей наплавкой. Места наплавки должны быть зачищены заподлицо с основным металлом. Узлы соединений, выполненные на заклёпках и болтах, при ремонте переводят на сварку. Требования к отремонтированному каркасу. Размеры элементов каркаса, лестниц и площадок, отремонтированных или изготовленных ремонтным предприятием, должны сответствовать рабочим чертежам. Отремонтирован-ные каркасы должны отвечать требованиям: -смещение центров башмаков основных колонн относительно осей фундамента - ± 5 мм;-отклонение высоты плоскости башмаков основных колоннс подкладками ± 25 мм; -отклонение основных колонн и стоек от вертикали - 1 мм на 1 м, но не более 15 мм на всю длину; отклонение от горизонтальности балок, ферм, щитов - ± 5 мм;Отремонтированные каркасы, лестницы и площадки подвергают приемо-сдаточным испытаниям: -приёмку до установки; -приёмку после установки. Перед установкой, проводят внешний осмотр всех элементов, сварных швов - 100%. -Приёмочный контроль после установки включает внешний осмотр сварных швов, и УЗД сварных швов, проведённых при сборке - 100% (для каркасов). Каркас считается выдержавшим испытание, если: -при внешнем осмотре и УЗД не обнаружены трещины в металле шва, непровары, поры, прожоги, раковины, наплывы. Отремонтированные элементы каркасов, лестницы и площадки окрашивают, а места, для стыковки и сварки -консервируют маслом. Слой консервацион-ного масла должен быть сплошным, без подтёков. На отремонтированных элементах каркасов, лестницах и площадках на видном месте или на табличке, наносят маркировку с указанием: товарного знака ремонтного предприятия, даты проведения ремонта, допустимой нагрузки (для площадок). Маркировка должна быть устойчива к воздействию климата. Мелкие детали (накладки, косынки, упоры, и др.) упаковывают в деревянную тару, защищающую изделия от повреждений при транспортировке и хранении. В каждую тару вкладывают упаковочную ведомость. К упаковке не допускают изделия, не прошедшие обработку защитным покрытием (окраску, консервацию).Стальные конструкции хранят на складах под навесами или на открытых оборудованных площадках. Мелкие детали отправляемые в ящиках, хранят под навесом. Все стальные конструкции в местах хранения: рассортировывают по очерёдности установки, подвергают техосмотру (выявленные повреждения устраняют, а наружную окраску восстанавливают); готовят к установке (очищают от грязи, обозначают места строповки). В многоярусных штабелях между элементами укладывают прокладки; конструкции не должны соприкасаться с грунтом; на конструкциях не должна застаиваться вода. На отремонтированные каркасы, лестницы и площадки составляют документы: 1)приемо-сдаточный акт с приложением формуляра на каркас. 2)акт на приёмку каркаса в ремонт; 3)акт на выявленные дефекты каркаса, лестниц и площадок; 4)документы, подтверждающие согласование с проектной организацией, заводом-изготовителем, ремонтной, строительной или эксплуатационной организацией всех отступлений от проекта.

Ремонт поверхностей нагрева. Повреждения трубной системы котла.

Общая длина труб в котлах - десятки километров. Самые незначительные повреждения труб приводят к появлению свищей или раз­рывов, что приводит к аварийному останову котла. Характер повреждений трубной системы котла и методы устранения. Увеличение диаметра труб. В змеевиках ППлей диаметр труб увеличивается из-за засорения, уменьшения скорости движения пара, отложений накипи при забрасывании в ППль котловой воды. Чаще всего диаметр труб ППлей увеличивается из-за ползу­чести металла при длительном нагреве стенок труб до tР, выше расчетных. Перегревы труб до очень высоких tР вызваны повышениями tРЫ газов при нарушении режимов эксплуатации котла. Если кипятильные и экранные трубы зашлакованы, увеличивается скорость газов и более чистые трубы перегреваются. Если дефектные змеевики ППля вырезаны и не заменены новыми, то соседние неповрежденные змеевики перегреваются, из-за большого количества газов, проходящих в свободном от змеевиков пространстве. Эрозионный износ поверхностей ВЭ и ВП, зме­евиковППлей. Эрозия сильно зависит от абразивности золы. Наиболее аг­рессивен кремнезем SiО2. Махизнос трубы возникает при углах атаки 45º. Желательна скорость газов не > 9–10 м/с, а в газоходах ВЭ 8–9 м/с и ниже. Скорость износа трубыпропорциональна кубу скорости газов. Основной способ борьбы с абразивным истиранием труб -установка за­щитных накладок на лобовых участках труб. Коробление и изгибы труб и змеевиков. Кипятильные и экранные трубы при эксплуатации изгибаются и вы­ступают из общего ряда. Причина этого зажатие коллекторов или отдельных труб при проходе через обму­ровку, где отсутствуют зазоры для термического расши­рения труб. Трубы коробятся и изгибаются из-за обрыва их креплений и нарушения циркуляции воды в котле. Змеевики ППля коробятся сильнее, чем отдельные трубы, из-за обгорания и обрыва подве­сок. Некоторые змеевики опускаются, выступают из общего ряда и даже переплетаются между собой, способствуя отложению золы и нару­шению равномерности потока газов. Змеевики и трубы ВЭ коробятся и выступают из общего ряда меньше, чем змеевики ППля. Причины коробления змеевиков труб ВЭ недостаточная жесткость и смещение опор, а у подвесных змеевиков - обрыв подвесок. Коррозионные разъедания поверхности труб. На наружной и вну­тренней поверхностях труб при коррозии появляются оспины, язвины и раковины, превращающиеся в свищи. Разъедания на наружной поверхности труб появляются чаще, при сжигании сернистого топлива. Разъедания на внутренней поверхности труб, в змеевиках ВЭ появляются от воздействия на металл О2 и СО2, содер­жащихся в питательной воде. Химпроцессы усиливаются с повышением давления и tРЫ. Наружные разъедания выявляют при осмотре труб после их очистки от шлака. Для про­верки коррозии на внутренней поверхности, вырезают участки труб из мест, в которых коррозия наиболее вероятна. Механические повреждения имеют вид вмятин и появ­ляются из-за падения на трубы тяжелых глыб твердого шлака или кирпичей обмуровки. Кроме того, при разрывах труб и попадании струи воды искривляются соседние трубы. Возможно повреждение труб во время ремонта при случайном ударе инструментом, деталями разборных металлических лесов. Свищи в сварных стыках обнаруживают при эксплуа­тации котла. При гидроиспытании перед ремонтом опреде­ляют только место течи. Чаще всего свищи появляются в ВЭ в первые месяцы эксплуата­ции котла, после его монтажа. Главные причины образования сви­щей дефекты сварки- трещины, непровары, подрезы, шлаковые включения, поры, смещения труб, незаплавленные кратеры. Проверку труб шарами и гидравлическое испытание изготовленных труб и змеевиков для ремонта и замены на проходимость, ведут их прокаткой шарами. При этом выявляют уменьшение сечения труб в местах изгиба из-за большой овализации труб и в свар­ных швах из-за образования сварочного грата или смещения труб при сварке. При прокатке шарами обнаруживают засоре­ние труб при попадании в них посторон­них предметов, песка, грязи. Стальные или деревянные шары прогоняют через трубу или змеевик сжатым воздухом под давле­нием 4-6 am. Участки с уменьшен­ным сечением в местах изгибов и в сварных стыках вырезают и на их место устанавливают новые. Застрявшие в трубах или змеевиках шары удаляют, подводя сжатый воздух с противоположной стороны. Если это не помогает,прогоняют сжатым воздухом металлическийшар меньшего Ø, который выбивает застрявший шар и вместе с ним вылетает из трубы. После проверки труб шарами проводят гидроиспы­тание. Экран­ные трубы, змеевики ВЭ и ППлей испытывают удвоенным рабочим давлением в котле. Послее гидроиспытания воду из труб и змеевиков пол­ностью удаляют продувкой сжатым воздухом, а концы труб забивают пробками. Кипятильные и экранные трубы, змеевики ВЭ и ППлей,которые нельзя отремонтировать на месте уста­новки, удаляют и заменяют новыми или отремонтированными трубами. В зависимости от состояния поверхности нагрева замену труб проводят подряд или выборочно. Удаление поврежденных труб Трубы и змеевики вырезают при помощи приспособлений с тонкими абразивными дисками, и резцовыми приспособлениями. Газопламен­ная и электродуговая резка труб запрещены в связи с тем, что в трубах остается грат, что может привести к разрыву и аварийной остановке котла. Установка труб и змеевиков Перед установкой концы труб и змеевиков зачищают до металли­ческого блеска. На внутренней поверхности труб не должно быть окалины, следов коррозии и загрязнений на длине 60-100 мм. Трубы могут выходить из пло­скости экрана не более чем на ± 5 мм; Если предстоит устанавли­вать кипятильные и экранные трубы в большомколичестве, в каждом ряду помещают крайние и 2-3 средние трубы, назыв. маячными. Выверяют все размеры маячных труб и по ним подгоняют остальные трубы. Плотная или защемленная установка запрещается, так как в сварном шве или околошовной зоне могут появиться тре­щины. К коллекторам концы труб приваривают снаружи. Работы по устранению небольших повреждений элементов поверх­ности нагрева проводят на месте их установки без демон­тажа. Подгибка и рихтовка труб Покоробленные экранные и кипятильные трубы подгибают и рих­туют (выравнивают на прямых участках), когда смеще­ние или прогиб труб меняет шаг или выводит их из плоскости ряда более чем на 10 мм. Коробление экранных и кипятильных труб про­ходит при зажатии их в обмуровке, обрыве деталей крепления, (недопустимм сниже­нии уровня воды в котле). Небольшие смещения или прогибы труб устраняют без нагрева домкратами, клиньями, талями и скрутками (обгоревшие и оборванные креп­ления перед правкой труб восстанавливают). Места искривлений значительно деформированных труб перед правкой нагревают до 1050°С газовой горелкой. Правят трубы при tРАХ 1050-750° С; при остывании до нижнего предела их повторно нагревают. Рихтовка труб экранов при помощи реечного домкрата рис. 74. Домкрат закрепляют за трубу 2, подвешиваемую на кон­струкциях лесов или трубах котла. Труба входит в проушины двух скоб 3, которые прутком 5 закрепляются за трубы 4, не требующие рихтовки. При вращении рукоятки домкрата покороблен­ные трубы 6 вводятся в общий ряд. После рихтовки труб, восстанавливают детали их крепления к каркасу,обеспечивая свободу для перемещения труб при нагревании. Сильно дефор­мированные трубы ширм и змеевиков ППлей вырезают и заменяют новыми. Во время ремонта змеевиков П